Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря

Субботінське нафтове родовище приурочене до антиклінальної складки в межах Південнокерченського прогину. Промислово нафтоносними є 4 об’єкти у верхній частині нижньомайкопських відкладів в інтервалі глибин 2003–2288 м. Решта об’єктів – водоносні, з нафтогазопроявами, слабкопроникні, з невеликою ф...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2009
Автори:	Колодій, В., Колодій, І.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України 2009
Назва видання:	Геологія і геохімія горючих копалин
Теми:	Гідрогеологія
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/58980
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря / В. Колодій, І. Колодій // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2009. — № 3-4 (148-149). — С. 107-116. — Бібліогр.: 4 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-58980
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-589802014-04-05T03:01:31Z Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря Колодій, В. Колодій, І. Гідрогеологія Субботінське нафтове родовище приурочене до антиклінальної складки в межах Південнокерченського прогину. Промислово нафтоносними є 4 об’єкти у верхній частині нижньомайкопських відкладів в інтервалі глибин 2003–2288 м. Решта об’єктів – водоносні, з нафтогазопроявами, слабкопроникні, з невеликою флюїдовіддачею. Нафти промислово нафтоносних об’єктів ІХ–ХІІ дещо легші, менш в’язкі та закипають за нижчої температури, ніж нафти нафтопроявів з нижчезалеглих об’єктів, а природні гази родовища – вуглеводневі, із підвищеним вмістом гомологів метану і незначною домішкою СО₂ та N₂. Підземні води майкопських відкладів належать, головно, до гідрокарбонатнонатрієвого і, частково, хлоридно-магнієвого типу, а еоценових – до сульфатно-натрієвого. Останні два типи є сумішами природних вод і технічних рідин, що використовувалися при бурінні і випробуванні свердловин. Subbotin oil field is 25 km to south of the coast of Kerch peninsula. Four industrial oil-bearing beds are bounded with Maykopian (Oligocene–Miocene) strata at depths of 2003–2288 m. The other eight low permeability objects contain non-industrial oil, gas and water-bearing shows. The productive series is flees-like. Inside the oil-bearing layers occurs the waterbearing one. Natural gases of the field are hydrocarbon with heightened content of the weighty gaseous hydrocarbons. 2009 Article Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря / В. Колодій, І. Колодій // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2009. — № 3-4 (148-149). — С. 107-116. — Бібліогр.: 4 назв. — укр. 0869-0774 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/58980 556.3:553,98(477) uk Геологія і геохімія горючих копалин Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
topic	Гідрогеологія Гідрогеологія
spellingShingle	Гідрогеологія Гідрогеологія Колодій, В. Колодій, І. Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря Геологія і геохімія горючих копалин
description	Субботінське нафтове родовище приурочене до антиклінальної складки в межах Південнокерченського прогину. Промислово нафтоносними є 4 об’єкти у верхній частині нижньомайкопських відкладів в інтервалі глибин 2003–2288 м. Решта об’єктів – водоносні, з нафтогазопроявами, слабкопроникні, з невеликою флюїдовіддачею. Нафти промислово нафтоносних об’єктів ІХ–ХІІ дещо легші, менш в’язкі та закипають за нижчої температури, ніж нафти нафтопроявів з нижчезалеглих об’єктів, а природні гази родовища – вуглеводневі, із підвищеним вмістом гомологів метану і незначною домішкою СО₂ та N₂. Підземні води майкопських відкладів належать, головно, до гідрокарбонатнонатрієвого і, частково, хлоридно-магнієвого типу, а еоценових – до сульфатно-натрієвого. Останні два типи є сумішами природних вод і технічних рідин, що використовувалися при бурінні і випробуванні свердловин.
format	Article
author	Колодій, В. Колодій, І.
author_facet	Колодій, В. Колодій, І.
author_sort	Колодій, В.
title	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря
title_short	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря
title_full	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря
title_fullStr	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря
title_full_unstemmed	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря
title_sort	гідрогеологічні умови субботінського нафтового родовища на прикерченському шельфі чорного моря
publisher	Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
publishDate	2009
topic_facet	Гідрогеологія
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/58980
citation_txt	Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря / В. Колодій, І. Колодій // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2009. — № 3-4 (148-149). — С. 107-116. — Бібліогр.: 4 назв. — укр.
