Месторождения равнинного Крыма

В пределах северной полосы равнинного Крыма разведаны одно нефтяное (Октябрьское) и 11 газоконденсатных и газовых месторожде­ний (Западно-Октябрьское, Глебовское, Задорненское, Краснополян­ское, Карлавское, Кировское, Черноморское, Оленевское, Межводнен- ское — на западе, Джанкойское и Стрелковое — на востоке).

Октябрьское нефтяное месторождение расположено в 35 км к северо-западу от г. Евпатории на северо-западном берегу оз. Донузлав. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, которая прослеживается в отложе­ниях от неоком-апта до палеогена включительно.

Отложения миоцена с резким угловым несогласием залегают в сво­де на размытых известняках датского яруса, перекрывая на крыльях по­роды палеоцена. Вскрытый разрез мезо-кайнозоя включает отложения палеогена (300—500 м), верхнего мела (1950—2130 м), нижнего мела (580—980 м) и домеловые образования. Базальный комплекс неоком- апта трансгрессивно перекрывает дислоцированные метаморфизованные

месторождениям Керченского полуострова и равнинного Крыма

Рис. 8. Структурная карта южной зоны складок Тарханкутского полуострова.

/ —изогипсы подошвы датских отложений; 2 — дизъюнктивные нарушения; 3— участки размыва датских отложений; 4 — глубокие скважины, 5 — структурно-кар-

тировочные скважины. Локальные поднятия: I — Меловое, II — Родниковское, III — Западно-Октябрьское, IV — Октябрьское

породы триаса — палеозоя (?). Общая мощность платформенного чехла составляет 2740—3150 м.

Размеры поднятия по верхнемеловым горизонтам составляют 12X 4 км' при амплитуде 320 м.

Южное крыло антиклинали рассекает субширотный взброс, выходя­щий на поверхность преднеогенового размыва, с амплитудой 300—100 м (рис. 8). Свод поднятия осложнен системой поперечных нарушений меньшего размаха. По нижнемеловым горизонтам Октябрьская складка имеет блоковое строение. Вдоль оси поднятия располагается горстооб­разный выступ из приподнятых блоков, окаймленный субпараллельны­ми нарушениями, плоскости которых наклонены на север, а амплитуды увеличены до 300—500 м. Известно несколько вариантов строения под­нятия (Новосилецкий, 1964 и др.).

В 1957—1958 гг. на Октябрьской площади нроведено картировоч- ное бурение, а в 1959 г. были начаты разведочные работы. В 1961 г. скв. 1 (на глубине 2668—2787 м) вскрыла продуктивный горизонт в ба­зальных отложениях нижнего мела (фильтром была захвачена также верхняя часть домелового комплекса), из которого впервые в равнин­ном Крыму получен фонтанирующий приток легкой сильно газирован­ной нефти дебитом 33,8 т/сутки. Кроме основного продуктивного объ­екта (скв. 1, 4, 6), слабо нефтенасыщенными оказались альбские пла­сты (скв. 3, 5, 6) и известняки сеномана (скв. 24, 22).

Литологически базальный горизонт выражен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми трещиноватыми песчаниками (реже гравели­тами), открытая пористость которых колеблется от 0,06 до 3,1%, а га­зопроницаемость не превышает обычно 0,9 мд (Новосилецкий и др., 1964). Мощность горизонта 46—57 м, эффективная 11—31,2 м.

Высокопродуктивный участок залежи ограничен" размерами блока скв. 1, так как из скв. 4 и 6 были получены нестабильные притоки до 4 т/сутки, а сводовая скв. 50 также оказалась малодебитной. Залежь тектонически ограниченная, вероятно, пластового тина. Водо-нефтяной контакт не вскрыт. Судя по величине начального пластового давления 292,6 бар (2700 м), этаж газоносности равен 400 м (Филяс, 1963).

Нефть легкая с плотностью 777 кг/м³, а в пластовых условиях 514 кг/м³. Пластовая жидкость содержит: углекислоты 0,7 вес. %, азота 5,2%, метана 15,2%, этана 9,0%, пропана 11,5%, бутана и высших 5,8%, жидкого конденсата 9%, бензина 27%, керосина 4,9%, соляра 3,3%, масел 8,4%).

По данным Ю. И. Филяса (1963), указанная смесь углеводородов сохраняется в жидком состоянии при давлении в пласте выше 202 бар. При атмосферном давлении 73% объема пластовой жидкости превра­щается в газ. Таким образом, нефть Октябрьской залежи относится к редкой категории нефтей переходного состояния. Нефть метаново­нафтенового основания. Растворенный газ содержит до 30—37% по объему гомологов метана и обладает плотностью 1,1—1,2 г/дм³ (табл. 6).

Залегающие на опущенных крыльях альбские горизонты нефтена­сыщены спорадически, и не образуют единого резервуара.

Из отложений сеномана в скв. 24 (с глубины 1794 м) был получен после соляяо-кислотной обработки ’кратковременный приток нефти с де­битом 19 т/сутки. Продуктивный горизонт сложен глинистыми извест­няками с прослоями мергелей, открытая пористость которых 1,23—10%. Нефть с плотностью 791 кт/м³ содержит: 44% бензина, 34% керосина, 3,2% акцизных смол и по групповому составу близка нижнемеловой (базальной) нефти. Высота залежи оценивалась (по геофизическим дан­ным) в 30 м. Пластовое давление оказалось ниже гидростатического на 6,4 бара.

Запасы газа и нефти в базальном комплексе по кат. A + B+.Ci оце­нены в 16 млн. м³ и 0,026 млн. т.

На Октябрьском поднятии опробован ряд водоносных горизонтов, приуроченных к гранулярно-т.рещинным и трещинным пачкам в отло­жениях верхнего и нижнего мела. Апт-альбские водоносные пласты от­личаются низкой водообильностью— дебиты редко превышают 2 м³/сут- ки при самоизливе. В’ ряде случаев получены совместные притоки вод с нефтью. Из-за плохих коллекторских свойств восстановление статичес­ких уровней вод затягивается на длительные сроки (до двух лет).

Сеноман-туронские горизонты имеют низкую водоотдачу (до 1,5 м³/сутки при депрессии 100 бар). Горизонт коньяк-туронского воз­раста наиболее водообилен (до 18 м³/сутки при депрессии 20 бар). Хи­мический состав верхнемеловых вод аналогичен составу вод нижнего мела, однако минерализация воды понижена до 20—23 г/дм³.

В водах нижнего мела содержание йода составляет 12 мг/дм³, до­стигая 146 мг/дм³ в некоторых нефтьсодержащих пластах, а количество брома не превышает 40 мг/дм³. Воды верхнего мела содержат в среднем 13 мг/дм³ йода и около 45 мг/дм³ брома.

Степень насыщения вод метановыми газами уменьшается от нижне­меловых (1000—1900 нсм³/дм³) к верхнемеловым (640—1000 нсм³/дм³). При этом сумма тяжелых гомологов снижается с 30 до 1%.

ЗападнО‘Октябрьское газоконденсатное место­рождение, -расположенное западнее Октябрьского поднятия, приуро­чено к асимметричной брахиантиклинальной складке субширотного простирания, в строении которой принимает участие тот же комплекс пород. Однако Западно-Октябрьская складка погружена почти на 300 м, поэтому осадки неогена в своде ложатся на размытые слои па­леоцена. Общая мощность платформенного чехла составляет 3060— 3480 м. * ¹

По верхнемеловым горизонтам длина складки составляет 8 км, ши­рина 2 км, высота около 100 м. Углы падения пород на северном крыле не превышают 17°, а на южном 23°. С глубиной наклон слоев возрас­тает, а свод смещается в восточном направлении. Верхнемеловой и нижнемеловой структурные планы не совпадают. По альб-аптским гори­зонтам поднятие имеет сложное блоковое строение.

В 1957—1958 гг. на Западно-Октябрьском участке проведено жар- тировочное бурение. В 1963 г. скв. 9 вскрыла на глубине 2894 м продук­тивный горизонт в отложениях нижнего альба (пачка A-I9). Дебит газа составил 58 тыс. м³, а конденсата 34 м³/сутки (на 10-мм штуцере).

