Кравцовское месторождение

Кравцовское месторождениеКравцовское нефтяное месторождение (Д-6) расставлено в акватории Балтийского моря около Куршского участка шельфа Российской Федерации. Отдаление до близлежащего сохраняя составляет 23 км, до населенные пункты Зеленоградска – 44 км.
Кравцовское месторождение было откровенно в 1983 году поисковой скважиной Д6-1. Скважина была пробурена до бездны 2393,0 метров, вскрыла породы от кристаллического основания дома до четвертичных и установила индустриальную нефтеносность в среднекембрийских отложениях. Глубина моря на данном районе меняется от двадцатью четырьмя,5 м до 37,5 м. Поверхность дна моря окунается в северном направлении. В южной части глубина достигает примерно 28 м, в центре 30 м, на севере 34 м.
Климат в участке Кравцовского месторождения морской. Зима характеризуется маленькими колебаниями температуры воздуха, огромный облачностью и влажностью с частыми осадками в качестве влажного снега и дождя. Температура меняется от 0 до минус 10°С. Весна постоянная непрочная с частыми ночными заморозками. Лето холодное. Температура воздуха меняется от +10 до +30°С. Осень ледяная, дождливая, легкомысленная. Среднегодовая температура воздуха составляет +7,6°С. Преобладающее обращение ветров северо-западное и западное. При сильных штормах высота волн 3 – 5 м, в единичных случаях -9 м.
Обрамляющая суша имеет развитые автотранспортную и индустриальную инфраструктуры. Все населенные пункты и массовые города связаны друг от друга сетью железных, грунтовых и шоссейных дорог.
Геологическое здание Кравцовского месторождения и подсчетные параметры нефтяной залежи дейменаского надгоризонта освоены на базе групповой интерпретации материалов сейсморазведки, испытания и бурения 7-и скважин (Д6-1, Д6-2, Д6-3, Д6-4, Д6-5, 8-Кр, 10-Кр), ГИС. Стратиграфический разрез месторождения полностью совпадает с разрезом близлежащей территории суши и включает основание дома представленного архейской командой и осадочный комплекс палеозойской, кайнозойской и мезозойской групп (рис 2.1). Совокупная толщина осадочного чехла на месторождении до 2339.4 м (скважина Д6-2). 
Архейские приостановления (Аг) считаются самыми древними отложениями разреза Кравцовского месторождения и раскрыты бурением в скважинах Д6-1 и Д6-2 на глубинах 2356 м и 2404 м, в соответствии с этим. Палеозойская команда представлена отложениями кембрия, ордовика, силура, девона и перми. Кембрийские отменения включают средний и цокольный отделы. Нижнекембрийские приостановления телосложены песчаниками, алевролитами. Толщина отдела 74-83 м. К среднекембрийским отложениям относится толща песчаников с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина приостановлений до 119 м. Нефтеносный (дейменаский) надгоризонт посвящен вершине среднекембрийских приостановлений. Толщина 69.9-74.4 м.
Отменения ордовикской системы дроблены на цокольный, верхний и средний отделы. Ордовикские приостановления (автомобильная обувь), перекрывающие породы-коллектора дейменаского надгоризонта, изображены в основном переслаиванием мергелей и глинистых известняков, реже аргиллитов (в вершине разреза). Мергели и известняки, слагающие ордовикскую шину, в главной родней толпе состоят из самый лучший мелких зерен (не менее 0.01 мм) кальцита и глинистого аккуратно дисперсного вещества, в известняках поминается примесь карбонатного детрита. Толщина их достигает 71-76 м.
В общем ордовикские отменения, совместно с залегающей выше сильной толщей аргиллитов силурийской системы, считаются благоприятными флюидоупорами и служат авторитетной шиной залежи в среднекембрийских породах-коллекторах. Силурийские приостановления включают верхний и цокольный отделы. Цокольный силур в основании представлен маломощными карбонатными отложениями, но огромную часть разреза слагают аргиллиты с прослойками мергелей. Толщина 148-155 м. Верхний силур представлен мергелями и аргиллитами с прослойками известняков. Толщина 744-849 м. Девонские приостановления, в составе которых удаленны все три отдела, изображены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, известняками, доломитами. Толщина 483-592 м. Пермские отменения, содержащие всего лишь верхний отдел, телосложены ангидритами, доломитами, известняками, гипсами с эпизодическим развитием каменной соли. Толщина 88-124 м. Мезозойская команда представлена отложениями триаса, юры и мела. Отменения триаса включают всего лишь цокольный отдел и изображены пестроцветной толщей карбонатных глин с редкими прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников, алевролитов, известняков. Толщина 262-282.5 м.
