i Серебрянськiй площах, покладiв газу на Роднiковськiй, Мiжводненськiй, Карлавськiй, Бакальськiй, Глiбовськiй, Мошкарьовськiй, Фонтанівськiй та iнших площах. Про нафтогазоноснiсть карбонатних вiдкладiв свiдчать також i багаточисельнi нафтогазопрояви при розбурюваннi цих вiдкладiв на iнших пошуково-розвiдувальних площах (Краснопольська, Пiвнiчно-Вулканiвська, Захiдно-Фонтанівська, Мар`ївська, Голiцина, Шмiдта, Iллiчевська та iншi).
Так на площi Мошкарьовська, яка розташована в пiвденно-захiднiй частинi Керченського пiвострова, карбонатнi вiдклади верхньої крейди випробуванi у восьми свердловинах. В свердловинi № 128 (iнтервал 1675 - 1760м) отримано приплив газу дебiтом 8.6 тис. м3/добу на 3 мм штуцерi. Газ метановий, мiстить 95.6 % метану.
На площi Фонтановська в свердловинi № 9, яка розташована в зонi глибинного тектонiчного порушення, при випробуваннi iнтервалу 2810 - 2900 м отримали приплив горючого газу дебiтом 6.2 тис. м3/добу на 3 мм штуцерi i пластової води дебiтом 32.8 м3/добу. При випробуваннi об`єкту в iнтервалi 2470 - 2780 м отримали приплив газу дебiтом 8.8 тис. м3/добу на 3мм штуцерi i пластової води дебiтом 5.5м3/добу.
При випробуваннi верхньокрейдових карбонатних вiд-кладiв на Краснопольськiй площi в свердловинi № 6 iз iнтервалу 3693-3730м отримали приплив вуглеводневого газу дебiтом 38 тис. м3/добу на 2 мм штуцерi. У свердловинi №7 із iнтервалу 3001 - 3102 м в результатi випробування отримали приплив вуглеводневого газу дебiтом 0.2 тис. м3/добу на 3 мм штуцерi.
На Мошкарьовсько-Куйбишiвськiй площi в свердловинi № 19 iз iнтервалу 2273 - 2295 м, при випробуваннi, отримано приплив газу дебiтом 9.6 тис. м3/добу на 2 мм штуцерi. В свердловинi № 128 iз iнтервалу 1675 - 1771 м отримали приплив газу дебiтом 13 тис. м3/добу на 2 мм штуцерi.
В Рiвнинному Криму, на площi Октябрьська в свердловинi № 24 випробуванi карбонатнi вiдклади верхньої крейди в iнтервалi 1685 - 1974 м, де iз вiдкладiв сеноману отримано приплив нафти дебiтом 24 м3/добу на 4 мм штуцерi. Густина нафти 790 кг/м3.
На Карлавськiй площi в свердловинi № 18 при випробуваннi сеноманських відкладів отримали приплив газу з водою, а в свердловинах №№ 13 i 14 приплив газу дебiтом 150 тис. м3/добу з водою на 7 мм штуцерi.
На Мiжводненськiй площi в свердловинi № 4, iз вiд-кладiв сантону отримано приплив газу дебiтом 23 тис. м3/добу на 8 мм штуцерi, а при випробуваннi iнтервалу 2920 - 3030 м дебiт газу склав 67.2 тис. м3/добу на 8 мм штуцерi.
На Володимирському пiдняттi в свердловинi № 17 iз iнтервалу 2870 - 2937 м, при випробуваннi випробувачем пластiв, отримано приплив горючого газу у виглядi сильного розгазування технiчної води до викиду її на висоту до 30м.
На Родніковськiй площi при бурiннi свердловини № 4 iз глибини 2226м (сеноман) було отримано приплив газу. Довжина факелу сягала 14 - 15 м на 4 мм штуцерi.
На Пiвнiчно-Серебрянськiй площi в свердлдовинi № 5 при випробуваннi вiдкладiв сеноману (iнт. 3402 - 3440 м) отримано приплив газу з газоконденсатом дебiтом 40 - 35 тис. м3/добу на 4 мм штуцерi.
Незначнi газопрояви в нижній частині турону спостерiгались при бурiннi свердловини № 5 (iнт. 3602 - 3614 м) на Мiжводненськiй площi. Вони виразились в розгазуваннi бурового розчину. На Бакальськiй площi в свердловинi № 10 пiд час бурiння на глибині 3599 м спостерiгався газовий викид. Дебiт газу становив 25 - 30 тис. м3/добу на 8 мм штуцерi. При випробуваннi iнтервалу 2948.5 - 2980 м отримано приплив води iз горючим газом дебiтом 9.1 м3/добу на 8 мм штуцерi.
На пiвнiчно-захiдному шельфi при випробуваннi об`єкту в iнтервалi 2160 - 2183 м (верхня крейда) свердловини № 4 - Голiцинської площi отримано приплив газу з конденсатом. При випробуваннi об`єкту в iнтервалах 3495 - 3505 м, 3515 - 3545 м (сеноман) свердловини № 2 - Голiцина отримано приплив горючого газу дебiтом 590 - 885 тис.м3/добу на 16 мм штуцерi. Iз iнтервалу 2690 - 2750 м (кампан) отримано приплив горючого газу дебiтом 384 тис.м3/добу на 16 мм штуцерi. Iз iнтервалу 2210 - 2233 м (дат - нижнiй палеоцен) отримано приплив горючого газу дебiтом 700 тис. м3/добу на 16 мм штуцерi.
Таким чином, досліджувані карбонатні відклади є перспективними в нафтогазоносному вiдношеннi. Промислові скупчення нафти і газу слiд очiкувати нижче виділеної нами екрануючої товщі, тобто у вiдкладах сеноман - кампану.
РОЗДІЛ 4
ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНИХ УМОВ ФОРМУВАННЯ
ЕКРАНУЮЧОЇ ТОВЩІ ВЕРХНЬОЇ КРЕЙДИ ПРИЧОРНОМОРСЬКО-КРИМСЬКОЇ НАФТОГАЗОНОСНОЇ ПРОВІНЦІЇ
Вiдклади, якi сформувались в процесi седиментогенезу, ще не породи i перетворюються в них лишень пройшовши через складнi перетворення стадiї дiагенезу. В стадiю дiагенезу вiдклади, накопичуючись на протязi тривалого часу, поступово ущiльнюються, видозмiнюються мiнералогiчно, набувають нових рис будови та перетворюються в осадовi породи. В подальшому своєму iснуваннi породи завдяки рухiв земної кори в областях їх утворення занурюються на бiльш або менш значнi глибини i там, перетворюючись ущільнюються, набуваючи одночасно нових рис мiнералогiчного складу, структури та текстури. Л. В. Пустовалов, М. С. Швецов i М. М. Страхов цю стадiю називають епiгенезом осадових порiд.
Спiвставляючи властивостi порiд, взятих iз зони епiгенезу, з властивостями порiд, тiльки що сформованих, видно, що основна вiдмiннiсть їх є в набуттi нових фiзико-механiчних властивостей: по мiрі занурення в зону епiгенезу породи все бiльш ущiльнюються і набувають властивостей щільної породи. Так, пористi i м`якi пластичнi глини, втрачаючи воду, стають поступово щiльними, непластичними, потiм аргiлiтами i сланцюватими аргiлiтами з пористiстю та вологiстю, якi дорiвнюють всього декiльком вiдсоткам; алевроліти i пiски, спочатку крихкi,