<<
>>

Гидрохимия и гидродинамика нефтегазоносных комплексов

На значительной территории равнинного Крыма распространены четыре основных водоносных комплекса: а) базальный (неоком-апт- ский); б) палеоценовый (реже маастрихт-палеоценовый); в) олигоцен- нижнемиоценовый; г) среднемиоценовый — плиоценовый.

На отдель­ных участках обводнены и другие горизонты мела и палеогена.

Указанные водоносные комплексы и горизонты отделены друг от друга пачками относительно непроницаемых пород и могут рассматри­ваться как самостоятельные гидродинамические системы.

Базальный комплекс сложен алеврито-песчаными породами неоко- ма и апта, реже альба, залегающими в основании нижнемеловой тол­щи. Водообильность этого комплекса колеблется в широких пределах. На Тарханкутском полуострове притоки вод при самоизливах не пре­вышают нескольких кубических метров в сутки, а в центральной части равнинного Крыма — измеряются десятками, реже сотнями, кубиче­ских метров в сутки, достигая в единичных случаях (Новоселовская площадь) ИЗО м3/сутки.

Гидродинамические особенности комплекса указывают на суще­ствование гидравлической связи по всей площади его распространения. Пьезометрическая поверхность наклонена от полосы обнажений базаль­ного комплекса в горном Крыму (области инфильтрационного питания) на север вплоть до Присивашья и Тарханкутского полуострова. Здесь,

вероятно, существует встречное движение древних пластовых вод с наи­более погруженных частей Сивашской впадины с последующйм откло­нением результирующих потоков к востоку и юго-западу (Богаец, За­харчук и др., 1969).

Самые низкие напоры пластовых вод отмечаются в районе сел Ели- заветово, Чапаево и г. Евпатории (рис. 3; табл. 3). На Октябрьской площади и в некоторых других районах равнинного Крыма отмечаются локальные осложнения пьезометрической поверхности (и гидрохими­ческой зональности), что свидетельствует о вертикальном восходящем перемещении вод по дизъюнктивным нарушениям.

Таблица 3

Гидрохимические и гидродинамические параметры базального комплекса

Местоположение скважин (плошадь) Номера скважин и индекс плошади Мине­

рали­

зация

вод.

г/дм8

Коэффи­

циент

rNa/rCI

Сумма углеводо­родов в раство­ренном газе,

объем,

%

Приведен­

ный

к уровню моря напор пластовых

вод,

м вод. стол­ба

ЛіЛ
Меловая Мл-4 82,5 0,82 37 0,59 151
Западно-Октябрьская Ок-31 11,2 0,96 96- 1,00 132
Октябрьская Ок-2 26,7 1,01 73 0,30 48
Ок-6 — • 193
Крыловская Кв-1 35,0 0,96 52,7 0,19 134
Евпаторийская Ев-2 5,7 1,15 16,5
Ев-10 10,7 1,05 3,2 81
Охотниковская Ох-11 20,9 0,94 52,0 108
Елизаветовская Ел-2 33,9 0,92 52,7 0,16 177
Березовская Бр-1 19,4 1,01 91,6 0,65 205
Новоселовская Нс-1 38,6 0,89 59,5 0,45 125
м Нс-3 34,1 0,91 84,5 172
Нс-4 9,6 1,03 201
Нс-7 9,1 1,06 _____
Нс-8 17,5 0,97 _____
Красновская Нс-9 12,8 43,1 160
Кн-3 18,9 0,92 51,6 0,03 165
Красногвардейская Кг-1 13,0 1,07
Славянская Сл-5 20,6 0,94 59,2
Стрелковая Ст-9 49,5 0,86 37,0 — *
Балашовская Бш-4 68,4 0,77 60,0 0,09' 118
Новоалексеевская НА-1 74,9 0,85 15,4 _____
НА-6 77,7 0,83 43,0 0,06 _____
Геническая Ге-2 81,8 0,82 60,6 0,04 _____
Ге-5 76,6 0,82 37,0 0,04.
Нижнегорская Нг-6 27,2 0,98 67,7 0,10 156
Мельничная Мн-1 6,6 1,10 4,4 0,06 187
Николаевская Нк-1 7,6 1,06 44,4 144
Федоровская Фё-12 100
Сакская Ск-2 1.9 3,27 2,4 153
Г.
Саки
647 2,2 2,07 0,9 92
С. Долиновка 4 5,3 1,23 _ 198
С. Цветочное 5 5,2 _ _ __
С. Гвардейское 6 3,9 1,07 _ (170)
Г. Симферополь 1 0,9 3,32
99 16 42,5
21 0,4 1,4
39-г 1,12 1,10 „___
С. Ново-Андреевка 25 1.0 2,05 0,0 184
С. Рассвет 26 1,09 6.4 196
Г.
Белогорск
829 1,2
С. Поворотное 1033 8,6 2,47 -

Рис. 3. Схематические гидрохимическая (а) и гидродинамическая (б) карты базаль­ного водоносного комплекса нижнемеловых отложений Крыма. Составили А. Т. Бо- гаец, С. М. Захарчук, В. А. Куришко, Ю. X. Овчаренко (1969).

1 — скважины, их номер и индекс площади. Типы вод (по В. А. Сулину): 2 — сульфатно-натриевый, 3 — гидрокарбонатно-натриевый, 4 — хлор-магниевый, 5 — хлор-кальциезый; 6 — изолинии минерали­зации; 7 — изолинии относительной упругости газов (ргпл). Ареалы распространения газов: 8 — углеводородных (Сп#2п+2>50%); 9— углеводородно-азотных (N2—50+80%); 10—смешанных и воздуш­ного происхождения; 11 — районы отсутствия отложений рассматриваемого комплекса; 12 — выходы отложений рассматриваемого комплекса на дневную поверхность: 13 — изолинии приведенных к уровню моря напоров вод, м вод. столба; 14 — зоны аномальных гидродинамических условий (рпаг—1,5—2,0). Месторождения: 15 — газовые и газоконденсатные; 16 — нефтяные. Зоны водооб­мена: I — свободного, II — замедленного, III — весьма замедленного

Гидрохимическая зональность базального водоносного комплекса характеризуется неравномерным увеличением минерализации’и мета­морфизма вод при удалении от области инфильтрационного питания.

В предгорных районах воды неокомских отложений пресные или слабо минерализованные, преимущественно гидрокарбонатно-натриевого типа и содержат растворенные газы воздушного происхождения, иногда с примесью углеводородов. Это воды зоны свободного обмена, которая условно оконтуривается изолинией минерализации 3 г/дм3.

С севера и запада она окаймляется полосой распространения более минерализо­ванных вод разнообразного солевого состава, соответствующей зоне замедленного водообмена (до изолинии минерализации 20 г/дм3).

В этих водах распространены азотно-углеводородные и углеводородно­азотные газы.

В северной части равнинного Крыма пластовые воды базальных слоев находятся в обстановке весьма замедленного водообмена. Здесь распространены хлор-кальциевые воды с минерализацией до 82,5 г/дм3 и с растворенными газами преимущественно метанового состава (см. рис. 3). Фоновая газонасыщенность вод низкая, за исключением севе­ро-западной части равнинного Крыма, где коэффициент упругости пре­вышает 0,3. Наиболее благоприятные условия для сохранения газовых залежей имеются, вероятно, на участках со значениями РтІРпл больше 0,4—0,6.

