USD 71.1275

+0.38

EUR 80.623

+0.53

BRENT 43.05

0

AИ-92 43.3

0

AИ-95 47.37

0

AИ-98 52.82

-0.02

ДТ 47.84

+0.02

553

Глебовское газоконденсатное месторождение

Расположено в Крыму

Глебовское газоконденсатное месторождение

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 см33 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 см33 низкоминерализованных (1 - 4 г/дм3) конденсационных вод разного состава.

Перспективность меловых отложений еще не выяснена.





Система Orphus