series	Геологія і геохімія горючих копалин
work_keys_str_mv	AT kolodíjv gídrogeologíčníumovisubbotínsʹkogonaftovogorodoviŝanaprikerčensʹkomušelʹfíčornogomorâ AT kolodíjí gídrogeologíčníumovisubbotínsʹkogonaftovogorodoviŝanaprikerčensʹkomušelʹfíčornogomorâ
first_indexed	2025-07-05T10:10:10Z
last_indexed	2025-07-05T10:10:10Z
_version_	1836801286801981440
fulltext	© Володимир Колодій , Іванна Колодій, 2009 ISSN 0869-0774. Геологія і геохімія горючих копалин. 2009. № 3–4 (148–149) Гідрогеологія УДК 556.3:553,98(477) Володимир Колодій 1, іванна Колодій2 ГідРоГЕолоГіЧНі УМоВИ СУББоТіНСЬКоГо НАФТоВоГо РодоВИЩА НА ПРИКЕРЧЕНСЬКоМУ ШЕлЬФі ЧоРНоГо МоРЯ 1Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, e-mail: igggk@mail.lviv.ua 2Львівське відділення УкрДГРІ, e-mail: lv_ukrdgri@polynet.lviv.ua Субботінське нафтове родовище приурочене до антиклінальної складки в ме- жах Південнокерченського прогину. Промислово нафтоносними є 4 об’єкти у верх- ній частині нижньомайкопських відкладів в інтервалі глибин 2003–2288 м. Решта об’єктів – водоносні, з нафтогазопроявами, слабкопроникні, з невеликою флюїдо- віддачею. Нафти промислово нафтоносних об’єктів ІХ–ХІІ дещо легші, менш в’яз- кі та закипають за нижчої температури, ніж нафти нафтопроявів з нижчезалеглих об’єктів, а природні гази родовища – вуглеводневі, із підвищеним вмістом гомологів метану і незначною домішкою СО2 та N2. Підземні води майкопських відкладів належать, головно, до гідрокарбонатно- натрієвого і, частково, хлоридно-магнієвого типу, а еоценових – до сульфатно-натріє- вого. Останні два типи є сумішами природних вод і технічних рідин, що викорис- товувалися при бурінні і випробуванні свердловин. Ключові слова: нафтове родовище, Чорне море, шельф, нафта, газ, підземні во- ди, пластові тиски, температура. Субботінське нафтове родовище відкрите випробуванням майкопських відкладів параметричною св. № 403, закладеною в апікальній частині одно- йменної антиклінальної складки на Чорноморському шельфі, 25 км на пів- день від Керченського п-ова, у межах Південнокерченського (Керченсько- Таманського) прогину, розташованого між складчастими спорудами Криму і Кавказу (рис. 1). Зі свердловини отримано промислові припливи нафти в українській частині шельфу, що підтверджує високі перспективи відкриття в цьому районі нафтогазових родовищ, прогнозованих багатьма дослідниками (Нафтогазоперспективні..., 2006; Колодій В., Колодій І., 2007 та ін.). Субботінська антиклінальна складка субширотного простягання має довжину 12 км за ширини 5 км та висоти (за сейсмічним горизонтом ІІа в еоценових відкладах) приблизно 700 м. Північно-західне і південне крила складки ускладнені підкидо-насувами, амплітудою 150–200 м. 107 Параметричною св. № 403 під 51-метровою товщею води розкрито 4224 м осадової товщі, складеної послідовно антропогеновими (64 м), плі- оценовими (84 м), нижньоміоценовими (556 м), майкопськими (2095 м) та палеогеновими (еоцен і палеоцен; 410 м) відкладами. У свердловині випробу- вано 4 об’єкти, з яких отримано промислові припливи нафти, вуглеводневого газу і пластової води (табл. 1). Враховуючи результати буріння і випробування св. № 403, було пробу- рено пошукову св. 1-Субботінська глибиною 3114,5 м, що