5.2.4 Короткий опис основних родовищ вуглеводнів Кримського і Керченського півостровів і прилягаючих шельфових зон морів

Оленівське газове родовище

Відкрите в 1959 році. Пов’язане з брахіантикліналлю широт­ного простягання з розмірами осей 4,5×1 км і амплітудою 160 м. Південне крило згортки порушене підкидом. Продуктивними є відклади верхнього палеоцену. Колектори–тріщинуваті аргіліти, мергелі та вапняки з відкритою пористістю (зокрема і тріщинна) 14,9-38% і проникністю менше ніж 1∙10^-10 м² . Породи - покришки репрезентовані глинами середнього палеоцену. Поклад масивний, тектонічно-екранований, водоплавний, режим газовий у поєднанні з водонапірним і пружним. На глибині 575 м (ГВК) початковий пластовий тиск 4,46 МПа, коефіцієнт аномальності 0,77.

Чорноморське газове родовище

Відкрите в 1966 році. Пов’язане з антикліналлю субширотного простягання з розміром осей 5,4×1,5 км і амплітудою 125 м. Продуктивними є відклади середнього палеоцену. Колектори репрезентовані тріщинуватими мергелями з відкритою пористістю 2,42-9,08%. Породами-покришками є щільні вапняки і мергелі верхнього палеоцену. Поклад масивний пластовий склепінний, режим газовий у поєднанні з пружним. На глибині 2144 м (ВГК) початковий пластовий тиск дорівнює 10,7 МПа, коефіцієнт аномальності 0,50.

Рисунок 5.15 Структурна карта Джанкойського газового родовища по покрівлі горизонту П і геологічний розріз по лінії І-І (по І.С.Гайдук, 1962р.)

Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Cхідно - Саратського родовища

Рисунок 5.16 Структурна карта Голіцинського газоконденсатного родовища по покрівлі палеоценових відкладів і геологічний розріз по лінії І-І (по А.Л.Дергачевій і Б.В.Гайдук, 1982 р)

Умовні позначення ті ж, що і на рисунку для Східно-Саратського родовища.

Західно - Октябрське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1964 році у альбських відкладах нижньої крейди. Пов’язане з брахіантикліналлю субширотного простягання з розмірами осей 6,5×2,1 км і амплітудою 700 м. Згортка порушена кіль­кома тектонічними розривами різного простягання, які вгору по розрізу не сягають за межі альба. Колектори репрезентовані туфами, туфітами і туфопісковиками з відкритою пористістю 3–8% і проникністю до 1∙10^-15м² .Покришки згорнені глинистими утворення­ми альба і верхньої крейди. Поклад пластовий склепінний тектонічно-екранованний. Режим покладів газовий у поєднанні, з пружним і частково, водонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 3380 м (ВГК) ставив 4,01 МПа, коефіцієнт аномальності 1,19.

Октябрське нафтове родовище

Відкрите в 1960 році у базальтових пісковиках нижньої крейди. Пов’язане з брахіантикліналлю з осями 7,7×2,3 км і амплітудою 600 м. Брахіантикліналь ускладнена декількома тектонічними порушеннями, які іноді сягають поверхні розбіжного залягання неогену на породах верхньої крейди. Колектори репрезентовані піско­виками і мають відкриту пористість 4-13% і проникність до 47,8·10^-15 м². Породами - покришками є глинисті утворення апт - альба. Поклад нафти пластовий склепінний тектонічно-екранованний. Режим покладу пружноводонапірний. Початковий пластовий тиск на глиби­ні 2709 м (ВНК) дорівнює 29,8 МПа, коефіцієнт аномальності 1,10.

Міжводненське газове родовище

Відкрите в 1964 році. Пов’язане з антикліналлю південно - західного простягання розміром осей 8,5×2,7 км і амплітудою 50 м. Продуктивними є відклади середнього майкопу, залягають на малих глибинах (200-585). Колекторами є пісковики з відкритою пористіс­тю до 33% і проникністю до 15∙10^-15 м². Породи-покришки репре­зентовані глинистими породами верхнього майкопу і нижнього міоцену.