Водообильность альбских отложений обычно невысокая и изменя­ется от долей до нескольких десятков кубических метров в сутки. Зна- |

чительные притоки зафиксированы только в районе г. Евпатории. Ха- j

рактер изменения химизма этих вод по площади в принципе не отли­чается от гидрохимической зональности неоком-аптского базального комплекса. Однако воды альба часто более минерализованы. Даже в пределах области питания соленость вод превышает 2 г/дм3, достигая |

иногда 23 г/дм3. В северо-западной части Крымских предгорий мине­рализация вод (обычно сульфатно-натриевых) низкая. На погружениях Симферопольского поднятия отмечены воды пестрого состава. Слабо минерализованы (около 10 г/дм3) гидрокарбонатно-натриевые воды в ок­рестностях Евпатории. На остальной территории равнинного Крыма в j

альбских отложениях встречаются преимущественно хлор-кальциевые воды зоны весьма замедленного водообмена. Их минерализация обыч­но превышает 20 г/дм3, достигая на Крыловской площади 81,7 г/дм3.

Состав водорастворенных газов альбских отложений на Тарханкутском ,

полуострове углеводородный, а в пределах Новоселовского поднятия — азотно-углеводородный.

Степень обводненности карбонатных пород-верхнего мела колеб­лется в широких пределах, а приуроченные к ним водоносные горизон- І

ты имеют нередко прерывистое развитие. Фильтрационные способно­сти обусловлены в основном вторичной пустотностью в известняках (трещиноватостью, кавернозностью и т. п.), интенсивность которой су­щественно меняется по площади. Водоупорами в верхнемеловой карбо- *

натной толще являются прослои глинистых мергелей и глин в сеноман­ских отложениях, глинистые известняки и мергели нижнйх частей кам- t

панского и маастрихтского ярусов; а в северо-западных и юго-восточ- |

ных районах равнинного Крыма и датские отложения.

Водообильность верхнемеловых пород в общем низкая. Дебиты скважин в равнинном Крыму обычно не превышают 30 м3/сутки при са- моизливах.

По химическому составу и минерализации воды верхнего мела разнообразны. В предгорьях они пресные с минерализацией нередко ме­нее 0,5 г/дм3 и относятся к разным типам. В северной части Крыма во-

ды обычно гидрокарбонатно-натриевые с невысокой газонасыщенно- стью. Состав водорастворенных газов преимущественно метановый и азотно-метановый с относительной упругостью от 0,14 (в районе с. Най- деновки) до 0,56 (на Октябрьской площади). Гидрогеологическая за­крытость верхнемеловых отложений несколько ниже закрытости ба­зального комплекса из-за отсутствия надежных водоупоров в карбо­натной толще. і

Воды палеоценового водоносного комплекса залегают в известня­ках и песчаниках палеоцена и палеоцен-дата, а на северо-востоке рав­нинного Крыма — также среднего эоцена и Маастрихта. Глубина их за­легания колеблется от +150 м на юге до —1.500—2300 м на севере Крымского полуострова. Надежным водоупором обычно служат глини­стые или карбонатно-глинистые породы эоцена. Водообильность коллек­торов измеряется обычно первыми десятками, реже сотнями, кубиче­ских метров в сутки. В отдельных случаях дебиты вод в скважинах, превышают 1500 м3/сутки (Северо-Сивашская, Медведовская, Глебов­ская площади), что связано с изменением литологического состава или трещиноватости пород.

Гидравлическая связь прослеживается на всем протяжении палео­ценового резервуара. Пьезометрическая поверхность наклонена на се­вер от обнажений в горном Крыму к району Тарханкутского полуостро­ва и Присцвашья (рис. 4; табл. 4). Основное влияние на формирование гидродийагмической системы палеоценового разреза в равнинном Кры­му оказывает напор вод, движущихся из глубоких депрессионных зон к их периферическим частям (Тердовидов, 1966).

Устанавливается существование двух локальных зон повышенных напоров: на Тарханкутском и Керченском полуостровах. Керченская зона повышенных градиентов давления заметно отличается от осталь­ных частей Причерноморского и Азовского артезианских бассейнов. Градиенты давления достигают здесь величин 1,5—1,8 бар на 10 м глу­бины и выдерживаются по всему мел-палеогеновому разрезу.

В пределах Тарханкутского полуострова и соседних районов при­веденные к уровню моря напоры пластовых вод дат-палеоценовых от­ложений снижаются с северо-запада на юго-восток (см. рис. 4). Самые низкие напоры локализуются в полосе, разделяющей южную и сред­нюю зоны антиклинальных складок. Далее, *к югу, напоры снова воз­растают. Таким образом, инфильтрацирнные воды, которые, видимо, проникают в палеоценовый коллектор в районе южной зоны поднятий, распространяются к северу на небольшое расстояние. Им препятствуют движущиеся навстречу древние пластовые воды. Интересно, что в рай­оне Межводненского антиклинального поднятия в скв. 2 приведенный напор пластовых вод палеоценовых отложений достигает величины +432 м, тогда как в расположенной на 1 км южнее скв. 1 он составляет всего +203 м. Такое резкое изменение величин напоров свидетель­ствует, очевидно, об изолированности этих двух участков и о современ­ном подпоре вод по дизъюнктивным нарушениям в районе скв. 2. Это предположение подтверждается температурной аномалией и осложне­нием гидрохимической зональности.

. В восточной части Крыма приведенные напоры пластовых вод па­леоценового комплекса увеличиваются с севера на юг и, по-видимому, юго-восток. Их градиент в несколько раз меньше, чем на Тарханкут­ском полуострове. Здесь, вероятно, происходит смешение инфильтра- ционных вод, поступающих из предгорий, и пластовых вод, двиЖущих-

, ся из погруженных частей Индольского прогиба.

Гидрохимическая зональность палеоценового водоносного комплек­

са вырисовывается достаточно четко. Пресные и слабо минерализован-

ные воды зон свободного и замедленного водообмена, принадлежащие к разным типам и содержащие газы различного состава, охватывают сравнительно небольшую территорию. Они прослеживаются на южном склоне Индольского прогиба, в Альминской впадине и в пределах юж­ной зоны складок Тарханкутского полуострова. На остальной терри­тории палеоценовый водоносный комплекс залегает в условиях весьма

Рис. 4. Схематические гидрохимическая (а) и гидродинамическая (б) карты палеоце­нового водоносного комплекса Крыма. Составили А. Т. Богаец, С. М. Захарчук, В. А. Куришко, Ю. X. Овчаренко (1969 г.). Условные знаки см. на рис. 3

Таблица 4

Гидрохимические и гидродинамические параметры палеоценового комплекса

Площади Номера скважин и индекс площади Мине­

рали­

зация

вод,

г/дм®

Коэффи­

циент

rNa/rCl

Сумма углеводо­родов в раство­ренном газе,

объем. %

рг Приведен­

ный

к уровню моря напор пластовых

вод.