Характеристика подземных газов равнинного Крыма

* Содержание воздушной примеси, рассчитанное по кислороду.

Примечание. Анализы газа производились в лабораториях УкрНИГРИ, треста .Крымнефтегазразредка», ВНИГНЙ и ВНИИгаза,

Литологически продуктивные пласты представлены разнообразны­ми туфогенными ,пластическими породами, открытая пористость которых равна 3—4% (редко до 8%), а проницаемость обычно ниже 0,9 мд.

Ёмкостные и фильтрационные свойства резервуара во многом обес­печиваются сетью тектонических трещин. Мощность продуктивного гори­зонта 90—168 м, а эффективная мощность 11,6—97,6 м. Коллекторские свойства пород продуктивного горизонта улучшаются в западной части разведанной площади против восточной периклинали, где их мощность меньше.

Газоносное поле приурочено к опущенной части западной перикли­нали складки, а сводовая часть и восточная периклиналь оказались непродуктивными. Глубина залегания кровли газоносного горизонта 2894—3470 м. Отметка водо-газового контакта определена на 3370 м, и этаж газоносности достигает 570 м. Залежь пластовая, тектонически ограниченная, газоконденсатная. Начальное пластовое давление состав­ляет 326 бар, а температура пласта 102—118° С. Оптимальные дебиты достигают 200 тыс. м³/сутки, однако обычно характерны глубокие де­прессии на пласт (до 90 бар).

Потенциальное содержание стабильного газового конденсата рав­но 540 г/м³. Плотность светло-желтого конденсата составляет 771 кг/м³. Конденсат заключает 57—64% бензинов и имеет метаново-нафтеновый характер с содержанием аренов около 13—16% и нафтеновых 26%. Ко­личество конденсата в пластовом газе возрастает с глубиной. По дан­ным Г. И. Степанюк и др. (УкрНИИгаз), газоконденсатная смесь при начальном пластовом давлении находится в пласте в двухфазном со­стоянии. Однако нефтяная оторочка газовой залежи не обнаружена. Газ метановый (67—83%) с повышенным содержанием гомологов (16— 21%) (см. табл. 6).

Запасы газа по кат. Сі + С₂ оценены в 1266 млн. м³, а извлекаемого конденсата 0,63 млн. т.

Водоносность разреза Западно-Октябрьской складки изучена сла­бо. Водообильность гранулярно-трещинных коллекторов альб-апта не­велика, дебиты порядка 1,4—4 м³/сутки при депрессиях 20—110 бар. В скв. 31 из базального горизонта приток воды составил 82 м³/сутки при самоизливе. Пластовые давления обычно ниже гидростатических. В разрезе апт-альба вскрыты воды хлор-кальциевого и гидрокарбонат- но-натриевого типов пониженной минерализации около 10—11 г/дм³.

Водообильность разреза верхнего мела также невелика. Депрессии достигают 100 бар. Воды турона относятся к гидрокарбонатно-натрие- вому типу, и соленость их выше 17 г/дм³.

Нижнемеловые воды содержат йод (до 30 мг/дм³) и бром (до 40 мг/дм³), в туронской воде количество йода увеличивается до 37, а бро­ма до 70 мг/дм³.

Газонасыщение пластовых вод снижается от 3400 (нижний мел) до 200 см³/дм³ в водах сантона. В отличие от метановых газов нижнего мела растворенный в воде турона газ имеет метаново-азотный состав с содержанием метана 34% и гомологов 6%.

К западу от Западно-Октябрьского месторождения расположены две крупные антиклинальные структуры — Родниковская и Меловая (см. рис. 8), — на которых велось глубокое разведочное бурение на ба­зальные горизонты нижнего мела. Строение этих складок детализиро­вано структурным бурением, а после получения притоков нефти на Ок­тябрьском и Западно-Октябрьском месторождениях из пород нижнего мела здесь было поставлено глубокое бурение. В их строении принима­ет участие тот же набор пород, лишь с некоторым изменением их мощ­ностей. ¹ .sS?i

I I zsfiu

На Родниковской антиклинали пробурены две глубокие скважины, из которых скв. 2 имеет забой 4504 м. В процессе бурения скважины из отложений альба отмечались газопроявления (см. табл. 6). Мощность верхнего альба здесь больше на 800 м, чем на смежных структурах, од­нако по сравнению с Западно-Октябрьской антиклиналью коллекторские

Рис. 9. Глебовское газоконденсатное месторождение. Схематическая структурная карта по кровле нижнего палеоцена. Составили А. А. Лещинский, Г. П. Курыло, Т. В. Ше- лешко (1963).

1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — внутренний газо-водяной контакт, м; 3 — внешний газо-водяной контакт, м; 4 — глубокие скважины; 5 — структурно-картировсчные скважины

свойства пород нижнего мела здесь значительно хуже. Разведка ниж­немеловых отложений продолжается.

На Меловой антиклинальной складке (см. рис. 8) пробурено не­сколько глубоких скважин, из которых скв. 4 на глубине 3880 м вскры­ла домеловые отложения, представленные гранодиоритами. Из нижней

Рис. 10. Геологический профиль (по ли­нии I—I) через Глебовское месторожде­ние.

1 — поверхность размыва отложений; 2 — газо­водяной раздел; 3 — газовые залежи

части разреза (интервал 3620—3780 м) получен приток воды с раство­ренным газом, а из альбских слоев в скв. 6 (интервал 2466—2736 м)— незначительные притоки газа с конденсатом (см. табл. 6).

Глебовское газоконденсатное месторождение рас­положено в центральной части Тарханкутского полуострова, в 25 км к юго-востоку от пос. Черноморское. Месторождение приурочено к СИМ- 4 Геология СССР, том 8

метричной брахиантиклинальной складке, вытянутой в субширотном на­правлении (рис. 9, 10). Поднятие выявлено сейсмическими исследова­ниями в 1959 г. и подтверждено структурным бурением в 1960 г. Газо­вый выброс из скв. 352 с глубины 948 м доказал газоносность отложе­ний палеоцена. Глубокое бурение (1960—1963 гг.) привело к открытию промышленной залежи газа.

Во вскрытой части разреза принимает участие комплекс отложений мела и палеогена, которые трансгрессивно перекрыты породами неоге­на. В нижней части вскрытого разреза преобладают карбонатные осад­ки, а образования олигоцена (майкопская серия) сложены толщей одно­образных глин. Общая мощность постмеловых пород составляет 1100— 1400 м.

По кровле нижнего палеоцена поднятие имеет пологий широкий свод и крутые (до 18—20°) крылья. Вверх по разрезу складка выпола- живается. Размеры поднятия по замыкающей изогипсе—1095 м состав­ляют 6x2 км, а амплитуда ловушки около 210 м. Тело складки рассе­чено серией субширотных нарушений с амплитудой до 50 м.

Залежи газа открыты в отложениях верхнего и нижнего палеоцена. Основная нижнепалеоценовая залежь приурочена к толще органогенно- детритусовых известняков мощностью 130—140 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов колеблется в пределах 1,8—38,5% при сред­невзвешенной величине 19,6% (Лещинский и др., 1963), средняя эф­фективная 14,9%, а проницаемость не выше 3 мд. По промысловым дан­ным, последняя достигает 198 мд за счет трещиноватости пород. Газо- насыщение коллекторов порядка 76%. Эффективная мощность пласта около 125 м. Мощность газоупора в своде 135 м.

Кровля продуктивного горизонта залегает на глубине 950—1090 м. Газо-водяной контакт находится на отметке —1018 м. Высота залежи составляет 140 м. Газоконденсатная залежь сводовая, пластового типа. Малоамплитудные разрывы не нарушают гидродинамическое единство залежи. Начальное пластовое давление на газо-водяном контакте равня­лось 110,5 бар, а температура 68,4° С. Дебиты газа достигают 2,06 млн. м³/сутки, а после проведения интенсификации превышают 5 млн. м³/сутки.

