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.
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 см3/м3 стабильного 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%).
