Північно-Керченське газове родовище

Північно-Керченське підняття виявлено сейсмічними дослідженнями по покрівлі майкопської серії (горизонт 1-а) в 1975 році і представляє собою антиклінальну складку північно - східного простягання розмірами 5×7 км, амплітудою 300 м і кутами падіння крил 7-9°.

В 1976 році свердловина яка пробурена до глибини 2480м на Північно-Керченському піднятті розкрила розріз четвертими (70 м), пліоценових (490 м), середньоміоценових (774 м) і майкопських (1176 м) відкладів. Більше свердловин на піднятті не бурилося. В результаті буріння в інтервалі 670-1260 м виділено чотири горизонти колекторів. Найкращі колекторські властивості має горизонт ІV, розкритий у відкладах середнього міоцену в інтервалі 1205-1255 м. Він представлений чергуванням пластів органогенних вапняків товщиною до 2-3 м, алевролітів і глин. Пористість вапняків досягає 29,1%, проникність до 3,1·10^{-15 м2}. Горизонти І–ІІІ складені рідкими пластами пісковиків і алевролітів.

При випробуванні свердловини з ІV горизонту (інт. 1205-1230 м) отримано приток газу з дебітом 70 тис. м³/добу. Пласто­вий тиск в покладі 12,55 МПа, температура 41°С. Поклад пластовий, склепінний. В газі вміщується (в %) метану 95,5; етану 2,3; пропану 1,20; СО₂ 0,5 і азоту 0,5.

Переддобруджинський нафтогазоносний район

Переддобруджинський нафтогазоносний район розташований в межах Переддобруджинського прогину. Переддобруджинський прогин на півдні і заході межує з зануреною складчастою добруджинського масиву, на сході він під північно - західною частиною акваторії Чорного моря обмежується Одеським розломом. Північний кордон Переддобруджинсь­кого прогину умовно проводиться через населені пункти Готешти-Чадир – Лунга – Арциз по зоні розломів субширотного простягання, які виділяють прогин від південного краю Руської (Східноєвропейської) платформи.

Фундамент Переддобруджинського прогину складається з крис­талічних порід докембрійського фундаменту Руської платформи. Це граніти, гранідоїди, габрогранітоїди, діабази і габроноріти архею.

В основі осадового чохла прогину залягають верхньопротерозойські відклади (36-100 м), які складаються з конгломератів, гравелітів, аркозів, а в верхній частині трансгресивно залягаючими пісковиками, аргілітами та алевролітами (до 70 м).

Палеозой в прогині представлений різноманітними теригенни­ми і карбонатними відкладами всіх систем: кембрієм - до 600 м, ордовіком - до 5 тис. м, силуром – до 10 тис. м, девоном – до 1000 м, карбоном - до 1600 м.

В розрізі мезозою виділяють: тріас - до 200 м, юру - до 2500 м, нижню крейду - 120 м, верхню крейду - до 300 м. Відклади мезозою також представлені теригенними і карбонатними породами.

Кайнозой в Переддобруджинському прогині представлений па­леогеном, який трансгресивно залягає на нижче залягаючих поро­дах, а також міоцен – пліоценом загальною товщиною до 500 м. Відклади цих стратиграфічних підрозділів складені як морськими, так і континентальними озернорічними утвореннями.

Переддобруджинський прогин сформувався в юрський період. Древньокімерійська фаза тектогенезу привела до ліквідації тут геосинклінального режиму Добруджі і зумовила початок формування Переддобруджинського прогину.

Розвиток прогину проходив в умовах тривалого занурення, завдяки чому тут сформувалась велика товща морських відкладів, в склад яких входять теригенні і хемогенні відклади.

В межах Української частини Переддобруджинського прогину на даний час пробурено 69 свердловин (на 1 січня 1991 року) в тому числі 24 свердловини глибиною до 5 км. Признаки нафти і газу зафіксовані у відкладах силуру, девону, карбону, пермі, тріасу, юри і неогену. Пласти з газом вміщують переважно метан з азотом (до 4 %). Нафта, як правило, великої густини (950 кг/м³), що обумовлює її велику в’язкість. На даний час в Переддобруджинському прогині встановлено тільки одне промислове родовище нафти (Східно–Сарматське).