розкрила повну потужність нижньомайкопського продуктивного розрізу св. 403 (рис. 2). У свердловині випробувано 12 об’єктів, з яких два в еоценових, решта – у ниж- ньомайкопських відкладах. Результати цих досліджень дали змогу суттєво уточнити модель будови резервуарів та поширення продуктивних горизонтів, Рис. 1. Оглядова схема району досліджень Т а б л и ц я 1. Результати випробувань нижньомайкопських відкладів у пара- метричній св. № 403 на площі Субботіна Об’єкт; горизонт Інтервал перфорації, м Продукція – дебіт, м3/добу; діафрагма, мм Рпл, МПа глибина, м t, °С глибина, м Рпл/Руг І M-VI 2635–2646 нафта – 5,8 газ – н. в.* вода – 78,2; 10,9 мм 36,3 2628 102 2628 1,39 II M-V 2504–2596 нафта – 72,0 газ – 67,2 тис. вода – 7,2; 5 мм 35,2 2575,5 100 2601 1,37 III M-III 2521–2533 нафта – 45,5; 5 мм 34,5 2527 92 2527 1,37 IV M-IV 2386–2435,4 нафта – 68,6; 5 мм 33,5 2410 85 2410 1,39 н. в. – не визначали. 108 Ри с. 2 . Ге ол ог о- гі др ог ео хі мі чн ий п ро фі ль С уб бо ті нс ьк ог о на фт ов ог о ро до ви щ а (г ео ло гі чн а ос но ва за м ат ер іа ла ми Д П “ Н ау ка на фт ог аз ”, 2 00 7 р. ) 109 отримати геохімічні характеристики флюїдів, геобаричні і геотермічні пара- метри нафтогазоводонасичених горизонтів (табл. 2). Крім вищезгаданих, випробувано два об’єкти з верхньої частини еоце- нових відкладів: І (3079–3093 м) та долучений до нього без встановлення ізоляційного моста інтервал 3015–3035 м (ІІ). Судячи з непостійного складу отриманих рідин, мізерних дебітів припливів (11–16 дм3/год), із цих об’єктів були отримані технічні рідини з домішкою природних вод, а самі пласти, що випробовувалися, належать до слабкопроникних. Пластовий тиск на глибині 3086 м становить 40,4 МПа, температура – 100 °С. Геотермобаричні умови. Під час випробування свердловин глибинни- ми манометрами і термометрами вимірювали пластові тиски і температури. На всіх об’єктах тиски були надгідростатичними, перевищуючи умовні гід- ростатичні на 34–53 %, незалежно від якості пластового флюїду. Характерно, що зі зменшенням глибини випробування об’єктів у св. № 1 від об’єкта ІІ до ХІ коефіцієнт гідростатичності (Кг = Pпл/Pуг) зростає від 1,31 до 1,53, а середній темп зростання пластового тиску з глибиною становить 7,8 МПа/100 м. Така особливість властива родовищам багатьох нафтогазо- Т а б л и ц я 2. Результати випробувань нижньомайкопських відкладів у пошу- ковій св. № 1 Субботінського нафтогазового родовища За результатами дебітометрії вода надходила з інтервалу 2294,2–2296,2 м – верхів ана- лога продуктивного горизонту М-4 (проміжна вода). Об’єкт; горизонт Інтервал перфорації, м Продукція – дебіт, м3/добу; діафрагма, мм Рпл, МПа глибина, м t, °С глибина, м Рпл/Руг III 2944–2955 техн. рідина – 0,99 39,6 2948 98 2948 1,34 ІV М-VII 2730–2738 техн. рідина, плівка нафти, слабкий газ 38,2 2734 98 2734 1,40 V M-VII 2690–2698 нафта – 0,03 техн. вода – 1,6 37,94 2694 98 2694 1,41 VI М-V, М-VI 2487–2532 вода з газом – 25,5 36,0 2509 92 2509 1,44 VII M-IV 2425–2441 вода з газом – 18 35,2 2433 89 2433 1,45 VIII M-IV 2330–2358 нафта – 0,2 вода з газом – 5,2 34,5 2344 87 2344 1,47 ІХ М-III, М-IV 2278–2298 нафта – 70,1 вода* – 25,9; 6,0 34,2 2238 91 2238 1,53 Х М-III 2227–2260 нафта – 20,3; 4,5 33,7 2244 88 2244 1,50 ХІ М-ІІІ 2170–2195 нафта – 50,8; 3,6 33,3 2182 86 2182 1,53 ХII М-ІІ 2003–2020 нафта – 5,0; 2,5 29,2 2011 80 2011 1,45 110 носних басейнів (наприклад, Внутрішньої зони Передкарпатського проги- ну), у яких надгідростатичні тиски формуються шляхом перетоків флюїдів знизу в товщі, надійно ізольовані від земної поверхні (Колодий, 1983). Визна- чення латеральних градієнтів коефіцієнта гідростатичності не може вказува- ти на наявність чи відсутність гідродинамічного зв’язку між об’єктами без зведення пластових тисків до спільної для всіх об’єктів площини порівнян- ня. Просторовий розподіл нафтогазоносних об’єктів між горизонтами флі- шоїдного типу пачок М-ІV–М-VI у св. № 1 і 403 свідчить, що гідродинаміч- ний зв’язок між ними відсутній. Отримані при випробуванні об’єктів результати вимірювань температур показують стан невстановленого температурного поля на момент вимірю- вання, оскільки методика підготовки свердловин до геотемпературних вимі- рювань не відповідала вимогам рівності геотемператур у свердловинному і геологічному середовищах. Як відомо, дослідження температур останнього вздовж стовбура свердловини проводять згори донизу, після відповідного часу перебування в спокої, натомість випробування об’єктів на приплив по- чинають знизу. Тому більш-менш надійними можна вважати результати ви- мірювання температури об’єкта І, отримані до порушення теплового поля в стовбурі. Таким чином, найвірогідніше значення геотермічного градієнта у склепінній частині Субботінського родовища в інтервалі глибин 2000–3000 м коливається між 3,5 і 4,0 ºС/100 м. Геохімічна характеристика флюїдів. У пробах нафти визначали густи- ну, в’язкість, температуру початку кипіння. За цими параметрами проби, ві- дібрані з об’єктів, інтерпретованих як продуктивні (ІХ–ХІ) і водоносні (з яких, крім води, отримали плівки нафти – III, V, VI, VIII), суттєво відрізня- ються: густина нафт високодебітних продуктивних об’єктів коливається в межах 830,8–862,7 кг/м3 (середнє – 845,4 кг/м3), натомість нафтопроявів – у межах 865,5–877,5 кг/м3. Так само змінюються температура початку кипіння нафти (середня – 70,6 проти 102,5 °С) та кінематична в’язкість (середня – 9,00 проти 21,0 мм2/с). Вільні гази родовища мають такий вуглеводневий склад (% об.): вміст метану коливається в межах 89,4–95,9; його гомологів – від 2,2 до 9,7; СО2 – 0,03–1,14; N2 – 0,8–4,62 (80 % значень – менше ніж 1,0). Відношення CH4/C2+ змінюється в межах 9,2–13,7 і тільки в трьох пробах (об’єкти VІ і VII) стано- вило 26,4; 29,5 та 44,4 (табл. 3). Газонасиченість проб води, отриманих при випробуванні об’єктів ІV, VII, VIII, становила відповідно 0,40; 0,75 і 1,25 м3/м3. Враховуючи наявність надгідростатичних пластових тисків, за таких вмістів газу води всіх вивче- них об’єктів родовища відзначаються дефіцитом газонасиченості (від 66 до 90 %). Зазначимо, що ці води містять техногенні домішки, про що свідчать їхня мінералізація і хімічний склад. При випробуванні св. № 403 і Субботінська-1 отримано проби з об’єк- тів верхньої частини еоценових і нижньомайкопських відкладів, а також глибинні проби води та проби з устя при самовиливі з об’єктів, розташова- них в інтервалі від 3086 до 2020 м (табл. 4). Середні значення співвідношен- ня rNa/rCl становлять у сульфатно-натрієвих, хлоридно-магнієвих і гідро- карбонатно-натрієвих водах відповідно 1,027; 0,979 і 1,340. 