Поклад склепінний масивно - пластовий, режим газовий в поєд­нанні із пружним і частково водонапірним. На глибині 225 м (ВГК) початковий пластовий тиск 1,9 МПа, коефіцієнт аномальності 0,84.

Кіровське газове родовище

Відкрите в 1965 році. Пов’язане з антикліналлю широтного простягання з розміром осей 3,9×0,8 км і амплітудою 40 м. Про­дуктивними є відклади верхньої частини нижнього палеоцену. Колектори–тріщинуваті мергелі та вапняки з відкритою пористістю (разом з тріщинуватістю) 12–20% і проникністю менше ніж 0,1·10^-15 м². Породи–покришки репрезентовані глинистими породами середнього палеоцену. Поклад пластовий, режим газовий у поєднання із пружним і частково водонапірним; На глибині 987 м (ВГК) початковий пластовий тиск 9,3 МПа, коефіцієнт аномальності 0,84.

Джанкойське газове родовище

Відкрите в 1952 році у майкопських відкладах верхнього па­леоцену. Пов’язане зі спадистою антикліналлю, розміри якої 18,5×7,5 км і амплітуда 60 м. Колектори, як, правило, згорнені тріщинуватими алевролітами з відкритою пористістю 21-35,3% і проник­ністю 10610^-15 м². Покришки–глинисті відклади майкопу. Поклади пластові склепінні. Режим газовий у поєднанні із пружним і водонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 545,5 м становив 6,4 МПа, коефіцієнт аномальності 1,14.

Акташське (Мисовське) нафтове родовище

Відкрите в 1951 році у чокрацьких відкладах тортону. Пок­лад нафти пов^’язаний з антикліналлю, осі якої становлять 3,1×1,4 км і амплітуда 140 м. Перикліналі згортки порушені скидами, які екранують нафтовий поклад. Колектори репрезентовані тріщинуватими вапняками, пісковиками і алевролітами. Відкрита пористість пісковиків 10,9 – 33,5%, проникність до 813,1·10^-15 м². Покришки згорнені глинистими і карбонатними породами караганської світи тортону. Поклад пластовий склепінний тектонічно-екранований, режим пружний і пружноводонапірний. Початковий пластовий тиск на глибині 420 м становить 4,5 МПа, коефіцієнт аномальності 1,07.

Мошкарівсько - Куйбишівське нафтове родовище

Відкрите в 1939 році, коли на Мошкарівській частині площі із свердловини №2 був добутий промисловий приплив нафти із середньомайкопських порід олігоцену. Згодом (1951 рік) було доведено промислову газоносність верхньокрейдяних відкладів. Родовище пов'язане, з брахіантикліналлю. Розміри осей 6,2×2,3 км і амплітуда 800 м. Брахіантикліналь майже широтного простягання, поділена сідловиною на Куйбишевське і Мошкарівське підняття і ускладнена кількома поперечними скидами, які не поширюються вище від міо­ценових формувань.

Колектори у майкопських відкладах репрезен­товані пісковиками, у верхній крейді–тріщинуватими мергелями і вапняками. Покришки згорнені глинистими породами середньомайкопської товщі олігоцену і щільними вапняками, мергелями і глинами дат - маастрихтського віку. Поклад нафти у середньому майкопі олігоцену пластовий, літологічно-обмежений, із пружним режимом. У верхньокрейдових відкладах газові поклади пластові склепінні тектонічноекрановані. Режим покладів тут газовий у поєднанні із пружним і, мабуть, газопружним. Початковий пластовий-тиск на глибині 1767 м (верхня крейда), 26,8 МПа, коефіцієнт аномаль­ності 1,52; на глибині 2133 м ці значення відповідно дорівнюють 40,0 МПа і 1,88.