м вод. стол­ба

Рал
Оленевская Ол-5 32,8 1,12 97
РодниКовская Рд-5 0,6 2,47
Окуневская Он-1 10,6 1,45 30,7
Краснополянская Кн-1 33,5 1,02 95,7 0,76
Карлавская Кл-4 31,0 1,04 96,8 0,67 104
Кл-5 20,5 0,95 95,6 0,55 93
Задорненская Зд-З 24,9 1,04 — “
301-с 32,5 0,98 95,3
Черноморская Чм-1 32,2 0,77 96,5
Бакальская Бк-1 30,3 1,01 82,9 0,32 203
» Бк-2 21,7 1,12 81,0 0,20 432
»» Бк-8 22,2 1,10 97,4 0,98 149
Кр асноперекопская КП-1 25,2 1,09 98,7 0,19 70
Балашовская Бш-4 42,1 0,71 61,7 0,16
Северо-Сивашская СС-3 28,4 0.96 96,6 0,24
СС-24 31,0 0,92 94,1 0,22
Медведовская Мд-1 29,0 1,06 96,1 __ 84
Стрелковая-* Ст-2 32,8 0,96 94,7
Ст-6 29,4 0,95 89,4 0,32
Ст-8 26,8 0,98 94,9 0,30 67
Славянская Сл-1 29 1,06 96,1 __ 76
м Сл-5 19,1 1,05 88,8
Орловская Ор-2 17,7 1,03 95,5 0,28 76
Джанкойская Дж-6 26,7 0,94 97,8 0,68 81
Дж-8 27,1 0,97 81
» Дж-9 25,7 0,93 90,6 0,52
Нижнегорская Нг-6 22,7 1,06 96,9 0,62 102
Индольская Нн-1 7,1 1,23 _ __ _
Мошкаревская Мш-111 їй 1,36 97,5 0,75 1070
С. Гончаровка 882 ГЗ __
С. Васильевка 821 _____ __ 178
С. Добролюбовка 826 1,1 0,99
С. Гончаровка 904 18,2 0,89
С. Ближнее 905 7,4 1,32
Г. Бахчисарай 990 0,6 7,75 126
С. Подущельное 1005 0,4 2,16 135

замедленного водообмена. Здесь развиты воды гидрокарбонатно-нат- риевого и хлор-кальциевого типов с минерализацией от 20,0 до 44,0 г/дм3. Некоторое опреснение (до 16 г/дм3) фиксируется на Глебов­ской и Западно-Кировской антиклиналях, что, вероятно, обусловлено внедрением вод по разломам из меловых отложений. Довольно выдер­жанный фоновый уровень минерализации свидетельствует о значитель­ной гидрогеологической закрытости комплекса. Для вод этой зоны ха­рактерна высокая газонасыщенность: фоновые значения рг/Рпл состав­ляют 0,3—0,5.

На Тарханкутском полуострове в пределах зоны повышенных ве­личин относительной упругости открыто несколько газовых месторож­дений. Состав газов метановый (75—97%), сумма гомологов колеблет­ся в пределах 0,8—6%, доля азота и углекислоты обычно незначитель­на. Градиент снижения рг/рал при удалении от залежей довольно вы-

сокий, что указывает на значительный дефицит газонасыщения вне сферы влияния углеводородного скопления.

Отложения эоцена на большей части территории равнинного Кры­ма выступают в роли водоупорной толщи. Притоки вод из мергелей верхнего и среднего эоцена спорадичны и нестабильны, их дебиты не превышали 1,5 м3/сутки при самоизливах. Гидрохимическая характе­ристика эоценовых горизонтов существенно отличается от палеоцено­вых. В зоне весьма затрудненного водообмена встречены воды хлор- кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого типов с минерализаци­ей 20—50 г/дм3, которые заключают метановые и азотные газы.

Олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский) водоносный комплекс прослеживается в восточной и северной частях Крыма, где представ­лен пачками и прослоями алевролитов и песков в водоупорной в целом глинистой толще майкопской серии. На севере он залегает на неболь­ших глубинах (350—1300 м) и погружается к юго-востоку в сторону Индольского прогиба до глубин свыше 3800 м. Дебиты скважин обычно измеряются долями и единицами и изредка десятками кубических мет­ров в сутки.

Гидродинамика майкопских водоносных горизонтов Крыма изуче­на очень слабо. По аналогии с северо-западным Предкавказьем можно предполагать, что основную роль в формировании гидродинамических систем Майкопа играет напор вод, движущихся со стороны наиболее прогнутых частей Индольского прогиба. Степень влияния напора ин- фильтрационных вод пока не выяснена. Заметную роль он играет толь­ко на самом юге, в сравнительно узкой полосе, вблизи обнажений по­род Майкопа.

Майкопские отложения Крымского полуострова содержат обычно невысокоминерализованные воды гидрокарбонатно-натриевого и хлор- кальциевого типов, соленасыщение которых колеблется от 8 до 21 г/дм3. Аномальны хлор-кальциевые воды, заключенные в наиболее проницаемых пластах средней части майкопской толщи Джанкойского и Стрелкового газовых месторождений. Их минерализация колеблется от 35 до 62 г/дм3 (рис. 5; табл. 5).

Гидрохимическая зональность вод Майкопа выражена менее четко, чем у базального и палеоценового комплексов. В отличие от последних область весьма замедленного водообмена в майкопских отложениях оконтуривается изолинией минерализации 10 г/дм3. Возможно, такой низкий барьер раздела зон с различным гидродинамическим режимом обусловлен недостаточной глубиной процессов преобразования солево­го состава.

Газонасыщенность вод майкопских отложений высокая. Область равнинного Крыма оконтуривается изолинией относительной упругости 0,4 единицы (см. рис. 5). В пределах Джанкойского и Стрелкового под­нятий этот показатель изменяется от 0,33 до 1,0. Водорастворенные га­зы Майкопа повсеместно имеют углеводородный состав. Содержание метана достигает 95—98 объем. °/о, а сумма гомологов обычно менее 1%. Однообразный состав растворенных газов и ореольный характер изменения их упругости вблизи залежей свидетельствуют о застойном режиме майкопских вод и высокой закрытости резервуаров Майкопа, разделенных мощными глинистыми прослоями.

Среднемиоцен-плиоценовый водоносный комплекс представлен не­сколькими водоносными горизонтами второго средиземноморского яруса, среднего и верхнего сармата, мэотиса, понта, а местами — и от­ложениями среднего и верхнего плиоцена и антропогена. Эти гори­зонты слабо разобщены и промыты инфильтрационными водами. Лишь на Керченском полуострове отсутствует сплошная гидравлическая

Таблица 5

Гидрохимические и гидродинамические параметры майкопского комплекса

Площади Номера скважин и индекс площади Мине­

рали­

зация

вод,

г/дм3

Коэф­

фици­

ент

Сумма углеводо­родов в раство- ренном газе,

объем. %

Приведен­

ный

к уровню моря напор воды.

м вод. стол­ба

рпл
Черноморская Чм-2 96,0 +6,8
Бакальская Бк-3 27,2 0,84 ■— +8,4
Красноперекопская КП-1 13,6 0,87 96,3 +П.5
Медведовская Мд-1 14,8 0,84 59,0
Джанкойская Дж-6 40,6 0,81 92,2 0,44 +53,5
•> Дж-7 39,6 0,81 96,4
Дж-11 48,9 0,86 98,0 +35,8 -
Дж-12 8,0 99,0
Дж-14 49,9 0,82 99,4 +76,5
Дж-24 49,4 0,85 98,5 0,88 +64,8
Дж-61 40,9 0,81
Стрелковая Ст-5 54.4 0,80 92,9 0,91 +52
»» Ст-7 61,5 0,81 98,5 0,45
Ст-8 23,8 0,90 91,3
Индольская Ин-3 13,4 1,02 +70,6
Ин-4 8,9 0,94
Нижнегорская Нг-6 20,6 0,92 97,8
Каменская Км-2 12,7 1,13 100
Км-4 12,9 1,14
Владиславовская Вл-13 11,6 1,40

связь и выделяется несколько обособленных бассейнов. Водовмещаю­щими породами являются преимущественно известняки, а также пески и песчаники. Дебиты скважин обычно измеряются десятками, реже единицами или сотнями кубических метров в сутки (В. А. Гордиевич и др., 1963 г.).