111 Т а б л и ц я 3. Хімічний склад газів нижньомайкопських відкладів у св. Суббо- тінська-1 (% об.) Об’єкт випробу- вання Інтервал випробування, м СН4 Сума важких вуглеводнів, С2Н6+ СО2 N2 Коефіцієнт сухості, CH4 C2H6+ XII XI X IX VIII VII VI VI 2003–2020 2170–2195 2227–2260 2278–2295 2330–2358 2425–2441 2487–2532 2487–2532 92,98 92,36 91,87 89,77 90,85 95,60 94,68 96,53 6,72 6,61 7,95 9,69 8,93 3,58 3,21 2,16 0,10 0,33 0,05 0,36 0,03 0,54 1,14 1,14 0,20 0,20 0,13 0,18 0,19 0,28 0,97 0,17 13,8 14,0 11,6 9,3 10,2 26,7 29,5 44,6 Важкі вуглеводні: етан, пропан, і-бутан, н-бутан, і-пентан, н-пентан, неопентан, гек- сан + важчі вуглеводні. Т а б л и ц я 4. Хімічний склад (%-екв.) і мікроелементи (мг/дм3) підземних вод нижньомайкопських відкладів Субботінського нафтового родовища Примітки: н. в. – не визначали; Св. – параметрична свердловина. Об’єкт випро- бування Інтервал, м Мінера- лізація, г/дм3 Формула Курлова J Br B NH4 XII 2003–2020 44,0 4,5 34,7 28,1 155,7 X 2227–2260 14,8 14,7 16,3 144,1 42,5 IX 2227–2260 24,5 11,9 23,9 130,7 68,7 VIII 2330–2358 19,5 4,6 25,6 68,7 21,4 VII 2425–2441 15,5 15,3 24,5 192,9 35,9 VI 2487–2532 17,5 14,5 25,0 183,3 15,1 V 2690–2698 21,2 5,5 26,5 32,3 18,2 IV 2730–2738 30,9 4,0 53,0 41,6 44,6 III 2945–2955 17,1 н. в. н. в. н. в. н. в. Св. 403 I 2635–2646 37,5 н. в. н. в. н. в. н. в. Св. 403 II 2555–2596 30,0 3,0 12,5 109,5 131,9 Na90Ca6Mg4 25HCOCl93SO 34 Na99 244SOСl54HCO 43 Na98Ca1Mg1 223SOСl75HCO 43 3Na85Ca12Mg 67SOСl87HCO 43 Na98Ca1 132SOСl67HCO 43 Na99 126SOCl70HCO 43 3Na86Mg11Ca 67SOCl87HCO 43 Na97Mg2Ca1 44HCOСl91SO 34 Na99 1116SOCl72HCO 43 Na96Ca3Mg1 59SOCl86HCO 43 Na93Ca6Mg1 512SOСl83HCO 43 112 Перш ніж аналізувати гідрогеохімічні особливості родовища, розташо- ваного в акваторії моря, відзначимо, що основою технічних рідин є морська вода. Вода Чорного моря – хлоридно-магнієвого типу, складу: .NHBBrJ 4Na78Mg18Ca 19HCOСl90SO 1442,6360,04 34 18М Підземні води того самого типу мають менший вміст натрію, значно більші співвідношення rNa/rCl та вмісти йоду, бору й амонію. Отже, за цими характеристиками можна відрізнити морські води, що використовуються як технологічні при бурінні і випробуванні свердловин, і мало змінені морські. У припливах зі свердловин серед вод хлоридно-магнієвого типу чисто мор- ських не встановлено. Незначне техногенне збагачення підземних вод натрі- єм супроводжується суттєвим зростанням їхньої загальної мінералізації – до 60–87 г/дм3, непритаманної природним водам. Про штучний характер цих рідин свідчать низькі вмісти в них мікроелементів. Таким чином, природними підземними водами можна вважати найбільш поширені на родовищі води гідрокарбонатно-натрієвого типу з найвищими вмістами мікроелементів, що супутні нафтоносним об’єктам з низькими значеннями співвідношення rSO4/rHCO3. Проби з нижньої частини розкритого розрізу належали до сульфатно- натрієвого типу, кілька проб – до хлоридно-магнієвого, а переважна біль- шість – до гідрокарбонатно-натрієвого (класифікація вод за В. Суліним (Су- лин, 1949)). Найбільш