Малобабчинське нафтогазове родовище

Відкрите в 1950 році. Пов’язане з антикліналлю субширотного простягання з розмірами осей 5,4×1,2 км і амплітудою 115 м. Продуктивним є нижньосарматські та чокрацькі відклади тортону. Колектори репрезентовані тріщинуватими і черепашковими вапняками і мергелями, рідше вапняками. Відкрита пористість у тріщинуватих мергелях і вапняках 2,8 - 34,5 %, проникність 0,1–10,91∙10^-15 м², у черепашкових вапняках відкрита пористість від 24,4 до 34,5%. Породи-покришки згорнені глинам: нижнього сармату і тортону. Поклади пластові склепінні і літологічно-обмежені, режими газові та пружні у поєднанні із сла­боводонапірними. На глибині 250 м (нижній сармат) початковий пластовий тиск дорівнює 1,8 МПа, коефіцієнт аномальності 0,75.

Борзівське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1948 році. Пов’язане з антикліналлю, розміри осей, якої 2×1,8 км і амплітуда 300 м. Продуктивними є чокрацькі і караганські відклади тортону. Колектори - пісковики та тріщинуваті мергелі, відкрита пористість яких коливається у межах 14,9 - 31,356. Породи - покришки згорнені глинами тортону. Поклади пластові, склепінні, режим газовий у поєднанні із пружним та слабоводонапірним. На глибині 667,5 м початковий пластовий тиск 5,1 МПа, коефіцієнт аномальності 0,76.

Голицінське газоконденсатне родовище

Голіцинське підняття виявлено сейсмічними дослідженнями в 1964 році по умовних горизонтах в неогенових і палеогенових відкладах. Промисловий приток газу отримано в 1975 році, що було відкриттям першого в Чорному морі газового родовища.

Голіцинське родовище розташоване 70 км на північний захід від селища Чорноморське. Глибина моря над родовищем 30-40 м. До 1979 року розвідувальні роботи проводились об'єднанням Кримгеологія, яким пробурено 13 свердловин, вивчена будова родовища і дана оцінка запасів. В наступний час об'єднанням Чорноморнафтогазпром пробурено дві експлуатаційні свердловини, побудовано морський газопровід, і в квітні 1983 року родовище було введене в експлуатацію.

Свердловинами пройдені породи від пліоцену до протерозою. Протерозойські відклади складені сланцями з уламками кварцитів, мезозойські–темно-сірими мергелями сеноману, світло-сірими вапняками туранського, коньякського, сантонського, помпейського і моастритського ярусів загальною товщиною 850-900 м.

Палеогенова система представлена на родовищі, палеоценовим, еоценовим і олігоценовим відкладами. В тектонічному плані підняття Голіцина по нижніх горизонтах має складну блоково-насувну будову. По підошві крейдових відкладів це припіднятий блок довжиною до 40 км, шириною 3-4 км; в ньому немає нижньокрейдових осадів. Структурні плани по відбиваючих горизонтах в мезозої і палеогені співпадають. В загальних рисах по покрівлі палеоцену - основного газоносного горизонту - родовище представляє собою асиметричну брахіантиклінальну складку розміром 2,8×2,5 км, яка має два склепіння, розділених сідловиною. Амплітуда складки 250 м, східне склепіння нижче західного на 50 м.

Круте північне крило ускладнене порушенням, амплітуда якого зменшується з 470 по відкладах верхньої крейди до 20 м в верхах середнього майкопу. В склепінні підняття товщини всіх відкладів, скорочені, що свідчить про його конседиментаційний розвиток.

Газоносними на родовищі є три горизонти у відкладах середнього майкопу і один в відкладах еоцену. Середньомайкопські горизонти складені малопотужними (до 3 м) пластами алевролітів і пісковиків, які перешаровуються з глинами.

Сумарна ефективна товщина колекторів по горизонтах складає 3-15 м. Пісковики дрібнозернисті, глини гідрослюдисто – монтморилонітові.

Резервуаром у відкладах палеоцену служать органогенно-уламкові пелітоморфні вапняки масивної і псамітової структури. Цемент вапняків карбонатний з домішками глини. Широко спостерігаються вторинні перетворення: кальцитизація, доломітизація, окременіння. Мінімальні параметри колекторів палеоцену: пористість 8,5 %, проникність 0,1·10^-15 м².