Газ содержит 38 см³/м³ стабильного бесцветного конденсата, плот­ность которого 719 кг/м³. Легкоподвижный конденсат выкипает при тем­пературе 193° С на 95% (бензина 45%, керосина 55%) и содержит ме­тана 17,4%, этана 6,1%, пропана 4,6%, бутана 2,8%, пентана 9,6%, гексана и высших углеводородов 58,7%, азота 0,3%, углекислоты 0,5%. По химическому составу конденсат метаново-нафтенового ряда с содер­жанием 8,1 вес. % аренов и 27,5 вес. % нафтенов.

По данным УкрНИИгаза, потенциальное содержание стабильного конденсата 92,2 г/м³. Количество конденсата в приконтактной зоне на 3 см³ выше, чем в своде. Пластовый газ предельно насыщен пентанами и высшими гомологами, однако до начала разработки углеводороды на­ходились в пластовых условиях в однородном состоянии.

Принятые в ГКЗ по кат. Ci и С₂ запасы газа составляют 4570 млн. м³, а извлекаемого конденсата (плотность 719 кг/м³) 115 тыс. т.

В плотных глинистых известняках и мергелях верхнего палеоцена газоносна пачка мощностью 32—36 м, залегающая на 12—15 м выше кровли нижнепалеоценового резервуара. Эффективная мощность трещи­новатых коллекторов не превышает 10 м. Дебиты газа незначительны. Газонасыщенность пород определена в 57%. Газо-водяной контакт об­щий с основной залежью. Залежь пластового типа. Газ имеет сходный состав с нижнепалеоценовым.

Водоносные горизонты приурочены к верхнемеловым, палеоцено­вым, эоценовым и неогеновым отложениям. Дебиты палеоценовых вод обычно составляют 0,8—48 м³/сутки при самоизливах, а в скв. 3 фон­танирующий приток из кавернозной зоны в низах нижнепалеоценового комплекса (интервал 1036—1138 м) равнялся 1152 м³/сутки за счет эффекта термолифта. Напорная поверхность палеоценовых вод до экс­плуатации была .горизонтальной ( + 74,5 м вод. ст. от уровня моря). Месторождение введено в разработку с 196*6 г. Режим залежи газовый, но -отмечено слабое внедрение законтурных вод в приконтактную зону.

В солевом составе вод продуктивного горизонта преобладают ионы натрия и хлора. Минерализация воды равна 17,5—39 г/дм³. Характерно высокое содержание сульфатов (0,6—2,28%-экв), а из микрокомпонен-

Рис. 11. Задорненское газовое месторож­дение. Структурная карта по кровле нижнего палеоцена. Составил Ю. X. Ов­чаренко.

1 — нзогипсы кровли продуктивного горизонта, и; 2 — положение контура газоносности; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — разведочные и эксплуатационные скважины; 5 — структурно­поисковые скважины

тов— бора (до 400 мг/дм³) и йода (15—26 мг). Залежь газа подпира­ют воды гидрока.рбонатно-натриевого типа, которые вниз по пласту сменяются на южном крыле хлор-кальциевыми (скв. 4). Пластовый газ выносит на поверхность до 2 см³/м³ низкоминерализованных (1—4 г/дм³) конденсационных вод разного состава.

Перспективность меловых отложений еще не выяснена.

Задорненское газовое месторождение расположено в 36 км к востоку от пос. Черноморское, вблизи пос. Задорное. Залежь приурочена к брахиантиклинальной складке субширотного простира­ния. В .геологическом разрезе принимают участие отложения юры (?), мела и палеогена. Последние несогласно перекрыты образованиями нео­генового возраста. Разрез палеогена сокращен до 510 м, а общая мощ­ность вскрытого чехла в пределах площади достигает 4357 м.

Задорненское поднятие является звеном Задорненской тектоничес­кой линии. Складка асимметрична в продольном и поперечном направ­лениях. Отмечается хорошее совпадение структурных планов по разрезу. Размеры поднятия по замыкающей изогипсе —560 м равны 4,5x1,4 км, а амплитуда ловушки 105 м. Складка осложнена серией продольных разрывов, основным из которых является южный взброс с амплитудой до 300 м. Центральная часть поднятия в сечении выглядит в виде горс­та, нарушенного мелкоамплитудными (до 50 м) сбросами (рис. 11, 12).

Задорненская складка выявлена геологический съемкой в 1957 г., подтверждена сейсмическими и электроразведочными работами в 1958 г., а структурным бурением в 1959 г. Газовый выброс из скв. 302 (интер­вал 598—601 м) доказал перспективность отложений нижнего палеоце­на. Промышленный приток газа в скв. 2 (1960 г.) достигал

52 тыс. м³/сутки.

4*

Литологически коллекторы выражены органогенно-детритусовыми известняками мощностью 69—67 м, образующими массивный резервуар. Средняя открытая пористость 19,5%, а проницаемость по промысловым данным достигает 60,8—128 мд. Газонасыщение пород определено в 72,5%. Средняя эффективная мощность 46,1 м.

Продуктивный горизонт залегает на глубине 550—614 м. Газовая залежь неполнопластовая, она расчленена на два сектора с разным по­ложением газо-водяного раздела: центральный (отметка —508 м) и юж­ный (—534 м). Высоты залежей равны 51 и 54 м соответственно, а этаж газоносности 77 м. Начальное пластовое давление на глубине 604 м (центральное поле) равнялось 57,6 бар, а температура 33° С. Абсолют­ный свободный дебит (до 560 тыс. м³/сутки) после соляно-кислотной об­работки увеличивается в три раза.

Метановый газ месторождения не содержит гомологов тяжелее бу- танов (см. табл. 6) и заключает незначительное количество (порядка

Рис. 12. Геологический профиль (по ли­нии I—I) через Задорненское месторож­дение.

1 — стратиграфические границы; 2 — поверхно­сти размыва отложений; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — газовая залежь; 5 — уровень структурного порога ловушки

0,3 см³/м³) светло-желтого конденсата с плотностью 836 кг/м³. Конден­сат выкипает в интервале температур 155—260° С и относится к нафте­ново-метановому типу с содержанием 7,7% аренов и 23% алканов.

Запасы газа по кат. А+В-ьСі определяются в 880 млн. м³.

Верхнепалеоценовые глинистые известняки сильно сокращены по мощности (до 15—30 м) и образуют из-за трещиноватости единый мас­сивный резервуар с основным горизонтом.

Водоносные пласты приурочены к отложениям мела, палеоцена и неогена. В скв. 3 дебит, при депрессии 10 бар, достигал 20 м³/сутки. Минерализация законтурной воды гидрокарбонатно-натриевого типа рав­на 24,9 г/дм³. Сульфатность ее невелика (rSO4- 100/С1=0,05), но повыше­но содержание бора (до 450мг/дм³) и йода (26 мг). Пластовый газ выно­сит на поверхность до 1 см³/м³ пресной (0,4 г/дм³) конденсационной во­ды гидрокарбонатно-натриевого состава. Статический уровень воды от­бивается на глубине 35 м. После ввода месторождения в разработку (1968 г.) соблюдается газовый режим эксплуатации.

В скважинах 1 и 4 фиксировались слабые истечения газов нефтяной природы из трещинных коллекторов глинисто-мергельной толщи альб- ского возраста.

Карлавское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Тарханкутского полуострова, в 10 км к югу от пос. Черноморское. Небольшая газовая залежь приуро­чена к вытянутому в субширотном направлении антиклинальному под­нятию, которое хорошо выражено в рельефе (рис. 13, 14). Вскрытая часть разреза сложена породами неогена, палеогена, верхнего и нижне­го мела. Домеловые отложения не вскрыты. Общая мощность осадочно­го чехла превышает 3940 м (скв. 8).

Карлавское поднятие представляет собой узкую асимметричную складку с раздутыми периклиналями, длина которой 9 км и ширина 1,6 км (по замыкающей изогипсе —1174 м). Амплитуда 164 м. Складка

Рис. 13. Структурная карта участка территории Тарханкутского полуострова по кровле нижнего палеоцена. Составил Ю. X. Овчаренко (1969 г.)

1 —* изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — контур газоносности; 3 — дизъюнктивные на­рушения; 4 — разведочные скважины; 5 — структурно-поисковые скважины. Месторождения: I — Кар- лавское, И — Краснополянское, III — Глебовское

Рис. 14. Геологический профиль (по линии I—I) через Карлавское месторождение.

