190 тис.м3. В останьому розкритому бурінням розрізі ознаки нафтогазоносності не виявлені.
В гідрогеологічному відношенні розріз родовища практично не вивчений. За анологією сусідніми родовищами можна стверджувати, що в розрізі родовища виділяються 10 водоносних комплексів. Найбільші дебіти води (до 20 м3/добу) отримані на родовищі з нижньопалеоценового комплексу. За даними випробування свердловин Голіцинського родовища найбільщі фонтанні притоки води відмічені з піско-алевритових горизонтів майкопської серії: до 66 м3/добу. Ці води є низькомінералізовані ( 18-41 г/л ). Лише у відкладах сеноману і майкопу можна зустріти води з мінераліцією 76-96.9 г/л. Типи вод за класифікацією є сульфідно-хлоркальцієвими і гідрокарбонатно-натрієвими.
Водоносні комплекси від протерозойського до верхньопалеоценового включно мають аномально високі пластові тиски ( АВПТ ). Коефіцієнти аномальності складають 1.36-1.45. Більш молоді комплекси мають гідростатичний пластовий тиск.
1.4 Фільтраційні властивості порід-колекторів
Продуктивними на Штормовому родовищі є відклади нижнього палеоцену і дата. Середня товщина палеоценових відкладів складає 85 м із зміною до 102 м в свердловині № 2 на східній перекліналі, від 63 м в склепінні складки. За даними геофізичних досліджень виділені проникні інтервали групуються по розрізу в окремі пачки, які при фактичній відстані між розвідувальними свердловинами не корелюються по площі. Число проникних розділів по свердловинах коливається від 45 до 48. На їх долю приходиться близько 40 % загальної товщини нижнього палеоцену. Товщина непроникних розділів в складі горизонту змінюється від 0.5 до 20 м, складаючи в середньому 1.1 м.
Проникний комплекс нижньопалеоценових порід перекривається товщею непроникних глинисто-карбонатних порід качинського яруса ( 104 м) і товщею глин бахчисарайського яруса ( 76 м ). Видимий розділ між відкладами палеоцену і датським ярусом відсутній. Імовірно між ними є гідродинамічний зв`язок, обумовлений відсутністю витриманого розділу і широким розвитком тріщинуватості порід. За даними геофізичних досліджень будова проникної частини датських відкладів дуже схожа з будовою відкладів нижнього палеоцену. На даній стадії вивченності можна стверджувати, що відклади нижнього палеоцену і верхньої частини датського ярусу являють собою єдиний продуктивний горизонт. Згідно лабораторних аналізів карбонатність порід продуктивного горизонту в родовищі змінюється від 55 до 90 %, складаючи в середньому 80 %.
По польовому опису керну породи продуктивного горизонту представлені переважно вапняками. В підлеглій кількості зустріті мергелі, пісковидні вапняки і глини. Як правило, вапняки щільні, міцні з рідкою сіткою різноорієнтованих тріщин. Іноді в складі вапняків зустрічаються лінзовидні включення пісковидних вапняків. Породи продуктивного горизонту характеризуються порівняно високою однорідністю та пористістю. Коефіцієнт пористості змінюється від 10 до 24 %. Найбільш часто зустрічаються породи з пористістю 14 - 16 %. Найнижчу пористість мають мергелі, найбільшу - чисті вапняки.
Проникність порід за даними лабораторних аналізів керну змінюється від 0.01 до 10.2 мД. Середня проникність порід по керну дорівнює 2.3 мД. Найбільш низьку проникність мають мергелі, найбільш високу - вапняки. Породами-колекторами в продуктивному горизонті є чисті і глинисті вапняки і найбільш чисті різновиди мергелів. Судячи з лабораторних аналізів, фільтрація газу можлива як по матриці порід, так і по тріщинах.
1.5 Склад і фізико – хімічні властивості пластових флюїдів
На Штормовому родовищі гирлові проби газу на хімічні аналізи відібрані в свердловині №1 з палеоцен-датських відкладів (інтервали 1834-1854; 1860-1874м).
Гази цих відкладів більш важкі ніж на Голіцинському родовищі. В них відмічено значний вміст важких фракцій і конденсату. На відміну від Голіцинського родовища гази Штормового характеризуються меншим вмістом метану ( 83-89 % ) і більшим вмістом метанових вуглеводнів.
З невуглеводневих компонентів в незначній кількості присутні вуглекислий газ і азот. Вміст СО2 з глибиною зростає. Сірководень відсутній. Відмічено невелику кількість інертного газу - гелію ( 0.007 % ). Аргон відсутній.
Треба відмітити також, що в палеоцен-датських відкладах Штормового родовища, як і на багатьох інших родовищах Криму, відмічено аномально високий пластовий тиск, який на 80 кгс/см2 вищий за гідростатичний. Коефіцієнт аномальності 1.45. Фізико-хімічна характеристика приведена в таблиці 2.5
Промислові газоконденсатні дослідження проводились по свердловинах №1 і №3, а визначення параметрів газоконденсатної системи проводились в УкрНДІгаз, причому всі відомості базуються на результатах, отриманих в свердловині №1. Вихід стабільного конденсату по промислових дослідженнях змінюється від 89.2 см3/м3 до 227 см3/м3 при тисках сепарації 2.55-3.65 МПа і температурах 3-36°С.