Гази майкопських горизонтів сухі, вміщують метану 98,91–99,28, етану 0,1–0,5% і сліди пропану (до 0,І%). З невуглеводневих компонентів відмічені азот (до 1,08%) і СО₂ (до 0,3%).

В газі палеоценового горизонту вміст метану не перевищує 93%. З гомологів метану присутні етан (4,54–5,26%), пропан (1,47–1,54%), бутан і ізобутан (0,67–0,79%), пентан з вищими гомоло­гами (0,1–0,58%).

Конденсат вміщується тільки в відкладах палеоцену. Вміст стабільного конденсату складає 23–1,26 см³/м³. Він безколірний, густина його 747–875. кг/м³, в’язкість (0,82 ÷1,09) × 10^-6 м²/с; температура: початку кипіння 30-65°С, застигання, від -14 до - І7°С. Вихід бензинових фракцій 55–84, дизельного палива 14–18% .

Південно - Голіцинське газове родовище

Розташоване воно в південно - західному шельфі Чорного моря, на південний схід від Голіцинського родовища. Підняття виявлене при проведені сейсмічних досліджень в 1979 році. По покрівлі відк­ладів середнього майкопу. Структура представляє собою брахіантикліналь широтного простягання розміром 12×2,5 км по замкнутій ізогіпсі. Північне крило через неглибокий прогин переходить в підняття Голіцина.

Відклади еоцену, палеоцену і верхньої крейди обводнені. З пісковиків середнього майкопу в свердловині №-17 (інт. 708-714м) отримано промисловий приплив газу. Пористість пісковиків складає 18-24%, проникливість до І52·10^-15 м , дебіт газу до 250 тис. м³/добу, пластовий тиск 7,3 МПа, температура 39°С. В газі визначається (в %) : метану 98-97; етану 0,14; азоту 0,95 і вуглекислого газу 0,2.

Рисунок 5.17 Структурна карта Шмідтівського газового родовища по покрівлі продуктивного горизонту в відкладах майко­пу і геологічний розріз по лінії І-І (по А.Л.Дергачовій, 1982р.)

Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Східно - Сарматського родовища

Рисунок 5.18 Структурна карта Штормового газоконденсатного родо­вища по покрівлі продуктивного горизонту і геологіч­ний розріз по лінії І-І (по А.Л.Дергачовій, 1983р.) Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Східно - Сарматського родовища

Шмідтівське газове родовище

Підняття Шмідта розташоване в північно - західній частині Чорного моря (глибина моря 29-35 м) на відстані 35 км на північний захід від селища Чорноморське. В тектонічному відношенні воно приурочене до центральної частини Каркінітсько–Північно–Кримського прогину. В 1967-1969 роках на піднятті проводились геолого - геохімічні дослідження, по результатах яких встановлено аномальний вміст газів в денних осадах.

По відбиваючому горизонту ІІІа підняття Шмідта представляє собою брахіантикліналь розміром 13×6 км і амплітудою більше 100м. Північне крило за межами продуктивної площі ускладнене тектонічним порушенням з амплітудою 50-100 м і довжиною більше 5 км.

На південний схід від основного склепіння виділена малоамплітудна складка (до 50 м), яка має розміри 3,5×2 км.

По покрівлі відкладів середнього майкопу підняття представ­ляє собою брахіантикліналь північно-західного простягання розміром 8×4,5 км і амплітудою 30-40 м. Склепіння по відкладах майкопу зміщене на південь по відношенню до верхньокрейдового склепіння. Пористість пісковиків середнього майкопу 27 % глинис­тість 45% , проникливість до 117,3·10^-3

Промисловий приплив газу отримано в 1979 році в свердловині № 25. З майкопських відкладів (інт. 700 - 449 м) дебіт газу склав 141,2 тис, м³/добу. Пластовий тиск 8,1 МПа, температура 43°С. Газ метановий і вміщує (в%): метану 99,27, етану до 0,45, азоту до 0,9 і вуглекислого газу до 0,1.