1 — стратиграфические границы; 2 — поверхности размыва отложений; 3 — дизъюнктивные наруше­ния; 4 — залежи газа; 5 — уровень структурного порога ловушки

на востоке соединена через неглубокую седловину с Кировским подня­тием, а на юго-востоке сочленяется с Глебовским. Северное крыло по­логое (8—12°), а южное крутое (13—18°), оно осложнено широкой зо­ной продольных нарушений, на­

клоненных к северу и выходящих на поверхность преднеогенового размыва, с амплитудой 60—100 м.

Северное крыло также рассечено дизъюнктивным нарушением с ам­плитудой 50—100 м. Сводовая часть поднятия расчленена серией малоамплитудных сбросов на бло­ки, смещенные относительно друг друга. По данным сейсморазве­дочных работ 1968—1969 гг., с глубиной сохраняется преемствен­ность структурных планов, не­смотря на усложнение строения поднятия.

Карлавская складка выявлена сейсмическими работами в 1959 г. и детализирована структурно-поисковым бурением в 1960 г. При испы­тании нижнепалеоценовых отложений в скв. 2 (1961 г.) получен приток горючего газа дебитом до 30 тыс. м³/сутки. Коллекторы' представлены детритусовыми известняками, образующими массивный резервуар. Их открытая пористость 1,9—15,6%, а проницаемость менее 0,1 мд. Газо- ,насыщенность пород не выше 50%.

Продуктивный горизонт залегает на глубинах 1126—1200 м. Газо­конденсатная залежь сводовая, неполнопластовая, тектонически ограни­ченная по западному краю. Газо-водяной контакт отбивается на отмет­ке—1030 м, и высота залежи равна 20 м. Начальное пластовое давле­ние на глубине флюидального контакта составляет 110,7 бар, а темпера­тура 71° С.

Газ метановый (91—93%), включает 4—8,3% гомологов и содержит 34 см³/м³ стабильного конденсата, плотность которого 690 кг/м³ (см. табл. 6). Легкоподвижный бесцветный конденсат выкипает при 167° С. В сыром конденсате содержится: метана 8,1 вес. %, эта­на 4,6, пропана 2,3, бутанов 4,6, пентанов 13,2, гексанов и высших 67,3, азота 0,7 и углекислоты 0,2 (Саввина и др., 1963). По химическому составу конденсат метаново-нафтенового ряда.

Запасы газа незначительны: по кат. А4-В-}-Сі около 50 млн. м³.

В уплотненных глинистых известняках верхнего палеоцена установ­лена слабая газоносность маломощной пачки в скв. 1 и 2. Дебиты до 1000 м³/сутки. Газо-водяной контакт на востоке (скв. 2) общий, а газ имеет сходный состав с яижнепалеоценовым. Западная залежь (скв. 1) автономна. Газо-водяной контакт залегает на отметке около —1007 м, а высота залежи 8—10 м. Газ более «сухой» (гомологов 5,3%) по срав­нению с газом основного объекта.

Водоносные горизонты приурочены к отложенцям верхнего мела, палеоцена и неогена. Дебиты вод продуктивного горизонта не выше 2 м³/сутки при депрессии 20—40 бар. Напорная поверхность вод гори­зонтальна, и статические уровни устанавливаются на 20—25 м. Режим залежи газовый.

В солевом составе вод преобладают хлориды натрия. Соленость вод 23—21 г/дм³. Сульфатность повышена (rSO₄-100/С1=0,76—3,0). Содержание брома достигает 60 мг/дм³, йода 20 мг/дм³, бора 130— 430 мг/дм³. Воды гидрокарбонатно-натриевые, лишь на южном ослож­ненном крыле получен приток вод хлор-кальциевого типа.

В скв. 8 (1968 .г.) из сеноманских отложений (интервал 3380— 3472 м) получен приток газа с конденсатом дебитом порядка 150 тыс. м³/сутки. Газ метановый (до 83%) с высоким содержанием тяжелых го­мологов (15—16%) и незначительной примесью негорючих (1—2%).

Краснополянское газоконденсатное месторож­дение расположено на Тарханкутском полуострове, к юго-западу от Глебовской площади. Залежи приурочены к сводовой части симметрич­ной субширотно ориентированной брахиантиклинальной складки (см. рис. 13). Разрез слагающих поднятие отложений аналогичен раз­резу Глебовского месторождения. Общая мощность постмеловых образо­ваний составляет 1200—1300 м.

Размеры узкой нижнепалеоценовой ловушки, которая расположена на 130 м гипсометрически ниже Глебовской, составляют 6x2 км по за­мыкающей изогипсе—1045 м, а амплитуда равна 34 м. Углы падения крыльев 4—6°. Уже в отложениях среднего эоцена поднятие раскрыва­ется на юг, образуя структурный нос.

Месторождение открыто в 1963 г. При испытании отложений ниж­него палеоцена в скв. 5 абсолютный свободный дебит газа достигал 52 тыс. м³/сутки. Газоносны также породы верхнего палеоцена. Нижний продуктивный горизонт сложен детритусовыми известняками мощностью 130 м, открытая пористость которых 10—20%, средняя эффективная 19,5%,.а проницаемость менее 0,1 мд, хотя по промысловым данным она достигает 3,9 мд. Эффективная мощность горизонта 30—40 м, а мощность общего газоупора до 130 м. Продуктивный горизонт залегает на глуби­нах 1065—1100 м. Газо-водяной контакт отбит на отметке —1026 м, а высота залежи 8 м. Залежь неполнопластовая площадью 134 га. На­чальное пластовое давление на глубине контакта равно 105,5 бар, тем­пература 65° С.

Газ метановый (71—81%), с высоким содержанием гомологов (13—18%) (см. табл. 6). Газ выносит конденсат.

Глинистые известняки и мергели верхнего палеоцена заключают газоносную пачку с эффективной мощностью 10 м, которая отделена от основного резервуара 20-метровой глинистой перемычкой. Дебиты газа (при раздельном опробовании) не превышают 1,8 тыс. м³/сутки. Кол­лекторы обладают низкой пористостью (10—13%) и непроницаемы. Широко развитая трещиноватость обеспечивает гидродинамическое единство обоих горизонтов. Газо-водяной контакт общий, и высота верх­ней залежи 44 м. Газ залежей имеет сходный состав. Запасы газа по кат. А+іВ+*Сі около 0,40 млрд. м³.

В скв. 1 (интервал 1075—1095 м) получен приток воды и легкой нефти общим дебитом до 2 м³/сутки при переливе’. Красноватая нефть с плотностью 764 кг/м³ содержит 54% бензина и вскипает на 96% при 316°'С. По фракционному составу и содержанию смол (3,2 вес. %) она близка конденсату Западно-Октябрьского месторождения. Запасы газа определяются в 60 млн. м³.

Водоносные горизонты приурочены к отложениям неогена и палео­цена. Водообильность пород невысокая и дебиты, как правило, ниже 2 м³/сутки при депрессиях 1—10 бар. Статический уровень прослежива­ется на глубине 50 м от устья. Режим залежи газовый.

В солевом составе вод преобладают хлориды натрия. Минерализа­ция их 15—33,5 г/дм³. В водах повышены сульфатность (rSO₄-100/С1= 2,8—3,5), содержание йода (14—24 мг/дм³), брома (33—72 мг/дм³) и бора (80—390 мг/дм³). На площади распространены воды гидрокарбо- натно-натриевого и сульфатно-натриевого типов, на южном крыле они сменяются хлор-кальциевыми. Перспективность мелового комплекса не изучена.

Кировское газоконденсатное месторождение рас­положено на Тарханкутском полуострове между Карлавским и Задор- ненским поднятиями. Залежь занимает сводовую часть узкой антикли­нали широтного простирания. Во вскрытом разрезе поднятия принима­ют участие отложения мела и палеогена, на которые несогласно нале­гают неогеновые слои. Общая мощность отложений палеогена 1000 м.