мінералізованими були води сульфатно-натрієвого типу (у середньому 42,7 г/дм3), найменше – гідрокарбонатно-натрієвого (18,5 г/дм3) і хлоридно-магнієвого (20,8 г/дм3). Слід відзначити, що морська вода хлоридно-магнієвого типу використовувалася при бурінні і випробуван- ні свердловин на морі як технічна, що ускладнювало інтерпретацію отрима- них гідрогеохімічних даних. Середні значення відношення rNa/rCl станови- ли в названих типах вод відповідно 1,027; 0,979 і 1,340. Привертає увагу відсутність, зазвичай, найбільш мінералізованих під- земних вод хлоридно-кальцієвого типу. Наймінералізованішими виявилися сульфатно-натрієві води (39,9–87,0; середнє – 50,9 г/дм3). До найменш мі- нералізованих належать хлоридно-магнієві (19,3–44,0; середнє – 20,8 г/дм3), що (за винятком однієї проби) відрізняються від вод сучасного Чорного моря значеннями rNa/rCl і вмістом мікроелементів, та гідрокарбонатно-натрієві (14,0–70,0; середнє – 18,5 г/дм3). Доволі помітне зменшення мінералізації сульфатно-натрієвих солянок супроводжується дуже незначним зменшенням rNa/rCl, натомість гідрокарбонатно-натрієвим водам у такому випадку влас- тиве суттєве зростання цього відношення (рис. 3). Ще однією особливістю підземних вод родовища є переважання у всіх типах вод (за винятком трьох проб вод підвищеної солоності) магнієвих іонів над кальцієвими, характерне для сучасних чорноморських вод (рис. 4). Відношення притаманне тільки частині вод гідрокарбонатно-натрієвого типу, головно тим, що заля- гають на суходолі (Мошкарівська, Куйбишевська, Дубровська, Фонтанівська, Горностаївська площі) (рис. 5). Між вмістами в підземних водах сульфатів і гідрокарбонатів існує добре помітна зворотна залежність (рис. 6), особливо при порівнянні відношень rSO4/rHCO3 і rNa/rCl у водах гідрокарбонатно- 1 Mg Ca � r r 113 Рис. 3. Співвідношення мінераліза- ції і rNa/rCl у водах Субботінського родовища. Типи вод: 1 – гідрокарбонатно-натрієвий; 2 – сульфатно-натрієвий. Рис. 4. Залежність між вмістами rCa і rMg (%-екв./дм3): 1 – вода Чорного моря; типи вод: 2 – гідрокар- бонатно-натрієвий; 3 – сульфатно-натрієвий; 4 – хлоридно-магнієвий. натрієвого типу нафтоносних об’єк- тів (рис. 7), що може інтерпрету- ватися як результат відновлення сульфат-іонів у присутності нафт. У пробах вод Субботінського наф- тового родовища в лабораторії фі- зико-хімічних аналізів ДАТ “Чор- номорнафтогаз”, крім макроком- понентів, визначали мікроелемен- ти і мікрокомпоненти (йод, бор, бром, амоній) та обчислювали по- казники їхнього відносного вмісту – Cl/Br; Найбільше збагачені йодом води гідрокарбонатно-натрієвого типу (аб- солютний вміст – 14,1 мг/дм3, відносний – 76). Хлоридно-магнієві і суль- фатно-натрієві води містять його значно менше (абсолютний вміст – 4,07 і 4,11 мг/дм3, відносний – 17 і 12 відповідно). Найменше середнє хлорбромне відношення, наближене до вод океану, також притаманне гідрокарбонатно-натрієвим водам – 279, проти 464 – у хлоридно-магнієвих і 429 – сульфатно-натрієвих. Найбільші абсолютний (157 мг/дм3) і відносний (890) вмісти бору за- фіксовані у водах гідрокарбонатно-натрієвого типу, менші (35,5 мг/дм3 і 182) – хлоридно-магнієвого і найменші (25,4 мг/дм3 і 79) – сульфатно-натріє- вого. Рис. 5. Залежність rCa/rMg від rNa/rCl. Умовні позначення див. рис. 4. ; 100J M � . 