Штормове газоконденсатне родовище

Родовище приурочене до однойменного підняття, розташованого в південно-західній частині північно-західного шельфу Чорного моря на відстані 82 км на південний захід від селища Чорноморське.

Геологічна будова площі вивчена по даних сейсмічних досліджень і буріння. Штормове родовище по покрівлі газоносних відкладів палеоцену представляє собою брахіантикліналь широтного простяган­ня з розмірами 12×2,5 км і амплітудою 175 м. Більш круті пів­денне і північне крила ускладнені скидами широтного простягання.

Рисунок 5.19 Структурна карта Кримського газового родовища по покрівлі пачки відкладів середнього майкопу і геологічний розріз по лінії І-І (по А.Л. Дергачовій).

Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Східно-Сарматського родовища

Рисунок 20 Структурна карта Приазовського газового родовища по покрівлі продуктивного горизонту С–І в відкладах нижнього сармату і геологічний розріз по лінії І-І ( по В.М. Костів, 1983 р.)

Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Східно–Сарматського родовища

Свердловина №3 пробурена до глибини 1975м, розкрила роз­різ від неогену до верхньої крейди. Відклади еоцену обводнені. Палеоценові відклади представлені сірими вапняками з домішками піщанистого матеріалу. Пористість їх 18-26% глинистість 1,5-4 % газонасиченість 55-82%.

Промислові притоки газу отримані в 1982 році з відкладів нижнього палеоцену, які були випробувані на трубах в процесі буріння в інтервалах–1807-1851 м (дебіт газу склав 140 тис, конденсату 11,4 м³/добу) і 1954-1884 м (дебіт газу 196 тис, конденсату 7,4 м³/добу). Пластовий тиск в покладі 25,6 МПа, температура 74,5 °С.

З інтервалу 1924-1975 м отримано приток газу з водою з дебітами відповідно 87 тис. і 31 м³/добу.

Кримське газове родовище

Розташоване воно в центральній частині північно-західного шельфу Чорного моря на відстані 70 км на південний захід від порту Чорноморське.

В 1964 році при площинній сейсморозвідці масштабу 1:200000 було встановлено Кримське підняття. По відкладах середнього майкопу (відбиваючий горизонт І-б) вимальовується антиклінальна складка субширотного простягання з розмірами 11,5×4,5 км по оконтурюючій ізогіпсі 1075 м і амплітудою 60 м.

В 1981 році при дослідженні свердловини № 1 з інтервалів 912 - 908 м, 894-888 м на 8-міліметровій діафрагмі дебіт газу склав 31 тис. м³/добу. З інтервалу 862-868 м отримано приток газу 62 тис. м³/добу. Газ на 98,6% складається з метану, в незначних кількостях присутні інші компоненти (в %): етану до 0,17, пропану до 0,59, бутану до 0,002, вуглекислого газу до 0,11 і азоту до 0,47. Пористість пісковиків складає 27%, пластовий тиск 7,3 МПа, температура 39°С.

Приазовське газове родовище

Воно розташоване в Приазовському районі Запорізької області. Газопроявлення з сарматських відкладах при бурінні свердловин на Приазовській площі відомі з минулого століття.

На протязі 1929-1936 роках на площі пробурено 52 свердло­вини, по керновому матеріалу з яких і результатах випробування був визначений контур газоносного поля в відкладах нижнього сармату на глибинах 90-120 м і фаціальні особливості трьох газоносних пластів.

В 1936 році в центральній частині родовища було побудовано газонаповнююче сховище.

В тектонічному відношенні Приазовське родовище приурочене до південно-західного опускання Приазовського виступу Українсь­кого щита.

Через родовище в меридіональному напрямку проходить крупний Мелітопольський розлом, який фіксується у відкладах архею. Товща осадових порід крейди-палеоцену обволікує виступ в фундаменті.