Узкая пологая симметричная складка небольших размеров (4,5X X 1,1 км) связана через неглубокие пережимы с Западно-Красноярским (Денисовским) поднятием на востоке и Карлавским на западе. Ампли­туда ловушки полного контура 40 м. Углы падения крыльев 10—15°. Поднятие выявлено структурно-поисковым бурением в 1961 г. Месторо­ждение открыто в 1968 г. при испытании отложений палеоцена в скв. 1. Дебит газа не превышал 3 тыс. м³/сутки на 4-мм диафрагме.

’ Коллектор сложен детритусовыми известняками, пористость насы­щения которых ГО—12%, средняя эффективная 16,4%, а проницаемость менее 0,1 мд. Мощность горизонта 115 м, а эффективная ГО—11 м. Про­дуктивный горизонт залегает на глубинах 976—1020 м. Газоконденсат-

¹ Верхняя залеЖь, вероятно, окаймлена на восточной периклинали узкой нефтяной ’ оторочкой.

ная залежь неполнопластовая с площадью 150 га. Газо-водяной кон­такт расположен на отметке —934 м (по промыслово-геофизическим данным), и высота залежи равна Гб м. Начальное пластовое давление превышает 92 бар. Газ метановый (81%) с высоким содержанием гомо­логов (16,6%) (см. табл. 6) и заключает конденсат.

В глинистых известняках верхнего палеоцена также содержится газ. Водоносность площади не изучена. Меловой комплекс вскрыт на 73 м.

Запасы газа по кат. A+B+iCi составляют около 0,14 млрд. м³.

Рис. 15. Черноморское газоконденсатное месторождение. Схематическая структур­ная карта по кровле нижнего палеоцена. Составил Ю. X. Овчаренко (1969 г.).

1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта;

2 — положение газо-водяного контакта; 3 — дизъюнктивные нарушения по геофизическим

материалам; 4 — разведочные скважины

Черноморское газокон­денсатное месторождение расположено на Тарханкутском по­луострове, в 3 км к западу от пос. Черноморское. Месторождение при­урочено к сводовой части субши­ротной пологой складки (рис. 15).

Вскрытая часть разреза выра­жена отложениями верхнего мела и палеогена, несогласно перекрыты­ми образованиями неогена. Мощ­ность палеогеновых осадков возрас­тает до 2090 м за счет отложений эоцена и олигоцена. Мощность го­ризонта нижнего палеоцена остает­ся стабильной, составляя 116 м.

Размеры симметричного Черно­морского поднятия по кровле про­дуктивного горизонта 3,6X2,5 км, амплитуда порядка 63 м (по замы­кающей изогипсе —2100 м). Склад­ка входит в состав поднятий север­ной тектонической полосы полуост­рова. Углы падения крыльев 8—13°. крыло, по сейсмическим данным,

Залегание спокойное, лишь южное вероятно, осложнено широтным нарушением небольшой амплитуды.

-Поднятие выявлено геологическими и подтверждено сейсмически­ми исследованиями и разбурено в 1966—1967 гг. Дебит газа в скв. 2 (1966 г.) из отложений палеоцена достигал 11,6 тыс. м³/сутки на 6-мм диафрагме.

Коллектор выражен уплотненными глинистыми детритусовыми из­вестняками, малопористыми и непроницаемыми. На низкие физические свойства пород указывают глубокие депрессии на пласт при вызове притока (до 200 бар) и длительные сроки восстановления уровня.

Продуктивный горизонт залегает на глубине 2078—2160 м и вклю­чает 34 м верхнепалеоценовых пород. Газоконденсатная залежь непол­нопластовая, полного контура. Газо-водяной контакт условно отбива­ется на отметке —2080 м, высота залежи равна 43 м. Из-за плохого ка­чества коллекторов резервуар имеет сложную структуру, во многом обусловленную трещиноватостью очагового характера. Поэтому в водо­носной части существуют полости, заполненные газом. Начальное -плас­товое давление на контакте 208 бар, а температура 108° С.

Газ метановый (88—93%) с содержанием 4—5% гомоголов. Газ .выносит слабо окрашенный маловязкий конденсат с плотностью 754 кг/м³, который на 68% состоит из бензинов и выкипает при 270° С.

Углеводородная смесь в пластовых условиях находится в двухфазном состоянии.

Прогнозные запасы газа по кат. A + B + Ci составляют около 0,41 млрд. м³.

Водоносные горизонты обнаружены в отложениях палеоцена, эоце­на и Майкопа. Водообильность палеоценовых коллекторов низкая, так что дебиты обычно менее 1 м³/сутки при депрессиях 50—140 бар. Ста­тический уровень вод находится в ГО—12 м от устья. Режим залежи га­зовый.

Рис. 16. Оленевское газовое месторожде­ние. Схематическая структурная карта по кровле верхнего палеоцена. Состави­ли Г. П. Курыло и В. Ю. Корнилюк (1962 г.).

1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — граница распространения отложений го­ризонта; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — газо-водяной контакт; 5 — разведочные сква­жины; 6 — сгруктурно-поисксвые скважины

Солевой состав вод часто искажен соляно-кислотными реагентами. Природная минерализация воды порядка 21—24,7 г/дм³. Воды гидрокар - бонатно-натриевого и хлор-кальциевого типа. Характерна повышенная

сульфатность frSO₄ • 100/С1=4—5,3) и увеличенное содержание йода (до 33 мг/дм³), брома (до 57 мг/дм³), бора (до 160 мг/дм³). Меловой комплекс вскрыт только на 12 м.

Рис. 17. Геологический профиль (по ли­нии I—I) через Оленевское месторожде­ние.

/ — стратиграфические границы; 2 — поверх­ность размыва пород, 3 — дизъюнктивные на­рушения, 4 — газовая залежь; 5 — уровень структурного порога ловушки

Оленевское газоконденсатное месторождение рас­положено в западной части Тарханкутского полуострова, в 25 км к юго- западу от пос. Черноморское. Залежь приурочена к сводовой части ши­ротной брахиантиклинальной складки (рис. 16, 17).

В разрезе поднятия выделяются отложения верхнего мела и палео­гена, несогласно перекрытые известняками неогена. Оленевская склад­ка опущена на 200 м по отношению к Родниковской, что сказалось на увеличении Мощностей верхнего мела. Вскрытая мощность осадочного чехла составляет 3110 м, а мощность палеогеновых отложений 670 м.

Размеры по замыкающей изогипсе —480 м равны 5,5x1,5 км, ам­плитуда 180 м. Строение складки асимметричное. Угол падения пород эоцена на северном крыле 12—23°, южное крыло крутое (18—25°) и ос­ложнено взбросом широтного простирания с амплитудой 50—130 м. В восточном направлении складка отделена неглубокой седловиной от Родниковского поднятия.

Оленевская складка выявлена геологической съемкой и в 1958— 1959 гг. детализирована сейсмическими работами и структурно-поиско­вым бурением. В ряде структурных скважин (210, 229, 234) происходи­ли газовыделения до выбросов на глубинах 420—440 м из отложений нижнего палеогена, а в 1960 г. из скв. 5 получен промышленный приток газа.

Верхнепалеоценовый газоносный горизонт выражен мергелями и глинистыми известняками, которые практически непроницаемы в моно­лите, несмотря на пористость 22—30%. Известняки образуют массив­ный резервуар сложной структуры, во многом обусловленной очаговым характером трещиноватости пород. Последнее приводит к неравномер­ному газонасыщению коллектора. Трещиноватость оценивается в 1% от объема скопления газа. Мощность продуктивного пласта 189—199 м.

Газоносный горизонт залегает на глубинах 400—600 м. Залежь не­полнопластовая, зонального строения, подпирается подошвенными во­дами на отметке около —460 м. Высота залежи 160 м. Начальное плас­товое давление на контакте примерно 54 бар (562 м), а температура 32° С. Потенциальный дебит газа определен в 52 тыс. м³/сутки. Однако активное подтягивание вод ограничивает оптимальный дебит на 30 тыс. м³/сутки. После отбора 13 млн. м³ газа, в течение годичной экс­плуатации залежи для местных нужд (включая потери газа на грифоно- образование), скв. 5 обводнилась на всю мощность газоносного интер­вала.