Воды неогеновых отложений залегают преимущественно в усло­виях активного и реже замедленного водообмена. Преобладают воды хлор-магниевого и сульфатно-натриевого типов с минерализацией до 1—3 г/дм3. Водорастворенные газы в основном воздушного происхож­дения, иногда с примесью углеводородов. В законтурных водах нефте­газовых месторождений Керченского полуострова растворены метано­вые газы.

Гидрогеологические условия описываемого комплекса неблагопри­ятны для сохранения залежей углеводородов. Даже на Керченском по­луострове, где установлены залежи нефти и газа, закрытость недр неудовлетворительна, что проявляется в гипергенезе нефтей и «очище­нии» метанового газа от гомологов.

Как видно из вышеизложенного, водоносные комплексы меловых и палеогеновых отложений Крыма имеют ряд сходных черт. Для них характерно движение пластовых вод как со стороны глубоких депрес­сий к их периферийным частям, так и со стороны областей инфильтра­ции. При этом воды, движущиеся по восстанию пластов, играют основ­ную роль в формировании гидродинамических систем. Степень влияния инфильтрационных вод гораздо меньше. Площадь их распространения ограничивается зонами свободного и замедленного водообмена (с во­дами пестрого химического состава), охватывающими в основном юж­ную часть Крыма. На остальной территории меловые и палеогеновые

водоносные комплексы залегают в условиях зоны весьма замедлен­ного водообмена. Здесь развиты преимущественно воды хлор-кальцие- вого типа с минерализацией более 20 г/дм3, для которых характерно постоянное присутствие нафтеновых кислот, йода, брома и других спе-

Рис. 5. Схематические гидрохимическая (а) и гидродинамическая (б) карты водонос­ных горизонтов майкопских отложений Крыма. Составил Ю. X. Овчаренко (1969 г.). / — скважины, их номер и индекс площади. Типы вод (по В. А. Сулину): 2 — гидрокарбонатно­натриевый, 3 — хлор-кальциевый; 4 — изолинии минерализации. Ареалы распространения газов: ■5 — метановых, 6—азотно-метановых; 7 — районы отсутствия майкопских отложений; 8 —районы обнажения майкопских отложений; 9 — изолинии приведенных к уоовню моря напоров вод, м вод. столба; /0 —зона аномальных гидродинамических условий (рплгдст = і,5—2,0); месторождения: 11 — газовые, 12 — нефтяные

цифических микрокомпонентов. В целом геохимическая обстановка этой зоны свидетельствует о высокой степени гидрогеологической за­крытости и, следовательно, о благоприятных условиях для сохранения залежей углеводородов в отложениях мела и палеогена.

Судя по гидрогеологическим показателям, наиболее перспективны в отношении нефтегазоносности нижнемеловые, палеоценовые и май­копские отложения в пределах Сивашской впадины, Индольского про­гиба и восточной части Новоцарицынского выступа. Несколько мень­шего внимания заслуживают здесь образования верхнемелового и эоце- нового возрастов.

Месторождения Керченского полуострова

В районе Керченского полуострова многие годы проводилось бу- рение с целью поисков залежей нефти и газа. Однако планомерные гео­логические исследования, сопровождавшиеся значительным объемом разведочного бурения, начаты в 1926 г. В результате структурно-поис­кового и-разведочного бурения здесь было выявлено несколько неболь­ших месторождений нефти в отложениях среднего миоцена (чокрак- ский и караганский горизонты) и в отложениях майкопской серии.

До июля 1941 г. бурение проводилось на Мошкаревской, Красно­польской, Приозерной, Борзовской, Мало-Бабчикской, Пограничной и Селезневской антиклинальных структурах, а с 1946 г. введены в раз­ведку на майкопские отложения Владиславовская, Краснопольская, Каменская, Белокаменская, Мысовая, Слюсаревская, Мало-Бабчик- ская, Борзовская, Глазовская, Приозерная и Заозерная антиклинали. Наиболее изученными месторождениями в запарпачской части явля­ются Мысовое, Белокамейское, Мало-Бабчикское, Приозерное, а в пре­делах Юго-Западной равнины — Владиславовское и Мошкаревское.

На всех перечисленных структурах были выявлены небольшие за­лежи нефти в неогеновых и палеогеновых отложениях. Некоторые из них непродолжительное время находились в разработке. В связи с ма­лыми дебитами скважин, обусловленными плохими коллекторскими свойствами продуктивных пластов, ограниченными запасами нефти и обводненностью залежей, добыча нефти оказалась нерентабельной и вскоре была прекращена.

В 1962 г. на Владиславовской, Куйбышевской и Мошкаревской складках, расположенных в пределах Юго-Западной равнины, начато бурение на меловые и палеогеновые отложения. В последние годы гео­физическими исследованиями МОВ и КМПВ уточняется строение ниж­него структурного этажа — мелового и юрского, детализируется строе­ние отдельных антиклинальных поднятий. Это дало основание ввести в разведку следующие крупные структуры: Ново-Шепетеевскую (Фон- тановскую) на верхний мел; Вулкановскую и Горностаевское поднятие (в пределах Алексеевской антиклинали) на разведку всего комплекса вплоть до юрских отложений.

Ниже дано описание основных нефтяных месторождений и анти­клинальных складок, на которых проводилось разведочное бурение.

Мысовое нефтяное месторождение расположено в се­верной части Керченского полуострова, на мысе Казантип, в 25 км к северу от ж.-д. ст. Семь Колодезей. Мысовая антиклиналь была изу­чена сначала Н. И. Андрусовым, затем А. Д. Архангельским и К. А. Прокоповым (1926 г.), рекомендовавшими данную структуру для разведочного бурения. В 1951—1952 гг. на площади произведено струк­турное бурение, а в 1952—1954 гг. — разведочное бурение.

3 Геология СССР, том 8

Наиболее древние породы, вскрытые скважинами, представлены глинистыми образованиями майкопской серии, перекрытыми глинисто­известняковыми породами среднего миоцена, сарматского и мэотиче- ского' ярусов. Мысовая антиклиналь представляет собой симметричную* брахиантиклинальную складку, вытянутую в широтном направлении. Длина ее 2,6 км, ширина 1,3 км. В ядре складки выходят породы сар­матского яруса, крылья сложены образованиями мэотиса. Углы паде­ния в присводовой части 2—3°, на крыльях—10—14°. Периклинали осложнены сбросами незначительной амплитуды.

В результате бурения установлена нефтеносность чокракского и караганского горизонтов миоцена. Коллекторами являются алевро­литы, известковистые песчаники и известняки. Средняя эффективная мощность Продуктивных прослоев 3,3 м, пористость 24%, проницае­мость 350—400 мд. Глубина залегания продуктивных горизонтов 400— 450 м.

