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 - в 1958 г., а активно изучалось - в 1964-1965 гг.
Относится к Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области (НГО), на территории которой открыто 23 месторождения, большинство из которых расположены на равнинной территории Крыма и в восточной части акватории Черного моря.
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.
Газоносность обнаружена в горных породах 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.