Газ метановый (94—95%) с низким содержанием гомологом (3-— 4%) и негорючих (до 2%) (см. табл. 6). Вместе с газом выносился кон­денсат. Светло-желтая малосмолистая жидкость с плотностью 795— 804 кг/м³ выкипает при 242—258° С. По химическому составу конденсат нафтеново-метанового ряда с содержанием аренов 22,6 вес. % и алка­нов 23,6%. В пластовых условиях углеводородная смесь- находится в двухфазном состоянии.

Водообильность палеоценовых коллекторов низкая, дебиты не выше 26 м³/сутки при депрессиях до 35 бар. Статический уровень прослежи­вается на глубине 35 м от устья, восстанавливаясь за 10 часов. Минера­лизация подошвенных вод гидрокарбонатно-натриевого типа .21— 22 г/дм³, а вод, выносимых газом, 11—32 г/дм³. В водах повышено со­держание йода (до 16 мг/дм³), брома (до 50 мг/дм³), бора (до 380 мг/дм³).

Запасы газа на месторождении оценивались в 100 млн. м³.

Джанкойское газовое месторождение расположено в пределах Сивашского прогиба, в 10 км к западу от г. Джанкой. За­лежи газа занимают сводовую часть крупной пологой антиклинальной складки, вытянутой в широтном направлении (рис. 18, 19).

В геологическом разрезе поднятия установлены отложения мела и палеогена, которые несогласно перекрыты неогеновыми слоями. Отложе­ния альбского возраста вскрыты на глубину 700 м и представлены мер­гельно-глинистой толщей, заключающей прослои алевролитов, песчани­ков, известняков и в верхней части разреза туфогенных пород. В толще верхнемеловых образований доминируют карбонатные осадки (извест­няки, мергели), мощность которых достигает 1600 м. Органогенно-де- тритусовые известняки с прослоями песчаников палеоценового возрас­та (мощность 60 м) с размывом перекрыты мергелями эоцена (мощ­ность 230 м). Выше залегают породы майкопской серии олигоцена мощ­ностью в 700—800 м, выраженные глинами с тонкими прослоями алев­ролитов и песков, группирующихся в четыре выдержанные глинисто- алевролитовые пачки А и Б (средняя часть), В и Г (нижняя часть).

Пачки А, Б и В коррелируются с IX, XII—XIII и XIV пластами Стрел­кового месторождения.

Джанкойское поднятие имеет асимметричное строение и пологие крылья. Северное крыло более крутое (11—13°), чем южное (7—9°). Размеры поднятия по контуру залежи пачки Б равны 18x9 км. Высота складки, относительно структурного порога на западной переклинали,

Рис. 18. Джанкойское месторождение газа. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Б майкоп­ской серии олигоцена. Составил Ю. X. Овчаренко (1968 г.).

1 — изогипеы кровли горизонта Б, м; 2 — положение газо-водяных контактов, м; 3— дизъюнктивные нарушения; 4 — разведоч­ные и эксплуатационные скважины; 5 — структурно-поисковые скважины

45 м. Высота меняется от 14 (поверхность размыва Майкопа) до 130 м (палеоцен). Складка расчленена серией малоамплитудных (10—30 м) дизъюнктивных нарушений на четыре блока. Основные нарушения, от­секающие периклинальные окончания, ориентированы на северо-запад. Мелкие разрывы, возникшие при сдвиговых подвижках, привели к де-

Рис. 19. Геологический профиль (по ли­нии I—I) через Джанкойское месторож­дение.

1 — стратиграфические гоаницы; 2 — поверх­ность размыва отложений; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — продуктивные горизонты май­копского возраста; 5 — залежи газа

формации свода и искривлению оси поднятия. Западная периклиналь через неглубокий пережим причленена к приподнятому структурному элементу Первомайской зоны складок. Восточная периклиналь ослож­нена локальными вздутиями слоев.

Джанкойская складка была выявлена в результате геологической съемки и подтверждена в 1948 г. электроразведочными работами. Позд­нее за пределами площади были пробурены две опорные скважины 1 и 2. 'Структурно-поисковое бурение в 1961 г. детализировало структуру и установило газоносность майкопских отложений после того, как в при- сводовой скв. 601 произошли газовые выбросы при глубинах 336 м и 520 м. Глубокое бурение в 1962 г. выявило газоносность всех четырех майкопских пачек коллекторов.

Литологически продуктивные горизонты выражены алевролитами и песками, которые тонко переслоены алевритистыми .глинами. Кол­лекторские свойства улучшаются снизу вверх, к пачке А. Пачки коллек­торов перемежаются глинистыми разделами мощностью 60—120 м.

Горизонт Г залегает на глубинах 650—920 м. Мощность пачки 40— 50 м. Пористость глинистых алевролитов 24,4%, а газопроницаемость 0,5—4,9 мд по керну и менее 0,15 мд по промысловым исследованиям. Газонасыщенность пласта порядка 30%. Коллектор неустойчив, и деби­ты ограничены до 10 тыс. м³/сутки в центре залежи. Статические давле­ния нарастают очень медленно. Контакт газ — вода прослеживается на отметке —872 м. Этаж газоносности 51 м. Залежь сводовая, пластово­го типа с небольшим сухим полем в центре. Начальное пластовое давле­ние на контакте 93,4 бар, а температура 48° С.

Горизонт В прослеживается в интервале глубин 630—720 м. Мощ­ность пачки 17—22 м. Пористость алевролитов 29,0%, проницаемость 20,9 мд по керну и 4,6 мд по промысловым исследованиям. Газонасы­щенность пород 33,4%- Водо-газовый раздел находится на отметке —626 м, высота залежи 18,4 м. Залежь пластового типа небольших разме­ров. Дебиты газа достигают 28 тыс. м³/сутки. Начальное пластовое дав­ление на контакте 68,9 бар, а температура 38° G.

Основным продуктивным горизонтом является пачка Б, кровля ее залегает на глубинах 500—560 м. В разрезе горизонта выделяется де­вять пластов алевролитов с эффективной мощностью 22—30 м. Верхний 5—6-метровый пласт отделен глинистой перемычкой в 20—25 м от ос­тальных, которые собраны в глинисто-песчаную пачку мощностью 32— 38 м, хорошо выдержанную по площади и заключающую основные за­пасы газа. -Общая мощность горизонта Б 59—74 м. Коллекторские свойства пород заметно ухудшаются в юго-западном направлении. По­ристость алевролитов 30,5—31,3%, проницаемость до 29,6 мд по керну и

14— 36 мд по промысловым исследованиям. Газонасыщенность пород 34,3%.

Газо-водяной контакт находится на отметках —531 м и —515 м (за­падный сектор залежи). Высота основного скопления газа 60,4 м. За­падное дизъюнктивное нарушение предохраняет от рассеяния нижний

15- метровый слой газа основной залежи. Залежь тектонически экрани­рованная пластового типа с небольшим сухим полем в своде складки. Абсолютные дебиты газа колеблются от 80 до 516 тыс. м³/сутки. На­чальное пластовое давление на отметке —531 м равно 60,5 бар, а тем­пература 34,5° С.

Кровля верхней газоносной пачки А прослеживается на глубинах 330—370 м. Мощность песчано-алевролитового пласта А-Н равна 5,8— 10 м. Пористость 31—34%, проницаемость до 50,2 мд по керну и 24 мд по промысловым исследованиям. Газонасыщенность пород 30—45%. Раздел газ — вода отбивается на отметке около—312 м, высота скопления равна 11—14 м. Залежь пластовая сводовая. Абсолютный дебит газа составляет 59 тыс. м³/сутки. Начальное пластовое давление на контак­те 33,8 бар, а температура 26° С.

Газ месторождения метановый (91,7—99%) с содержанием 0,2— 0,6% гомологов, обычно не сложнее пропана, и незначительной долей не­горючих (см. табл. 6). Вверх по разрезу наблюдается некоторое осу­шение газа. Редкие газы и сероводород присутствуют в ничтожных ко­личествах. Конденсата газ не содержит.

Принятые ГКЗ по кат. Сі запасы газа (в пачках А, Б и В) состав­ляют 5709 млн. м³. Запасы газа в пачке Г оцениваются в 2748 млн. м³.

