USD 63.7698

+0.46

EUR 69.0882

+0.47

BRENT 58.2

+0.51

AИ-92 42.44

+0.01

AИ-95 46.23

+0.04

AИ-98 52.06

-0.05

ДТ 48.18

+0.01

Карлавское газоконденсатное месторождение

Карлавское  газоконденсатное месторождение

ИА  Neftegaz.RU. Карлавское газоконденсатное месторождение  (ГКМ)  расположено в центральной части Тарханкутского полуострова в Крыму, в 10 км к югу от пос. Черноморское. 

Открыто в 1961 г., когда бурением разведочной скважины 2 был получен приток природного газа дебитом до 30 тыс м3/сутки, доказавший газоносность  отложе­ний нижнего палеоцена.  

Относится к Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области.
Приурочено к северной части Октябрьско-Меловой зоны антиклинальных складок северного борта Каркинитско-Северо-Крымского прогиба.

Небольшая газовая залежь приуро­чена к вытянутому в субширотном направлении антиклинальному под­нятию, которое хорошо выражено в рельефе (рис. 1, 2). 

Рис. 1. Структурная карта участка территории Тарханкутского полуострова по кровле нижнего палеоцена. 

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

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). 

Рис. 2. 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

Амплитуда 164 м. 

Складка 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. 

Коллекторы представлены детритусовыми известняками, образующими массивный резервуар. 
Их открытая пористость 1,9—15,6%, а проницаемость менее 0,1 мд. 
Газонасыщенность 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 см3стабильного конденсата, плотностью 690 кг/м3

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. 

По химическому составу конденсат метаново-нафтенового ряда.

Запасы газа незначительны: по кат А+В+С1 около 50 млн. м3.

В уплотненных глинистых известняках верхнего палеоцена установ­лена слабая газоносность маломощной пачки в скв. 1 и 2.

Дебит -  до 1000 м3/сутки. 

Газо-водяной контакт на востоке (скв. 2) общий, а газ имеет сходный состав с нижнепалеоценовым. 

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%).

Система Orphus