По покрівлі відкладів нижнього сармату Приазовське родови­ще представляє собою монокліналь з падінням на південь. Поновлення бурових робіт на площі з 1981 року показало, що газонос­ними на площі є два піщаних з різною ступінню глинизації пласта, які добре простежуються в розрізі родовища. Кращі колекторські властивості має нижній пласт горизонту С-1. Різниця пластових тисків в покладі горизонту С-1 в центральній частині родовища і на периферійних частинах незначна, що свідчить про хороший гідродинамічний зв’язок в покладі про активність законтурної області живлення.

Поклад горизонту С-1 знаходиться на глибинах 85-135 м. Товщи­на горизонту 10-13, ефективна товщина 5-6 м, коефіцієнт порис­тості 0,23-0,25; газоносність 0,47%, пластовий тиск 0,88 МПа. Дебіти свердловин невеликі - 0,7-2,0 м³/добу. Газ сухий, вміщує 98-99% метану.

Морське газове родовище

Морське підняття приурочене до північної прирозломної частини Азовського валу. По горизонту ІІІ, приуроченому до покрівлі відкладів верхньої крейди, воно представляв собою брахіантиклінальну складку, широтного простягання розміром по ізогіпсі - 1000 м 16×3 км і амплітудою) 150×200 м. По вищезалягаючих горизонтах амплітуда складки зменшується.

В 1977 році на Морському піднятті пробурена свердловина № 2 до глибини 1260 м, яка розкрила розріз понт–меотису (196м), сармату (196-486м), тортону (486-608м), майкопу, еоцену, верх­ньої і нижньої крейди, тріас - юри.

Розкриті в відкладах нижньої і верхньої крейди і великої частини майкопу пласти - колектори обводнені. При випробовуванні покривної частини майкопські відкладів з інтервалу 675-646 м отримано приток газу з дебітом 128 тис. м³/добу. Колекторами газу служать пласти пісковиків з пористістю до 30% і проникністю 64,24·10^-15 м².Поклад пластовий, склепінний, пластовий тиск 67,15 МПа.

В газі вміщується (в %) метану 98,5; етану 0,15; а також CO₂ - 0,2-0,4 і азоту до 1,6.

Рисунок 21. Структурна карта Морського газового родовища по покрівлі відкладів нижньою майкопу і геологічний розріз по лінії І-І (по А.Л.Дергачовій). Умовні позначення ті ж, що і на рисунку для Східно-Сарматського родовища.

Рисунок 5.22 Структурна карта Південно– Сивашського газоконденсатного родовища по покрівлі продуктивного горизонту М-2 і геологічний розріз по лінії І-І (по О.А.Мазур, 1981р).

Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Східно-Сарматського родовища.

Південно - Сиваське газоконденсатне родовище

Структура представляє собою антиклінальне підняття майже північного простягання з амплітудою близько 150 м. Всього на ній пробурено п’ять пошуково–розвідувальних свердловин. Бурін­ням першої свердловини в склепінній частині підняття в розрізі відкладів середнього майкопу був розкритий пласт пісковина товщиною до 16 м, при випробуванні якого в 1977 році було отримано промисловий приток газу з конденсатом.

В результаті розвідувальних робіт встановлено, що продук­тивна пачка М–2 товщиною 16-21 м залягає на глибинах 2248-2410м. Вона представлена середньо - і дрібнозернистими пісковиками, місцями переходять в алевроліти і глини. В цілому це піщаниста ді­лянка заливоподібно заходить а заходу до східного склепіння. Розповсюдження по площі і складна внутрішня будова резервуару обумовила невисокі колекторські властивості пісковиків - порис­тість 18-26%, глинистість до 30%, проникливість 5×10^-15 м². Дебіт газу з свердловини №-1 складав 17,7 тис. м³/добу, конденсату 16,9 м³/добу, пластовий тиск 38,4 МПа, температура 87°С. В решта чотирьох пробурених свердловинах припливів газу не отримано. Цей поклад є склепінним, пластовим, літологічно-обмеженим. Родовище знаходиться в консервації.