На восточной периклинали, за плоскостью нарушения, из караган- ских отложений был получен приток метанового газа (98% метана) с дебитом около 60 тыс. м3/сутки. В породах чокракского горизонта* установлено четыре нефтяных пласта с незначительным дебитом.

Нефть с плотностью 911 кг/м3 и вязкостью 0,06 н • сек/м2 содержит керосиновой фракции 17,2%, дизтоплива 17,1%, мазута 65,7%. В ос­татке содержится серы 0,11%, кокса 1,33%, золы 0,07%. Залежь нефти имеет пластовый характер. Площадь нефтегазоносности составляет 326 га. Запасы нефти (забалансовые) по кат. Ci оцениваются в 865 тыс. т. Законтурные воды по составу относятся к хлор-магние- вому и гидрокарбонатно-натриевому типам с минерализацией 28 г/дм3, с повышенным содержанием йода (20—46 мг/дм3) и брома (19— 64 мг/дм3). Дебит воды в законтурных скважинах колеблется в преде­лах 0,2—25 м3/сутки.

Добыча нефти на месторождении не производится, что связано с незначительным дебитом скважин, который довольно быстро умень­шается при эксплуатации.

Белокаменское нефтяное месторождение располо­жено в северо-западной части полуострова, в 18 км северо-западнее пос. Ленино.. Геологический разрез месторождения представлен поро­дами среднего миоцена и сарматского яруса, трансгрессивно залегаю­щими на майкопских отложениях. Чокракский и караганскйй гори­зонты, являющиеся продуктивными на нефть, сложены переслаиваю­щимися глинами, раковинными известняками, детритусовыми песками и мергелями. В разрезе преобладают глины. Мощность среднего мио­цена 50,5 м.

Месторождение представляет собой асимметричную антиклиналь северо-восточного простирания. Углы падения более пологого северо- западного крыла составляют 10—16°. Юго-восточное более крутое крыло (до 27°) нарушено двумя сбросами амплитудой порядка 40— 60 м. Размеры складки 2,8X 0,9 км.

Первая скважина, пробуренная в 1928 г. по рекомендации А. Д. Ар­хангельского, вскрыла разрез от сармата до верхнемайкопских глин, однако нефтяные горизонты не были установлены. В 1952—1954 гг. разведочное бурение было возобновлено. За этот период пробурено 13 скважин глубиной до 600 м и установлена небольшая нефтяная за­лежь, приуроченная к чокракским и нижним горизонтам караганских отложений. Глубина залегания продуктивного горизонта 250—350 м. Средняя суммарная эффективная мощность нефтеносных прослоев со­ставляет 4,2 м. Открытая пористость коллекторов колеблется от 8 до 32%, средняя эффективная 19%, а газопроницаемость не превышает

2—3 мд и только иногда достигает 26 мд. Первоначальные дебиты нефти находятся в пределах 1,5—5,0 т/сутки. Нефть тяжелая с плотно­стью 898 кг/м3. Вязкость ее при 20° 0,032 н • сек/м2. Содержит керосина 23,8%, дизтоплива 14,6%, мазута 61,6%. В остатке содержится: серы 0,12%, кокса 1,54%, золы 0,02%. Площадь нефтегазоносности IV пачки составляет 79 га, а III пачки 131,8 га (чокракский продуктивный гори­зонт) .

На южном крыле была выявлена небольшая газовая залежь, при­уроченная к чокракскому горизонту. Дебит газа составлял 18000 м3/сут- ки на 7-мм штуцере.

В процессе разведки месторождения не установлено какой-либо закономерности в распределении нефти, газа и воды. Все они распола­гаются в виде линз в разрезе продуктивной толщи. Скважины, распо­ложенные за контуром нефтеносности, дали минерализованные воды гидрокарбонатно-натриевого и хлор-магниевого типов. Месторождение не разрабатывается. Запасы нефти (забалансовые) оцениваются в 370 тыс. т по кат. Ci.

Мало-Бабчикское месторождение расположено в се­веро-восточной части полуострова, в 10 км к северо-западу от г. Керчи. Впервые антиклинальная структура была выявлена Н. И. Андрусо- вым, более подробно она описана А. Д. Архангельским в 1926—1928 гг. Эта структура представляет собсй асимметричную складку широтного простирания с пологим и широким сводом, осложненным вдавленно- стью. Складка состоит из трех отдельных поднятий: Северного, или собственно Мало-Бабчикского, Южно-Бабчикского и Катерлезского ку­пола.

Геологический разрез представлен образованиями нижнего сар­мата и среднего миоцена. Отложения нижнего сармата и койкского го­ризонта, слагающие крылья складок, представлен^ плотными глинами с редкими и тонкими прослоями ракушечных известняков и мергелей; караганский (нижняя часть) и чокракский горизонты — в основном гли­нистыми породами с прослоями ракушечных известняков, детритусовых песчаников и мергелей. Песчано-карбонатные прослои, насыщенные нефтью; не выдержаны по простиранию и часто выклиниваются. Мощ­ность их колеблется от нескольких сантиметров до 2—4 м.

Мало-Бабчикская антиклинальная складка по караган-чокракским отложениям имеет длину 4,5 км и ширину 1 км. Западная часть струк­туры асимметрична, с углами падения северного крыла до 40—50° и южного — до 20—25°. Южно-Бабчикская антиклиналь имеет резко вы­раженное диапировое строение, осложненное сбросом, проходящим на северном крыле. Длина складки 2 км, ширина 0,4 км. Катерлезский купол, отделенный от Мало-Бабчикской и Южно-Бабчикской структур небольшими прогибами, представляет собой поднятие размером 2,5 X Х1,5 км, на западе осложненное диапировыми явлениями.

В 1934—1935 гг. в пределах Мало-Бабчикской площади было про­бурено четыре скважины, а в 1950—1952 гг. пробурено 53 структурных скважины. В структурной скв. 8 из сарматских отложений был получен фонтан легкой нефти с дебитом до 50 т/сутки, давший основание для детальной разведки данной площади.

С 1951 по 1954 г. на Мало-Бабчикской структуре было пробурено 19 скважин общим метражом 10 107 пог. м и доказана нефтеносность чокракских, караганских и нижнесарматских отложений. Глубина зале­гания нефтяных горизонтов определялась в 100—300 м. Средняя эф­фективная мощность продуктивной части равна 1,4 м, пористость в среднем 26%. Средние дебиты составляли 0,5—23 т/сутки. В верхней части залежи некоторые пласты содержали и чистый метановый газ з*

(94—99%). Нефть из сарматских отложений легкая, с плотностью 809 кг/м3, бесиарафинистая, с высоким содержанием бензинолигроино­вой фракции (31—56%)- Из караганского горизонта нефть тяжелая, с плотностью 924 кг/м3. Она содержит бензина и керосина 13,8%, диз­топлива 14,7%, мазута 71,5%. |В мазуте определено: серы 0,13%, золы 0,15%, кокса 1,48%.

Площадь нефтегазоносности нижнесарматского продуктивного го­ризонта составляет 108,5 га, чокракского 307 га. Запасы нефти (заба­лансовые) оценены в 178,0 тыс. т, запасы газа 5,9 млн. м3. Месторож­дение не разрабатывается.

Пластовые воды, относящиеся к гидрокарбонатно-натриевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, установлены как в сарматских, так и в караганских и чокракских отложениях. Притоки при испыта­нии колебались от 4,5 до 30 м3.