Законтурные и подошвенные воды Джанкойского месторождения слабонапорные. Водообильность пластов невысокая, особенно горизон­та Г. Пластовые воды пачек Б и В переливают на устье с дебитами 0,1—5,6 м³/сутки. Пьезометрическая поверхность приведенных к уровню моря напоров имеет выпуклость в районе скв. 14, от которой во все сто­роны напоры снижаются, особенно быстро в западном направлении.

Минерализация пластовых вод колеблется в широком диапазоне от 12 до 51,9 г/дм³. В водах пачек А и Г концентрация солей равна 10— 17 г/дм³, а в смежных пачках Б и В она достигает 35—51,9 г/дм³. При этом максимальные значения минерализации фиксируются в скв. 14 с постепенным снижением к периферии узкого эллипсовидного поля изо­минер, вытянутого вдоль восточного дизъюнктивного нарушения. Низ- коминералйзованные воды пачки Г и в скв. 12 (пачка Б) относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, остальная масса вод к хлор-каль- циевому типу, с преобладанием в составе хлоридов натрия. Сульфат- ность их невысокая (rSO₄ • 100/С 1=0,03—0,28), а содержание йода, ам­мония и брома повышено (до 29,4, 225,0 и 117,6 мг/дм³ сответственно). В некоторых пробах определялись калий (70—85 мг/дм³), литий (1,7—2,0 мг/дм³), стронций (45—51,5 мг/дм³) и кремнезем (34 мг/дм³).

Водоносные пласты вскрыты также в отложениях эоцена, палеоце­на и мела. Переливающие воды палеогена отличаются минерализацией 24—29,8 г/дм³ и относятся по составу к хлор-кальциевому типу. В скв. 14 вода с аномальной для вод эоцена минерализацией 40,5 г/дм³ заключает наиболее высокое на площади количество йода (53,2 мг/дм³). Воды палеогена растворяют 600—1330 см³/дм³ газа метанового соста­ва. Меловые воды низкоминерализированы с невысокой относительной упругостью (0,27 4-0,45) растворенных газов азотно-метанового типа.

Стрелковое газовое месторождение расположено в Генцческом районе Херсонской области, в пределах Арабатской стрелки. Последняя представляет собой узкую полосу суши, отделяющую Сива- ши от Азовскогр моря. Ширина ее в пределах Стрелкового месторожде­ния около 1 км.

Сейсмическими работами МОВ в 1953 г. южнее с. Стрелковое был установлен антиклинальный перегиб по отражающим горизонтам в май­копской серии. В 1964 г. на площади антиклинального перегиба было начато поисково-разведочное бурение, в результате которого из скв. 3, при забое 1040 м (нижний Майкоп), был получен газовый фонтан. Даль­нейшее изучение сейсмическими работами прилегающей суши, а также детальные гравиметрические работы в пределах Азовского моря уста­новили наличие крупной антиклинальной структуры субширотного про­стирания. Длина ее по горизонтам Майкопа порядка 9—13 км (рис. 20, 21), причем большая часть структуры расположена в пределах Азовско­го моря. Ширина складки по различным горизонтам майкопской серии составляет 3,7—6 км, уменьшаясь с глубиной. По данным МОВ (Шпорт, 1969), амплитуда складки с глубиной увеличивается от 30— 50 м в олигоценовых до 75 м в палеоценовых отложениях. По этим же данным предполагается наличие разрывных нарушений, осложняющих строение крыльев и восточного лериклинального окончания. Углы паде­ния на крыльях -от 1° до 2°30'.

На Стрелковом месторождении в разрезе майкопских отложений установлено 14 песчано-алевролитовых пачек, являющихся коллектора­ми. Промышленная газоносность установлена в горизонтах V и VI сред­него Майкопа.

По высокой газонасыщенности и упругости водорастворенных га­зов, а также по аналогии с Джанкойским месторождением в майкоп­ской серии выделяются также горизонты XII, XIII и XIV, потенциально газоносные в сводовой части поднятия. Газоносная площадь горизонтов

Майкопа примерно составляет 8—56 км², этаж газоносности 25—50 м. Глубина залегания перечисленных горизонтов 470—1090 м.

Промышленно газоносный горизонт VI сложен алевролитами и алевритистыми глинами мощностью 40—45 м. В границах горизонта вы­деляется 9—11 пластов-коллекторов в основном небольшой мощности (1—2 м), и только в средней части разреза прослеживается пласт мощ­ностью 8,6—10 м. Открытая пористость коллекторов изменяется в пре­делах 28,2—36,3% (в среднем 32,6%), проницаемость 40—397 мд (в среднем 145,8 мд). Мощность газоупора 8—10 м.

Рис. 20. Стрелковое газовое месторождение. Схематическая структурная карта по кровле горизонта VI среднего Майкопа. Составил С. М. Захарчук (1969 г.).

1 — изогипсы кровли горизонта VI среднего Май­копа; 2 — контур газоносности по геолого-геофи­зическим данным; 3 — контуры положительной гравитационной аномалии; 4 — зона региональ­ных разломов по данным магнитометрии

Рис. 21. Геологический профиль че­рез Стрелковое газовое месторожде­ние.

1 —песчано- алевритовые горизонты с уста­новленной газоносностью; 2 —■ песчано-алев­ритовые горизонты, предположительно га­зоносные; 3 — плоскость газо-водяного кон­такта

Кровля горизонта VI вскрыта скважинами на глубинах 533—543 м. Плоскость газо-водяного контакта находится на абсолютной отметке— 540 м. Залежь сводовая, пластового типа. Статическое давление 53,4— 54,5 бар. Пластовая температура 29—34° С. Абсолютно свободные де­биты в периклинальной части складки достигают 32,9—70,8 тыс. м³/сут- ки.

Горизонт V представлен алевролитами, песками и алевритистыми глинами. В пределах .разведанной части горизонта выделяется пласт- коллектор мощностью 31,2—40 м. Остальные пласты имеют мощность 1—5 м и залегают в кровельной и подошвенной частях горизонта. От­крытая пористость коллекторов колеблется от 24 до 38,7% (в среднем 31,1%), проницаемость от 91,8 до 451 мд (в среднем 200 мд). Газона- сыщенность коллекторов по промыслово-геофизическим данным поряд­ка 55%. Эффективная газонасыщенная мощность в пределах суши до­стигает 9 м. Мощность газоупора 35—40 м .Кровля продуктивного гори­зонта V залегает на .глубине 470—486 м. Газо-водяной контакт уста­новлен на отметке—481 м. Залежь сводовая, пластового типа. Статичес-

кое давление 45,9—46,5 бар. Пластовая температура 27—28° С. Абсо­лютно свободные дебиты достигают 500—550 тыс. м³/сутки.

Газ промышленно продуктивных горизонтов V и VI близок по со­ставу. Запасы газа Стрелкового месторождения по кат. С₂ (в горизон­тах V, VI, XII, XIII и XIV) равны 17,3 млрд, м³; 70% этих запасов при­урочено к горизонтам V и VI (Захарчук, Куришко и др., 1966).

Рис. 22. Межводненское газовое месторож­дение. Структурная карта по кровле про­дуктивного пласта среднего Майкопа. Со­ставил Ю. X. Овчаренко (1969 г.).

1 — изогипсы кровли VI горизонта; 2 — положение газо-водяного контакта, м; 3 — дизъюнктивные на­рушения; 4 — разведочные скважины; 5 — струк­турно-поисковые скважины

В коллекторах Майкопа содержатся воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 23,8—61,5 г/дм³ и коэффициентом метаморфизации 0,79—0,89. Максимальная солевместимость характерна для вод средней части майкопской толщи. В ниж­

них и верхних горизонтах воды менее минерализованы. Газонасы- щенность вод горизонта XIII сред­него Майкопа равна 1311 см³/дм³, а коэффициент относительной уп­ругости 0,89. Воды горизонта XIV нижнего Майкопа обладают мак­симальным газосодержанием 1446 см³/дм³ и высоким коэффи­циентом упругости 0,96.

