нафтогазоносності і на піднятті Олімпійському.
Геохімічними дослідженнями нафти родовища Лебідь (біо-маркерний аналіз) установлено, що нафта цього родовища була згенерована відкладами еоцену Чорноморської западини і мігрувала у відклади нижньої крейди по Північно-Евкинському розлому. Далі, у результаті матеріальної міграції нагору за підняттю пласта на 6 км, нафта заповнила локальне підняття Лебідь.
Наявність східчастої вертикально-латиральної міграції вуглеводнів з відкладів Східно-Чорноморської западини можна припустити і у нижнєкрейдових відкладах підняття Олімпійського.
У зв'язку з тим, що підняття перебуває в 15 км від Північно-Евксинського розлому, найбільш імовірна міграція сюди газоподібних вуглеводнів.
При тривалій дифузійній вертикальній міграції вуглеводнів з відкладів нижньої крейди, можна сподіватися на наявність газового покладу у відкладах еоцен-палеоцену, де є велике підняття і звичайне сприятливе сполучення колекторів та покришок. Найближче газове родовище в цих відкладах – Одеське.
Інтервали прогнозованих продуктивних горизонтів та їх характеристики наведені в таблиці 1.2.
Підняття Олімпійське розташоване в північно-західній частині Чорноморського артезіанського басейну, у межах Крайового ступені, що у гідрогеологічному відношенні вивчена слабко. У зв'язку із цим характеристика водоносних комплексів і горизонтів
(таблиця 1.3) приводиться на підставі даних буріння на площах північно-західного шельфу відповідно до проектного геологічного розрізу.
Таблиця . – Характеристика нафтогазоносності
Індекс | Глибина | Колекторські властивості | Характеристика | Пластовий
стратиг- | залягання, м | тип ко- | проник- | флюїду | тиск по-
рафічного | пок- | підош- | лектора, | ність, | Вид | густина | середині
горизонту | рівлі | ви | назва | мкм2 | флюїду | газу за | пласта,
породи | повітрям | МПа
P1 | 2080 | 2120 | теригенний, піщаник | 0,6 | газ | 0,57 | 41,2
К1 | 3450 | 3500 | карбонатно-тріщинуватий, вапняк | 0,6 | газ | 0,57 | 39,7
Таблиця . – Хімічний склад водоносних горизонтів свердловин-аналогів
Номер | Індекс | Досліджуваний | Тип | Густина, | Дебіт, | Ступінь | Тип
свердловини, | стратиг- | інтервал, м | колектора | кг/м3 | м3/добу | мінера- | води
назва площі | рафічно- | Від | до | лізації,
го під- | (верх) | (низ) | г/л
розділу
Євпаторійська №2 | Т2 | 903 | 993 | теригенний | 1002,2 | 123,4 | 11,7 | ГКН
Десантна №1 | К1 | 2498 | 2551 | теригенний | 1010 | 664,3 | 16,3 | ХМ
Штормова №6 | Р11 | 2045 | 2050 | карбонатний | 1015 | 2,5 | 25,6 | ГКН
Сільського №40 | Р22 | 1443 | 1450 | теригенно- | 1028 | 0,5 | 20,5 | СН
карбонатний
Архангельська №3 | N11-Р3mk | 944 | 946 | теригенний | 1014 | 1,4 | 24,5 | ХМ
Десантна №1 | N1t | 1356 | 1360 | теригенний | 1009 | 48,5 | 14,9 | ХМ
Характеристика тисків і температур по розрізу свердловини
Відомості про величини пластових тисків і температур, наведені в таблицях 1.4.
Таблиця . – Очікувані градієнти тисків і температур
Стратигра- | Інтервал, м | Градієнт тиску, МПа/м | Пластова -
фічний | пластового | порового | гідророзриву порід | температура в
індекс | від | до | на по- | в кін- | на по- | в кін- | на початку | в кінці | кінці ін-
(верх) | (низ) | чатку | ці | чатку | ці | тервалу, 0С
Q | 87 | 130 | 0,010 | 0,010–– | 0,013 | 0,013
N2 | 130 | 280 | 0,010 | 0,010–– | 0,013 | 0,013
N1 | 280 | 1580 | 0,010 | 0,010–– | 0,016 | 0,016
Продовження таблиці 1.4
Стратигра- | Інтервал, м | Градієнт тиску, МПа/м | Пластова -
фічний | пластового | порового | гідророзриву порід | температура в
індекс | від | до | на по- | в кін- | на по- | в кін- | на початку | в кінці | кінці ін-
(верх) | (низ) | чатку | ці | чатку | ці | тервалу, 0С
Р3 | 1580 | 1950 | 0,010 | 0,010–– | 0,018 | 0,018
P2 | 1950 | 2050 | 0,011 | 0,011–– | 0,018 | 0,018 | 100
P1 | 2050 | 2250 | 0,011 | 0,011–– | 0,019 | 0,019
K2 | 2250 | 3180 | 0,011 | 0,011–– | 0,020 | 0,020
K1 | 3180 | 3550 | 0,0115 | 0,0115–– | 0,022 | 0,022 | 140
Геолого-технічні умови буріння свердловини
У результаті аналізу даних по свердловинам, пробуреним на північно-західному шельфі Чорного моря, можливі наступні ускладнення при бурінні проектної свердловини:
у піщано-глинистих відкладах четвертинного, пліоценового і міоценового віку можливе поглинання промивної рідини;
у глинистих відкладах майкопу можливе набухання глин і сальникоутворення;
у зв'язку з наявністю локального підняття, сприятливим сполученням колекторів і покришок, у теригенно-карбонатних колекторах еоцен-палеоцену можливі газопрояви;
у тріщинуватих карбонатних відкладах верхньої крейди можливе поглинання промивної рідини;
у перспективних відкладах нижньої крейди можливі газопрояви.
Прогнозовані твердість порід та кут їх залягання наведені в таблиці 1.1.
Поінтервальні коефіцієнти кавернозності приймаються на підставі аналізу даних промислово-геофізичних досліджень і результатів цементування обсадних колон в свердловинах північно-західного шельфу Чорного моря та наводяться в таблиці 1.5.
Таблиця . – Геометрія стовбура свердловини
Інтервали | Величина коефіцієнта | Інтервали | Величина коефіцієнта
глибин, м | кавернозності | глибин, м | кавернозності
87 – 130 | 1,25 | 1950 – 2050 | 1,15
1300 – 280 | 1,2 | 2050 - 2250 | 1,10
280 – 1580 | 1,2 | 2250 –