100NH ; 100B 4 MM �� 114 Аналогічним є розподіл амонію, серед- ній вміст якого (абсолютний – 0,4 мг/дм3, відносний – 253) властивий водам гідро- карбонатно-натрієвого типу, проміжний (40,1 мг/дм3 і 133) – хлоридно-магнієво- го і мінімальний (36,1 мг/дм3 та 79,7) – сульфатно-натрієвого. Таким чином, за абсолютними і відносними щодо мінера- лізації вмістами мікроелементів (мікро- компонентів) підземні води утворюють такий ряд у порядку зменшення: гідро- карбонатно-натрієві > хлоридно-магні- єві > сульфатно-натрієві. Зворотний ряд розподілу за типами вод належить вели- чині відношення Cl/Br: хлоридно-магні- євий > сульфатно-натрієвий > гідрокар- бонатно-натрієвий. Отже, саме пластовими водами Суб- ботінського родовища є слабко мінера- лізовані води гідрокарбонатно-натрієво- го типу, значно поширені в нафтоносних осадових товщах неогенових басейнів та грязьових вулканах Східночорномор- ського і Південнокаспійського регіонів. Рис. 6. Залежність між вмістами rSO4 та rHCO3 (%-екв./дм3). Умовні позначення див. рис. 4. Рис. 7. Залежність між rSO4/rHCO3 та rNa/rCl (%-екв./дм3). Умовні позначення див. рис. 4. Колодий В. В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в мигра- ции и аккумуляции нефти. – Киев : Наук. думка, 1983. – 248 с. Колодій В., Колодій І. Гідрогеологічні ознаки нафтогазоносності Прикерченсь- кого шельфу Чорного моря // Геодинамика, тектоника и флюидодинамика нефтегазо- носных регионов Украины : тез. докл. VII Междунар. конф. “Крым–2007”. – Симфе- рополь, 2007. – С. 216–218. 115 Нафтогазоперспективні об’єкти України. Наукові і практичні основи пошуків вуглеводнів в Азовському морі / П. Ф. Гожик, І. І. Чебаненко, В. О. Краюшкін і ін. – К. : ПП “ЕКМО”, 2006. – 340 с. Сулин В. А. О классификации природных вод // Тр. лаб. гидрогеол. проблем. – 1949. – Т. 3. – С. 86–98. Стаття надійшла 02.03.09 Volodymyr KOLODIY , Ivanna KOLODIY HYDROGEOLOGICAL CONDITIONS OF SUBBOTIN OIL FIELD IN KERCH SHELF OF THE BLACK SEA Subbotin oil field is 25 km to south of the coast of Kerch peninsula. Four industrial oil-bearing beds are bounded with Maykopian (Oligocene–Miocene) strata at depths of 2003–2288 m. The other eight low permeability objects contain non-industrial oil, gas and water-bearing shows. The productive series is flees-like. Inside the oil-bearing layers occurs the water- bearing one. Natural gases of the field are hydrocarbon with heightened content of the weighty gaseous hydrocarbons. The strata pressure in all objects, indifferently oil or water-bearing, are super-hydro- static: Pst/Phyd ratio ranged from 1.3 to over 1.5. The underground waters are mainly of hydrocarbonate sodium type with salty 14–23 g/dm3 rarely. Similar waters are distributed in the oil fields and mud volcanoes of all Black Sea–Caspian region: Kerch, Taman penin- sula, Pre-Caucasian foredeep, Western (Azerbaijan) and Eastern (Turkmenistan) parts of South Caspian intermountains deep, that is to say, Neogene sedimentary basins of the East Black Sea and South Caspian regions. 116

Гідрогеологічні умови Субботінського нафтового родовища на Прикерченському шельфі Чорного моря

Репозитарії

Схожі ресурси