Приозерное (Чонгелекское) нефтяное месторожде­ние расположено в юго-восточной части полуострова, в 27 км к юго- западу от г. Керчи, у Тобечикского озера. Изучением геологического строения этой уникальной площади занимались Н. И. Андрусов, А. Д. Архангельский, К. И. Богданович, П. А. Двойченко, Е. И. Миро­нов, В. А. Обручев, К. А. Прокопов и другие исследователи.

Геологический разрез представлен отложениями от среднего сар­мата до верхнего Майкопа. В тектоническом отношении Приозерная площадь представляет собой брахиантиклинальную складку северо- восточного простирания. Складка асимметрична, с крутым южным кры­лом (до 70°) и более пологим северным (30—40°). Углы падения умень­шаются от свода к крыльям складки.

По данным бурения и геофизических исследований намечается ряд тектонических нарушений в юго-западной части складки. Восточная часть структуры почти не изучена, так как скрыта под водами Тобе­чикского озера. Длина складки в пределах суши 3 км, ширина 0,5 км.

Первая скважина на Приозерной площади была пробурена в 1886 г. С 1886 по 1914 г. пробурено около 20 скважин, часть из которых ока­залась нефтеносными. Одна из скважин давала нефть с дебитом до 33 т/сутки. С 4933 по 1954 г. было пробурено еще 17 скважин, распо­ложенных как на крыльях, так и на северо-восточной периклинали.

Выявлена нефтеносность конкских, караганских и чокракских от­ложений, залегающих на глубине от 500 до 900 м. Незначительные при­токи нефти были получены также из сарматских отложений.

Коллекторами нефти являются прослои песчаников, алевролитов, известняков, залегающие среди глинистых образований. Эффективная пористость мергелей изменяется от 1,7 до 31,6%, известняков — от 4,9 до 20,8%, алевролитов от 19,9 до 27,7%, средняя эффективная 20%. Первоначальный дебит некоторых скважин в среднем достигал 8— 15 т/сутки, а затем уменьшался до 1—0,2 т/сутки. Вместе с нефтью выделялся газ, содержащий от 58 до 88% метана и высших углеводо­родов.

Средняя эффективная мощность пористых прослоев составляет 7 м, при общей мощности горизонта 91 м. Площадь нефтеносности в преде­лах изученной части структуры занимает 60 га. Запасы нефти оценены в 206 тыс. т и отнесены к забалансовым. Количество растворенного в нефти газа оценено в 8,6 тыс. м3.

По данным И. А. Смовской, Л. М. Самцовой, Л. Г. Полуниной (1963), нефть из чокракского горизонта тяжелая с плотностью 894 кг/м3, малосернистая, малосмолистая и относится к нафтеново-аро­матическому типу. Содержание фракций: бензина 14%, керосина 26%, дизтоплива 20%, мазута 44,5%, серы 0,22%. Нефть караганского гори-

зонта имет плотность 817—927 кг/м3, содержание бензиновых фрак­ций 14,7%, керосина 28,4%, дизтоплива 13,3%, мазута 38,6%.

Законтурные воды высоконапорные, с первоначальным дебитом 0,8—850 м3/сутки. Относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Ми­нерализация воды 21 г/дм3; содержит 37 мг/дм3 йода и 24 мг/дм3 брома.

Владиславовское нефтяное месторождение располо­жено в западной части полуострова, в 12 км к северо-востоку от г. Фео­досии. Владиславовская антиклинальная складка впервые была выяв­лена в 1926—1928 гг. А. Д. Архангельским и С. С. Осиповым.

В 1946—1947 гг. на Владиславовской площади была проведена детальная геологическая съемка, а затем в небольшом объеме струк­турно-поисковое бурение. В 1949—1951 гг. началось разведочное буре­ние, по данным которого установлена нефтеносность среднемайкопских отложений. В 1956 г. была обнаружена небольшая залежь нефти (скв. 18), приуроченная к прослою песка мощностью 5—30 м, залегаю­щему на глубине 636 м (средний Майкоп). Коллекторами нефти явля­ются алевриты и тонкозернистые пески, залегающие тонкими линзовид­ными прослойками среди глин. Эффективная их пористость колеблется в пределах 13—28%. Вокруг скв. 18 было пробурено еще шесть сква­жин, которые, однако, не дали положительных результатов. Это указы­вает на линзовидное расположение коллекторов в майкопской серии. Вскрытая мощность пород майкопской серии превышает 3200 м.

По данным геологической съемки Владиславовская структура представляет собой крупную антиклинальную складку, длиной более 20 км и шириной до 6 км. В ее пределах, с юго-запада на северо-вос­ток, в верхнемайкопских отложениях вырисовывается несколько обособ­ленных поднятий: Тамбовское, Владиславовское, Фронтовое, Харчен- ковское и Андреевское. К ним приурочена группа мелких сопочек, ко­торые выделяют незначительное количество углеводородного газа.

Как Владиславовское, так и Фронтово-Харченковское поднятия имеют асимметричное строение с углами падения северных крыльев до 50—70°, а южных 20—25°. По данным геофизических исследований в пределах этих поднятий устанавливаются как продольные, так и по­перечные разрывные нарушения, смещающие отдельные блоки скла­док.

Залежь нефти в майкопских отложениях приурочена к Фронтовому поднятию. Фонтан нефти, полученный из скв. 18, работал продолжи­тельное время с первоначальным дебитом около 30 т/сутки. В других скважинах промышленных притоков нефти не получено. Всего за пе­риод эксплуатации добыто 9,3 тыс. т. Запасы нефти в этой залежи были определены в 15,9 тыс. т. Нефть характеризуется следующими пара­метрами: плотность 816 кг/м3, содержание фракций: бензина 29,8%, керосина 38,2%, дизтоплива 7,0%, мазута 32%. В остатке содержится: серы 0,062%, золы 0,011%.

Поисково-разведочное бурение проводилось в 1967—1968 гг., на Андреевской антиклинали. В результате бурения было установлено, что среди мощной в общем однообразной глинистой толщи майкопской серии встречаются песчано-алевритовые слои мощностью 2—25 м, вы­клинивание которых происходит в южном направлении. При испыта­нии объектов, содержащих наибольшее количество песчано-алевроли- товых прослоев (средний Майкоп), получены незначительные притоки минерализованной воды с газом. Вода гидрокарбонатно-натриевая, мес­тами с повышенным содержанием йода (до 34,5 мг/дм3) и брома (до 43,4 мг/дм3); содержание бора колеблется в пределах 3,5—46,5 мг/дм3, нафтеновых кислот до 16,2 мг-экв/дм3. Дебиты воды не превышают 39,7 м3/сутки. Дебиты свободного или растворенного газа колеблются

в пределах 397—500 м3/сутки. Состав газа: метана 75,2—97,16%, этана 0,35—0,59%, пропана 0,12—0,47%, углекислоты 0,21—3,38%.

Геофизические исследования МОВ показали сложное строение группы Владиславовских структур и несовпадение структурных планов по майкопским и домайкопским отложениям. Структурные построения по домайкопским горизонтам значительно отличаются от вышеописан­ных. Отложения эоцена — мела имеют региональный наклон к северу, и четкого перегиба слоев в районе Владиславовской антиклинальной зоны не наблюдается, а сводовые части структур по майкопским отло­жениям являются, по-видимому, отражением тектонического наруше­ния на глубине. Последнее протягивается вдоль Владиславовской ан-

Рис. 6. Мошкаревское антиклинальное поднятие. Структурная карта по кровле отложений верхнего мела. Составили Н. И. Черняк, Ю. X. Овчаренко (1966 г.). / — изогипсы кровли верхнего мела, м; 2 — контур нефтеносного поля среднего Майкопа; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — разведоч- ные скважины

тиклинальной зоны и проявляется вплоть до среднемайкопских отложе­ний.