Семенівське (Білокаменське) нафтове родовище

Розташоване воно на мисі Казантип і приурочене до однойменної складки, виявленої геологічною зйомкою. По рекомендації А.Д. Архангельського на площі перша пошукова свердловина була пробурена в 1928 році, розкривши розріз від сармату до верхньо­го майкопу, проте вона виявилась непродуктивною. В 1952-1954 ро­ках тут відновились розвідувальні роботи, в результаті яких в караган - чокракських відкладах розкриті поклади нафти. Складна будова родовища і низькі дебіти нафти обумовили запаси як забалансовані.

В 1980-1982 роках пробурено дев’ять свердловин. В результа­ті встановлено два продуктивних пласта в чокракських і три в караганських відкладах.

Складка представляє собою брахіантикліналь північно - східного простягання розміром 3,6×1,5 км і висотою 200 м. Вона ускладнена скидом амплітудою 130 м, який пересікає її вздовж довгої осі. Кути північно - західного крила в припіднятому блоці 12-13° і в південно-східному, опущеному, 30°.

Особливістю площини скиду, розкритого св. 4-С, 13 і 9-Б є відсутність по розкритому розрізі чокрак - караганських вапня­ків. Ймовірно, скид спочатку мав конседиментаційне походження.

Рисунок 23. Структурна карта Семенівського (Білокаменського) нафтового родовища по покрівлі ІІ продуктивної пачки в караганських відкладах і геологічний розріз по лінії І-І (Склав І.В.Леськів, 1983 р). Умовні позначення ті ж, що і на рисунку для Східно–Саратського родовища

Рисунок 24. Структурна карта Північно – Керченського газового родовища по відбиваючому горизонті і геологічний розріз по лінії І-І (по А.Л.Дергачовій, 1978 р.)

Умовні позначення ті ж , що і на рисунку для Східно – Саратського родовища

Промислово-нафтогазоносними є органогеннодетритусові вапняки товщиною, до 40 м, які залягають на глибинах 208-298 м; по­ристість їх 26-29%, проникливість до 522,1·10^-15 м .

Поклади пластові, склепінні, тектонічноекрановані. Верхній поклад нафти в караганському горизонті К-2 має газову шапку. Пластові тиски близькі до гідростатичних і збільшуються від 1,81 до 2,75 МПа. Дебіти нафти фонтанним способом досягають 10·м³/добу. Відмічається збільшення густини нафти вверх по роз­різу з 905,5 (горизонт 4-6) до 913,0 кг/м³ (горизонт К-2).

Північно-Керченське газове родовище

Північно-Керченське підняття виявлено сейсмічними дослідженнями по покрівлі майкопської серії (горизонт 1-а) в 1975 році і представляє собою антиклінальну складку північно - східного простягання розмірами 5×7 км, амплітудою 300 м і кутами падіння крил 7-9°.

В 1976 році свердловина яка пробурена до глибини 2480м на Північно-Керченському піднятті розкрила розріз четвертими (70 м), пліоценових (490 м), середньоміоценових (774 м) і майкопських (1176 м) відкладів. Більше свердловин на піднятті не бурилося. В результаті буріння в інтервалі 670-1260 м виділено чотири горизонти колекторів. Найкращі колекторські властивості має горизонт ІV, розкритий у відкладах середнього міоцену в інтервалі 1205-1255 м. Він представлений чергуванням пластів органогенних вапняків товщиною до 2-3 м, алевролітів і глин. Пористість вапняків досягає 29,1%, проникність до 3,1·10^-15 м². Горизонти І–ІІІ складені рідкими пластами пісковиків і алевролітів.

При випробуванні свердловини з ІV горизонту (інт. 1205-1230 м) отримано приток газу з дебітом 70 тис. м³/добу. Пласто­вий тиск в покладі 12,55 МПа, температура 41°С. Поклад пластовий, склепінний. В газі вміщується (в %) метану 95,5; етану 2,3; пропану 1,20; СО₂ 0,5 і азоту 0,5.