ИА Neftegaz.RU. Глебовское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено в центральной части Тарханкутского полуострова в Крыму, в 25 км к юго-востоку от поселка Черноморское.
Открыто в 1963 г.
В 1993 г. месторождение переведено в подземное хранилище газа (ПХГ) с остаточными запасами газа 388,6 млн м³ и пластовым давлением 1,82 МПа
Месторождение приурочено к метричной брахиантиклинальной складке, вытянутой в субширотном направлении.
Поднятие выявлено сейсмическими исследованиями в 1959 г. и подтверждено структурным бурением в 1960 г.
Газовый выброс из скважины 352 на глубине 948 м доказал газоносность отложений палеоцена.
Глубокое бурение в 1960 - 1963 гг. привело к открытию промышленной залежи природного 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 выполаживается.
Размеры поднятия по замыкающей изогипсе - 1095 м составляют 6*2 км2, амплитуда ловушки- 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%, средняя эффективная - 14,9%, а проницаемость - не выше 3 мд.
По промысловым данным, проницаемость достигает 198 мд за счет трещиноватости пород.
Газонасыщение 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 ровнялось 110,5 бар, а температура 68,4° С.
Дебит газа достигает 2,06 млн м3/сутки, а после проведения интенсификации превышают 5 млн м3/сутки.
Газ содержит 38 см3/м3 стабильного бесцветного газового конденсата, плотность которого 719 кг/м3.
Легкоподвижный конденсат выкипает при температуре 193° С на 95% (бензина 45%, керосина 55%) и содержит метан -17,4%, этан - 6,1%, пропан - 4,6%, бутан - 2,8%, пентан - 9,6%, гексан и высшие углеводороды - 58,7%, азот 0,3%, СО2 - 0,5%.
По химическому составу газовый конденсат - метаново-нафтенового ряда с содержанием 8,1 вес. % аренов и 27,5 вес. % нафтенов.
Потенциальное содержание стабильного газового 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.
По категории A+B+C1 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.
Дебит газа незначительный. 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 микрокомпонентов - бора (до 400 мг/дм3) и йода (15—26 мг).
Залежь газа подпирают воды гидрокарбонатно-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.
