Класс Месторождения: Очень мелкое
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение: Суша
Местность: Фермерские_поля
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1963
Источник информации:
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 6.94 км²
Краснополянское газоконденсатное месторождение
Краснополянское газоконденсатное месторождение расположено на Тарханкутском полуострове, к юго-западу от Глебовской площади. Залежи приурочены к сводовой части симметричной субширотно ориентированной брахиантиклинальной складки (см. рис. 1). Разрез слагающих поднятие отложений аналогичен разрезу Глебовского месторождения. Общая мощность постмеловых образований составляет 1200—1300 м.
Рис. 1. Структурная карта участка территории Тарханкутского полуострова по кровле нижнего палеоцена. Составил Ю. X. Овчаренко (1969 г.)
1 - изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — контур газоносности; 3 — дизъюнктивные нарушения; 4 — разведочные скважины; 5 — структурно-поисковые скважины. Месторождения: I — Карлавское, II — Краснополянское, III — Глебовское
Размеры узкой нижнепалеоценовой ловушки, которая расположена на 130 м гипсометрически ниже Глебовской, составляют 6x2 км по замыкающей изогипсе—1045 м, а амплитуда равна 34 м. Углы падения крыльев 4—6°. Уже в отложениях среднего эоцена поднятие раскрывается на юг, образуя структурный нос.
Месторождение открыто в 1963 г. При испытании отложений нижнего палеоцена в скв. 5 абсолютный свободный дебит газа достигал 52 тыс. м3/сутки. Газоносны также породы верхнего палеоцена. Нижний продуктивный горизонт сложен детритусовыми известняками мощностью 130 м, открытая пористость которых 10—20%, средняя эффективная 19,5%, а проницаемость менее 0,1 мд, хотя по промысловым данным она достигает 3,9 мд. Эффективная мощность горизонта 30—40 м, а мощность общего газоупора до 130 м. Продуктивный горизонт залегает на глубинах 1065—1100 м. Газо-водяной контакт отбит на отметке - 1026 м, а высота залежи 8 м. Залежь неполнопластовая площадью 134 га. Начальное пластовое давление на глубине контакта равно 105,5 бар, температура 65° С.
Газ метановый (71—81%), с высоким содержанием гомологов (13—18%). Газ выносит конденсат.
Глинистые известняки и мергели верхнего палеоцена заключают газоносную пачку с эффективной мощностью 10 м, которая отделена от основного резервуара 20-метровой глинистой перемычкой. Дебиты газа (при раздельном опробовании) не превышают 1,8 тыс. м3/сутки. Коллекторы обладают низкой пористостью (10 - 13%) и непроницаемы. Широко развитая трещиноватость обеспечивает гидродинамическое единство обоих горизонтов. Газо-водяной контакт общий, и высота верхней залежи 44 м. Газ залежей имеет сходный состав. Запасы газа по кат. А+В+С1 около 0,40 млрд. м3.
В скв. 1 (интервал 1075—1095 м) получен приток воды и легкой нефти общим дебитом до 2 м3/сутки при переливе’. Красноватая нефть с плотностью 764 кг/м3 содержит 54% бензина и вскипает на 96% при 316°'С. По фракционному составу и содержанию смол (3,2 вес. %) она близка конденсату Западно-Октябрьского месторождения. Запасы газа определяются в 60 млн. м3.
Водоносные горизонты приурочены к отложениям неогена и палеоцена. Водообильность пород невысокая и дебиты, как правило, ниже 2 м3/сутки при депрессиях 1 - 10 бар. Статический уровень прослеживается на глубине 50 м от устья. Режим залежи газовый.
В солевом составе вод преобладают хлориды натрия. Минерализация их 15 - 33,5 г/дм3. В водах повышены сульфатность (rSO4*100/С1= 2,8 - 3,5), содержание йода (14 - 24 мг/дм3), брома (33 - 72 мг/дм3) и бора (80 - 390 мг/дм3). На площади распространены воды гидрокарбонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов, на южном крыле они сменяются хлор-кальциевыми. Перспективность мелового комплекса не изучена.
Источник: Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые. М., «Недра», 1974. 208 с.
Следующее Месторождение: Кировское