USD 61.4654

-0.07

EUR 68.2082

-0.33

BRENT 64.5

-0.67

AИ-92 42.48

+0.02

AИ-95 46.11

+0.02

AИ-98 52.26

0

ДТ 48.08

-0.03

Краснополянское газоконденсатное месторождение

Краснополянское газоконденсатное месторождение

ИА Neftegaz.RU.
Краснополянское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено на Тарханкутском полуострове, к юго-западу от Глебовской площади, в Черноморском районе республики Крым вблизи села Красная Поляна.
Открыто месторождение было в 1958 г., а активно изучалось в 1964-1965 гг.
Относится к Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области, на территории которой открыто 23 месторождения, большинство из которых расположены на равнинной территории Крыма и в восточной части акватории Черного моря.
Краснополянское ГКМ приурочено к северной части Октябрьско-Меловой зоны антиклинальных складок северного борта Каркинитско-Северо-Крымского прогиба.
Промышленные притоки получены с газовых залежей верхнего палеоцена в интервале 1065-1081 м.
Продуктивными являются трещиноватые коллекторы - известняки и мергели нижнего и верхнего палеоцена, разделенные 20-метровой глинисто-мергельной перегородкой.
Залежь - массивно-пластовая.
Залежи приурочены к сводовой части симметрич­ной субширотно ориентированной брахиантиклинальной складки.
Разрез слагающих поднятие отложений аналогичен раз­резу Глебовского месторождения.
Общая мощность постмеловых образо­ваний составляет 1200 -1300 м.
Начальные запасы газа по категории А+В+С1 составляют 400 млн м3.

Размеры узкой нижнепалеоценовой ловушки, которая расположена на 130 м гипсометрически ниже Глебовской, составляют 6*2 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.
В 1963 г. при испытании отложений ниж­него палеоцена в скважине 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%, проницаемость - менее 0,1 мд, хотя по промысловым данным она достигает 3,9 мд. 
Эффективная мощность горизонта 30 - 40 м, мощность общего газоупора - до 130 м. 
Продуктивный горизонт залегает на глуби­нах 1065 - 1100 м. 
Газо-водяной контакт отбит на отметке - 1026 м, 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%, высокое содержание гомологов (13 -18%). 
Газ выносит газовый конденсат.
Дебит 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. 
В скважине 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 депрессии 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 гидрокарбо- натно-натриевого и сульфатно-натриевого типов, на южном крыле они сменяются хлор-кальциевыми. Перспективность мелового комплекса не изучена.

Лицензия принадлежит Крымгазпрому.
Система Orphus