На западной периклинали Стрелкового месторождения в от­ложениях верхнего мела, палео­цена и эоцена содержатся воды хлор-кальциевого типа. Их мине­рализация 21,9—29 г/дм³, а коэф­фициент метаморфизации 0,97.

Газосо держание увеличивается от 583 см³/дм³ Ъ водах верхнего ме­ла до 935 см³/дм³ в водах эоцена, а коэффициент упругости, соответственно, от 0,21 до 0,35. Растворенные газы относятся к метановому типу. Наибольшие притоки вод получены из песчаников среднего эоцена — верхнего палеоцена. В водах содер­жится йод в промышленной концентрации.

Дальнейшее изучение Стрелкового месторождения необходимо осу­ществлять детальными сейсмическими работами и бурением скважин на территории Азовского моря.

Межводненское газовое м е с т о р о ж д е н и е расположено на Тарханкутском полуострове, в 20 км к северо-востоку от пос. Черно­морское. Складка входит в состав северной цепи поднятий Тарханкуг- ского полуострова. Залежь приурочена к сводовой части пологой асим­метричной брахиантиклинальной складки, размеры которой по замы­кающей изогипсе —200 м составляют 7x2,1 км, а амплитуда 35 м (рис. 22).

■Во вскрытом разрезе субширотно ориентированной складки уста­новлены отложения палеогена и неогена. Углы наклона крыльев 6—7° (южное) и 3° (северное). Складку пересекает диагональное нарушение с амплитудой порядка 10 м .

Межводненское поднятие намечено в 1959 г. геологосъемочными ра­ботами В. Д. Фролова и Д. А. Рамазанова и подтверждено структур­но-поисковым бурением в 1963 г. При этом в скв. 450 произошел вы­брос газа при забое 242 м. В 1964 г. здесь пробурены три скважины на отложения палеоцена. В 1967 г. при испытании среднемайкопских по­род в скв. 2 (интервал 217—220 м) получен приток природного газа с дебитом около 5 тыс. м³/сутки.

Продуктивный пласт VI сложен алевролито-глинистой породой с не­высокими физическими свойствами и мощностью 14—19 м. По промыс­ловым данным, проницаемость пласта достигает. 15,3 мд. Газоносный горизонт залегает на глубине 211—250 м. Газовая залежь пластовая, тектонически ограниченная, с газо-водяным контактом на отметке —195 м. Начальное пластовое давление на контакте 21,3 бар, а темпе­ратура 22° С. Залежь занимает западную часть резервуара. Остальная часть непродуктивна или вмещает меньшую по размерам зйлежь, огра­ниченную на отметке выше —175 м.

Газ метановый (95—99%) и почти лишен тяжелых компонентов (0,35%), негорючих содержится до 5%.

В 10—12 м от кровли горизонта VI выделяется другой пласт-кол­лектор V, мощность его 22—30 м; газоносность его не проверена, но ве­роятна по промыслово-геофизическим материалам.

Запасы газа кат. Ci составляют 0,6 млрд. м³.

Водообильность майкопских пластов невысокая, до 9 м³/сутки при депрессии 10 бар. Статический уровень прослеживается на глубине 23— 35 м от устья. Минерализация воды хлор-кальциевого типа 27,2 г/дм³. Сульфатность незначительна (rSO₄ -100/С1 = 0,1), а количество йода и брома достигает 16 и 63,8 мг/дм³, соответственно. Отложения палеоцена водоносны.

Кроме вышеописанных месторождений, разведочное бурение прово­дилось на ряде антиклинальных структур, выявленных сейсмическими методами разведки. В настоящее время разведочные работы ведутся на Северо-Серебрянской структуре, где из альбских отложений в скв. 3 были получены притоки газа, а в скв. 1 — приток нефти и слабые газо­проявления из пород верхнего мела. _z

На Серебрянской площади из отложений коньяк-турона в скв. 3 получен приток нефти дебитом 40 т/сутки. Нефтегазопроявления отме­чались и в низах туронской толщи.

Профилем из трех глубоких скважин разбурено Орловское подня­тие, ,на котором в скв. 3, при забое 4150 м, вскрыты гранодиориты, веро­ятно, среднеюрского возраста. При испытании базальной пачки ниж­него мела (интервал 4085—4150 м) был получен приток воды с раство­ренным газом. Отсутствие хороших коллекторов и сложность геологи­ческой структуры участка по нижним горизонтам обусловили времен­ное прекращение разведочных работ.

Параллельно с разведочными работами на всей территории Крым­ского полуострова проводилось бурение параметрических скважин, с це­лью изучения пород платформенного чехла и выяснения перспектив их нефтегазоносности (на Вишняковской, Восточно-Джанкойской, Усть- Салгирской и Тамбовской структурах, а также на Горностаев ском под­нятии). Эти структурные формы были установлены сейсмическими ис­следованиями МОВ.

На территории равнинного Крыма и Керченского полуострова про­водится также планомерное изучение геологического строения по ниж­ним горизонтам нижнего мела и подстилающим их образованиям.

Нефтегазопроявления горного Крыма

На территории горного Крыма известны многочисленные газо- и реже нефтепроявления, приуроченные к отложениям таврической серии, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела (табл. 7).

На наличие нефтегазопроявлений в горном Крыму указывали А. Конради, Н. В. Рухлов, С. П. Попов, А. Черепенников, А. С. Моисеев,

Таблица 7

А. Л. Козлов, М. С. Горюнов и Г. А. Лычагин. А. С. Моисеев (1932 г.)< провел детальные геологические исследования на одном из наиболее знаменитых источников горного Крыма Аджи-'Су. По его мнению, га­зирующие источники Аджи-Су и Аян приурочены к зонам разломов, яв­ляющихся проводниками газа из более низких горизонтов.

Газопроявления горного Крыма наиболее детально описаны А. С. Моисеевым (1932, 1935 гг.) и А. Л. Козловым и А. С. Моисеевым^ (1947 г.).

В довоенные годы на территории горного Крыма работала разве­дочная партия под руководством П. Литвинова, которая провела незна­чительные разведочные работы в районе газирующего источника Аджи- Су и у с. Заречного. Положительные результаты не были получены.

Позднее, в результате проведения горных выработок, в различных. частях горного Крыма были получены новые данные о нефтегазопрояв- лениях из мезо-кайнозойских пород. К ним прежде всего относятся нефтегазопроявления в районе пос. Планерское, где было проведено- структурное и глубокое бурение. Здесь при бурении структурных сква­жин в отложениях кимеридж-титона (скв. 8, 7, 12, 17; на глубинах до 580 м), берриаса (скв. 9, с глубины 285 м) и валанжин-готерива (скв. 18, с глубины 109 м) отмечались газопроявления различной интен­сивности. В глубокой скв. 3 при вскрытии верхнеюрских конгломератов, (глубина 1460 м) произошел газовый выброс. Промышленные притоки пока не получены. В этом же районе Г. А. Лычагиным были обнаруже­ны породы, пропитанные нефтью, в отложениях титона и средней юры.

В большом объеме геологоразведочные работы были проведены и в районе Старого Крыма, на Гончаровской структуре, где в процессе бурения было зафиксировано только слабое газопроявление из юрских и нижнемеловых отложений. Можно отметить, что почти во всех скважи­нах, пробуренных на территории горного Крыма и его предгорий, фик­сировались газопроявления (см. табл. 7), однако промышленные при­токи не были получены.

На территории горного Крыма отложения таврической серии эроди­рованы современным рельефом и не перспективны для поисков промыш­ленных залежей нефти и газа. Флишевые образования таврической се­рии представлены ритмичным чередованием глинистых и песчанистых пород, песчаники и алевролиты плотные, окварцеванные, сливные и,, как правило, открытых пор не содержат. Эти породы можно рассмат­ривать как непроницаемую покрышку для захоронения залежей нефти и газа на глубине.

В районе Качинского поднятия скв. 1 (на глубину 2295 м) и скв. 2 (4000 м) прошли по породам таврической серии, но ни притоков жид­костей, ни признаков газа здесь не обнаружено.

С отложениями средней и верхней юры и местами нижнего мела могут быть связаны промышленные залежи газа в Судакской складча­той зоне, Белогорском прогибе и в районе предгорий.