В процессе бурения скв. 1 Владиславовской площади при проходке аргиллитов с мелкими прослоями алевролитов (палеоцен — верхний мел) в интервале 3563—3825 м постоянно отмечалось разгазирование промывочной жидкости; при испытании интервалов 3560—3823 м полу­чен слабый приток горючего газа.

Мошкаревское нефтяное месторождение известно очень давно. Оно расположено в юго-западной части Керченского по­луострова, в 25 км к северо-востоку от г. Феодосии. Однако только в 1935 г. после проведенных детальных геологических исследований эта площадь была рекомендована к бурению. Благодаря значитель­ному объему проведенных геологопоисковых работ Мошкаревское под­нятие наиболее изучено по горизонтам палеогена — верхнего мела.

Вскрытая часть разреза на Мошкаревской структуре представлена отложениями .олигоцена, эоцена, палеоцена, верхнего и нижнего мела. Майкопская серия сложена в основном глинами с присыпками и линзами алеврита и песка. В средней части майкопской серии, на северном крыле складки отмечались более выдержанные прослои алевролитов и песков, которые и являлись коллекторами нефти. Мощность пород в сводовой части структуры равна 980 м, на крыльях она увеличива­ется за счет появления в разрезе верхнемайкопской свиты до 1450— 2100 м. Отложения эоцена, трансгрессивно перекрытые породами май­копской серии, на Мошкаревской структуре выражены мергельно-гли­нистыми породами мощностью от 125 до 210 м. Палеоцен сложен гли­нами, иногда алевритистыми, содержащими прослои мергелей и алев­ролитов. Их мощность изменяется от 20 (западная периклиналь) до 90 м (северное крыло). Верхнемеловые образования имеют мощность

“От 185 до 200 м, они представлены мергелями с прослоями глин и из­вестняков, а в низах сеномана появляются и песчаники. Отложения апт-альба, вскрытые на глубину 1415 м (скв. 110), выражены аргил­литами с тонкими прослойками алевролитов и песчаников, количество и мощность которых возрастают к подошве изученного разреза.

В тектоническом отношении Мошкаревское поднятие по майкоп­ским отложениям представляет собой субширотную асимметричную ■брахиантиклиналь с крутым южным крылом и более пологим север-

Рис. 7. Геологический профиль (по ли­нии 1—I) через Мошкаревское антикли­нальное поднятие.

J — стратиграфические границы; 2 — поверхно­сти размыва отложений; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — нефтяные пласты среднего Майкопа

ным. По кровле верхнего мела складка расчленена поперечными нару­шениями на.четыре блока (рис. 6). Наиболее приподнят центральный блок (скв. ltl, 113). Падение слоев на севере пологое, а в южной ча­сти— более крутое (рис. 7), так как это крыло рассекает продольный взброс с амплитудой 100—400 м, плоскость которого, по-видимому, на­клонена к югу. Отмечается также ряд мелких разрывов.

В 1939 г., при проведении поисково-разведочного бурения, из скв. 2 .из пород среднего Майкопа с глубины 127 м был получен фонтан нефти с дебитом до 30 т/сутки. Это и послужило толчком к разведке майкоп­ских отложений на Мошкаревской структуре, на которой с 1946 по І956 г. пробурено около 100 разведочных и эксплуатационных скважин. Нефтяная залежь была приурочена к песчаным прослоям, залегающим среди глин среднего Майкопа (см. рис. 7).

По электрокаротажным данным, в разрезе среднего Майкопа выде­ляется шесть песчано-глинистых пачек мощностью от 35 до 80 м. Мощ­ность песчаных прослоев 0,2—0,7 м. Однако эти прослои не выдержи­ваются на площади и довольно быстро выклиниваются. Эффективная мощность коллекторов майкопской свиты не превышает 6 м, при пори­стости 18%. Дебиты нефти в скважинах составляли 0,04—1,5 т/сутки и только некоторые скважины давали до 7—8 т/сутки.

' А. М. Дашевский (1959) указывает, что наиболее эффективной была скв. 27, фонтанировавшая по 6-дюймовой колонне через 4-милли- метровый штуцер на устье в течение месяца со средним дебитом 7,3 т/сутки.

В 1948 г. месторождение было введено в разработку. По мере экс­плуатации дебиты нефти стали резко снижаться, и скважины быстро обводнялись. В 1952 г. добыча нефти в связи с нерентабельностью была прекращена.

Нефть из майкопских отложений Мошкаревского месторождения легкая. Плотность ее 801 кг/м3, содержание бензина 27%, керосина 35,5%, дизтоплива 7,5%, мазута 29,5%.

С 1962 г. на площади проводится глубокое бурение, с целью раз­ведки нефтегазоносности палеогеновых и меловых отложений, в кото­рых были установлены признаки нефти и газа. Газо- и нефтепроявле- ния из пород верхнего эоцена отмечались в многочисленных скважи­нах, однако промышленную ценность представляли лишь две скважины (117 и 119), расположенные в пределах восточной периклинали. В скв. 117 с глубины 1764 м был получен выброс газа с дебитом 25— 50 тыс. м3/сутки, с давлением до 259 бар. В скв. 119 с глубин 1872— 1895 м и 1806—1834 м получен приток светлой нефти в объеме 7,6 т/сутки.

Отложения верхнего мела испытаны по восьми скважинам. Боль­шинство испытанных интервалов не дали положительных результатов или дали ничтожные притоки газа (дебитом до 1000 м3/сутки), и лишь в скв. 128 (интервал 1675—1760 м) был получен приток газа в 8000 м3/сутки. Газ содержит: метана 94,6%, этана 2,35%, пропана 0,65%, бутана 0,20%, изобутана 0,30%, азота 1,7%, двуокиси углерода 0,20%.

Апт-альбские образования вскрыли восемь скважин в западной ча­сти .структуры на глубинах от 1520 м (скв. 87) до 1880 м (скв. 97) и пять скважин на восточной периклинали на глубинах 1910 м (скв. 127) и 2964 м (скв. 123). В скв. 87 при глубине забоя 2020 м произошел десятиминутный выброс раствора с газом, однако после его задавлива­ния и дальнейшего углубления газирование прекратилось.

В результате опробования скв. 97 в интервале 2540—2572 м полу­чен вначале приток чистого газа, а затем воды с комками сильно пара­финистой нефти, а из интервала 2333—2362 м — фонтан газа с дебитом 12,5 тыс. м3/сутки. В скважинах 107 и ПО получены низкие дебитьг воды с газом. Газ метановый, содержащий до 85% метана и 12—13,6% тяжелых углеводородов.

Вскрытый скважинами разрез нижнего мела на Мошкаревской пло­щади (скв. 110, интервал 1740—3140 м) содержит редкие тонкие про­слои плотных песчаников (2—10 см), характеризующихся слабой про­ницаемостью. Не исключено, что в нижней части толщи- могут залегать более мощные песчаные горизонты.