Тиск початку конденсації змінюється від 20.2 до 24.4 МПа, а тиск максимальної конденсації від 5.7 до 6.4 МПа. Фізико-хімічні властивості, фракційний і груповий склад конденсату приведені в таблицях 2.6, а компонентний склад і фізико-хімічні властивості газоконденсатних систем, приведені - в таблиці 2.7
Конденсат має полегшений фракційний склад, густина його в середньому дорівнює 730 кг/м3; кінець кипіння дорівнює 280°С. Конденсат на 90 % складається з бензинової фракції, яка закипає до 200°С.
Сірчані сполуки складають 0.04 %. По груповому хімічному складу він складається з 11 % ароматичних, 34 % нафтенових і 55 % парафінових вуглеводнів.
Зміна вмісту вуглеводнів С5+віщі в пластовому газі в процесі розробки прийнята на основі досліджень, проведених в УкрНДІгазі, по диференціальній конденсації пластової суміші на установці фазової рівноваги при початковому його вмісті 160 г/ст.м3. Тому вміст конденсату в пластовому газі в процесі розробки був перерахований при новому початковому значенні. Вміст конденсату в відсепарованому газі в процесі розробки був прийнятий по аналогії з Голіцінським ГКР. Ці данні в подальшому будуть використані для підрахунку видобутку конденсату. В зв`язку з прийняттям ряду припущень, ці розрахунки є орієнтовні і в подальшому їх необхідно уточнити по результатах додаткових досліджень газоконденсатних систем.
При досягненій вивченності на Штормовому родовищі запаси газу і конденсату враховані лише у відкладах нижнього палеоцену. Запаси газу в датських відкладах, не зважаючи на отримання тут промислових припливів газу в свердловині №3, не враховувались при підрахунку запасів через суперечливі результати випробовувань по площі покладу.
В об`ємі покладу включенні тільки запаси вуглеводнів нижньопалеоценових відкладів, обмежені покрівлею, підошвою цих відкладів і поверхнею умовно прийнятого ГВК на відмітці мінус 1868 м. Запаси в цьому об`ємі віднесені до категорії С1+С2. До категорії С1 віднесені запаси на площі, де пробурені свердловини №1, №3. Площа категорії С1 обмежена зовнішним контуром газоносності і двома прямими лініями. Одна з них проведена посередені між свердловинами №1, №2; інша на відстані 1 км на захід від свердловини №3. Проект Штормового родовища слід складати на всі запаси категорій С1+С2; газу - 11227 млн.м2; конденсату - 427.524 тис.т.
Для дорозвідки покладу в дат-палеоценових відкладах необхідно в зонах розміщення запасів категорії С2 пробурити дві розвідувальні свердловини. Випробовування розрізу покладу провести в обсадженному стовбурі свердловини поінтервально.
Таблиця .1 - Характеристика Голден Майквільного газу (по свердловині №1)
| Характеристика газу | Інтервал випробування 1834-1854 м | Інтервал випробуван-ня 1860-1874 м | Серед-нє значен-ня |
| Умови відбору проб | гирло | ||
| Абсолютна питома вага, кг/м3 | 902 - 859 | — | 871 |
| Відноснана питома вага по повітрю | 0.696 - 0.665 | 0.686 | 0.680 |
| Пластовий тиск, МПа | 25.1 | ||
| Пластова температура, К | 350 | ||
| Критична температура, К | 208.9 | ||
| Критичний тиск, МПа | 4.64 | ||
| Приведений тиск | 5.41 | ||
| Приведена температура | 1.68 | ||
| Коефіцієнт надстисливості | 0.89 | ||
| Поправки:-відхілення від закону Бойля- Маріота-на температуру | 1.120.84 | ||
| Теплоутворююча здатність, ккал/м3 | 9209 | ||
| Об`ємний коефіцієнт пластового газу | 0.001 | ||
| Вміст, % об`ємних метан етан пропан бутан ізобутан пентан+вищі гелій вуглекислий газ азот | 83.94 - 86.376.15 - 6.982.78 - 3.650.83 - 1.260.73 - 1.050.63 - 2.230.0060.56 - 2.321.20 - 2.65 | 85.49 - 85.675.83 - 6.912.51 - 3.080.74 - 0.820.65 - 0.740.53 - 1.620.0072.25 - 2.361.72 - 2.13 | 85.76.492.300.880.771.240.0061.391.70 |
Таблиця 1.2-Фізико-хімічні властивості і фракційний склад конденсату
| Інтервал перфорації, м | ||||
| Показники | 1902-1970, Рс=4.4 МПа | 1834-1854, Рс=3.2 МПа | 1834-1854, Рс=4.0 МПа | 1860-1874, Рс=3.0 МПа |
| Густина конденсату, кг/м3 | 736 | 723 | 737 | 737 |
| Молекулярна масса, г/моль | 104 | 99 | 108 | 107 |
| В`язкість кінематична при 20°С; м2с | 0.756 | 0.682 | 0.743 | 0.782 |
| Вміст сірки, % | 0.047 | 0.036 | — | 0.049 |
| Фракційний склад,°Спочаток кипіння5 %10 %15 %20 %25 %30 %35 %40 %50 %60 %70 %80 %90 %кінець кипіння | 396274829096102106112122138153190252293 | 39546679869298102108113129146170220240 | 41607280879398103108118130148176235300 | 365370839096102106112122137176186240263 |
| Вихід фракцій, % мольн.п.к. - 150°С150 - 200°С200 - 300°Свище 300°С | 69.116.814.10.0 | 76.616.07.40.0 | 75.614.89.60.0 | 69.816.713.50.0 |
Таблиця 1.3 - Компонентний склад і фізико-хімічні властивості газоконденсатних систем ( по свердловині №1 )