Таким образом, в результате бурения на Мошкаревской структуре установлен широкий диапазон нефтегазопроявлений от пород олигоцена до нижнего мела включительно. Однако промышленные горизонты до настоящего времени не установлены.

Кроме перечисленных структур, где были получены притоки нефти и газа, разведочное бурение проводилось на Краснопольской, Камен­ской, Куйбышевской, Слюсаревской, Борзовской, Глазовской, Заозерной и Журавлевско-'Селезневской площадях (см. табл. 1), а также на Вул- кановской, Ново-Шепетеевской (Фонтановской) и Горностаевском под­нятии (Алексеевская структура).

Куйбышевская антиклинальная складка расположе­на в 14 км к югу от ж.-д. ст. Семь Колодезей. Структура сложена на поверхности верхнемайкопскими породами. Углы падения южного кры­ла составляют 11—14°, северного 8—20°. Длина складки 6—7 км, ширина 3 км.

С 1946 по 1949 г. здесь проводилось структурно-картировочное бу­рение, которое позволило детализировать строение складки и выявить незначительные залежи нефти в верхнем Майкопе. Позже (1949— 1955 гг.) поисково-разведочным бурением установлена газонефтенос- ность керлеутского горизонта верхнего Майкопа.

В майкопских отложениях коллекторами нефти и газа являются тонкие прослои песков. При испытании скв. 1 из интервала 636—638 м

получен газовый фонтан с первоначальным дебитом 100 000 м3/сутки. Газ метановый. В скв. 8-р получен приток нефти с дебитом 0,62 т/сут­ки. Нефть легкая, плотность ее 850 кг/м3, Фракционный состав ее: бен­зина 21,5%, керосина 16,0%, дизтоплива 6,6%, мазута 55%. В скв. 6 при испытании эоценовых отложений с глубины 2301—2306 м получен приток нефти с дебитом 0,11 т/сутки, плотностью 820 кг/м3, и воды 0,125 м3/сутки.

Нижний структурный этаж (эоцен — мел) изучен еще слабо. По геофизическим данным по породам эоцен-мела структура разбита на­рушениями на ряд блоков. Амплитуда их порядка 100—400 м. В 1965— 1966 гг. на Куйбышевской складке пробурены четыре глубоких скважи­ны (до 3140 м), которые вскрыли нижнемеловые отложения на глубине 2570—2885 м. Установлено отсутствие антиклинального перегиба слоев в эоценовых и меловых отложениях. Эти слои воздымаются в южном направлении, в сторону Мошкаревской складки, образуя ее северное крыло. Таким образом, в эоценовых и меловых отложениях Куйбышев­ская антиклинальная структура не вырисовывается. В скв. 19, располо­женной на южной части площади, из верхнемеловых отложений (интер­вал 2273—2293 м) получен фонтан газа производительностью 5,1— 8,9 тыс. м3/сутки.

Водоносные горизонты установлены как в майкопских, так и в эо­ценовых отложениях. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с деби­том 0,1—0,6 м3/сутки.

Ж у р а в л е в ск о - С ел ез н е в с к о е поднятие установлено В. В. Меннером в 1933 г. при геологосъемочных работах и уточнено в дальнейшем мелким структурно-картировочным бурением. По верхним горизонтам представляет собой асимметричную брахиантиклиналь, раз­деленную неглубокой седловиной на собственно Журавлевскую и Селез­невскую складки. Структура ориентирована в субширотном направле­нии, размеры ее {по изогипсе—1000 м) порядка 8X2,5 км, с амплиту­дой в западной части более 300 м. Северные крылья пологие (10—12°), южные—более крутые (35—40°); осевая часть складки сложена сильно перемятыми, круто поставленными отложениями майкопской серии (уг­лы падения 60—80°).

По данным сейсморазведочных работ, проводившихся на этой тер­ритории в 1966—1967 гг. (Чернов В. И. и др.), и бурения глубоких сква­жин (1966—1968 гг.), вскрывших отложения палеоцена и верхнего мела, освещены некоторые особенности строения складки по глубоким гори­зонтам. Книзу майкопской толщи сводовая часть поднятия смещается к западу и уже по эоцен-меловым отложениям наблюдается единая брахиантиклинальная складка небольшой .амплитуды, осложненная разрывным нарушением субширотного простирания, по которому юж­ная часть структуры приподнята относительно северной примерно на 250 м.

В процессе бурения по майкопской толще газопроявления в виде разгазирования глинистого раствора и местами пленок нефти наблюда­лись почти по всему разрезу. По данным газового каротажа, повышен­ные содержания углеводородов отмечались в майкопских, эоценовых и палеоценовых отложениях, представленных в основном глинами и реже мергелями.

При бурении глубокой скв. 4 по отложениям верхнего мела на глу­бине 3216—3483 м происходило сильное разгазирование глинистого раствора, плотность которого понизилась с 2050 до 1600 кг/м3. По дан­ным газового каротажа, содержание газа в глинистом растворе увели­чивалось до 20—25%. Газовый выброс наблюдался в скв. 5 из отложе­ний верхнего мела (глубина 3332 м), давление на превенторе достигало

68 бар. Состав газа следующий: предельные углеводороды 95,22% (ме­тан 94,19%, этан 1,24%, пропан 0,57%, изобутан 0,22%).

Разведочным бурением в пределах Керченского полуострова уста- • новлера .нефтеносность и газоносность всего разреза от верхов миоцена до апта включительно (см. табл. 1, 2). Кроме нефтяных месторожде­ний с промышленными залежами на целом ряде площадей в процессе бурения скважин наблюдались интенсивные нефтегазопроявления, вплоть до открытых выбросов нефти и газа. Почти все залежи харак­теризуются высокими пластовыми давлениями: на Мошкаревской пло­

щади оно в два раза превышает гидростатическое.

Следует отметить, что кроме нефтегазопроявлений в процессе буре­ния все скважины, пробуренные в различные периоды и на разные го­ризонты, газируют и сейчас, а некоторые переливают водой с пленкой нефти. Газирование наблюдается не только в искусственных выработ­ках. До настоящего времени в пределах Керченского полуострова встре­чаются действующие грязевые вулканы, в которых выделяется газ.

Таким образом, имеющиеся материалы по нефтегазоносности .раз­реза Керченского полуострова убедительно указывают на присутствие здесь нефти и газа, а наличие антиклинальных структур, где могли бы концентрироваться залежи флюидов, дает полное основание рассмат­ривать этот район как потенциально перспективный. Низкая эффектив­ность проведенных работ объясняется отсутствием хороших коллекторов в верхней части разреза, которая была до недавнего времени основным объектом разведки.

Извержения грязевых вулканов, выносящие большое количество газа, а также выбросы газа в скважинах свидетельствуют о возможнос­ти больших его скоплений на глубине, в частносги в коллекторах ниж­него мела и юры. Исходя из предполагаемых глубин залегания продук­тивных горизонтов, поисково-разведочные работы на нефть и газ на­правлены в настоящее время на меловые и юрские отложения (Вулка- новская, Ново-Шепетеевская (Фонтановская) и Горностаевское подня­тие.

<< | >>
Источник: А. В. Сидоренко. Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые. М., «Недра»,1974. 208 с.. 1974

Еще по теме Гидрохимия и гидродинамика нефтегазоносных комплексов:

  1. Общие сведения
  2. Гидрохимия и гидродинамика нефтегазоносных комплексов