Отменения юрской системы изображены верхним отделом и телосложены известняками с прослоями глин, мергелями и песчаниками. Толщина 74-104.5 м. Меловые приостановления телосложены песчаниками, алевролитами, прослоями глин и известняками. Толщина 73.7-96 м. Кайнозойская команда представлена четвертичными отложениями и сложена разнозернистыми песками, гравием, илами. Толщина 17.8-27 м.
Кравцовская структура расположена около Куршского тектонического блока, приуроченного к экваториальной части Балтийской синеклизы. Тут как тут в отложениях ордовикско-кембрийской толщи отличается ряд валообразных поднятий. К центральной части (поднятие Д-6) 1-го из них – Западно-Ниденскому валу – приурочено Кравцовское месторождение, являющееся крупнейшим по запасам и размерам в окружении открытых на море и обрамляющей суши. 
Залежь нефти обнаружена в дейменаском надгоризонте среднего кембрия. В отложениях данного надгоризонта на близлежащей суше (Российская Федерация, Литва) наглядно свыше 20 месторождений нефти. Нынешний структурный план поднятия Д6 в 1998 г. уточнен сейсморазведочными работами МОГТ-ЗД. В соответствии им, по кровле полезного пласта Д6 являет из себя сложнопостроенную антиклинальную складочку, усложненную сводовыми поднятиями и конструкцией дизъюнктивных повреждений. Субмеридианальный сброс амплитудой до 30 м, идущий чрез центральную часть складки Д6 делит ее на два больших блока: А (западный) и Б (восточный). 
В блоке А обнаружено больше всего солидное на текстуре Д6 брахиантиклинальное поднятие с осью ориентированной параллельно сбросу с северо-запада на юго-восток. В блоке Б прослеживается примыкающий к южной части центрального сброса прогиб, который имеет форму грабена и разъединяющий больше всего важно приподнятые части текстуры в блоках А и Б. В ловушкой части грабена амплитуда сброса достигает 25 м, в восточной 20 м. В платообразной части поднятия Д6 (блок Б) поперечные и диагональные разрывные повреждения формируют его мелкоблоковое здание с морфологически разными структурными элементами: прогнутую часть (скважина Д6-5) и приподнятую часть в смежном микроблоке в качестве приразломного куполовидного поднятия (скважина Д6-3). 
В блоке А пробурены скважины: Д6-1, Д6-2, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр, в блоке Б скважины: Д6-3, Д6-5. Состояние водонефтяного контакта (ВНК) утверждено на вечной оценке минус 2177 м по достоверным сведениям испытания скважин и интерпретации материалов ГИС. Пять скважин (Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) обнаружились в контуре залежи, другие две (Д6-2, Д6-5) в законтурной сфере деятельности. Все внутриконтурные скважины, помимо скважины 8-Кр, вскрыли ВНК. 
Залежь нефти массивная, посвященная западне структурного на подобии, усложненной тектоническими нарушениями. Размеры залежи около ВНК: 9.2 х 4.6 км, этаж нефтеносности равен 41 м. Нерушимая отметка бездны залегания пласта в своде минус 2132.2 м. Коэффициент наполнения ловушки 0.89 вполне достаточно вышний в пользу залежи этого региона. Удаление коллекторов выполнялось по комплексу ГИС фиксацией «прямых показателей» вторжения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, или при помощи количественного критерия АГК, который установлен путем статистической обработки массивов данных, которые получены на базе «прямых показателей». 
Горизонтальная скважина 8-Кр не вскрыла ВНК (раскрытая толщина 16.4 м), статистическая характеристика толщин в таблице приведена в отсутствие учета текущей скважины. Величина всесторонней толщины меняется около 58.9-74.4 м, а нефтенасыщенной – от 15.8 до 39.8 м. Единая толщина средний показатель по пласту составила 67.4 м, действенная нефтенасыщенная — 25.6 м. На графическом приложении 5 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин дейменаского надгоризонта. Самая большая нефтенасыщенная толщина по залежи (до 40 м) доводится на блок А (район скважин Д6-1 и 8-Кр). На восточном крыле (блок Б) самая большая толщина достигает 20 м. 
Коэффициент песчанистости нефтяной зоны 0.92, законтурной зоны — 0.86. Коэффициент расчлененности надгоризонта: в нефтяной зоне 3.6, в законтурной зоне — 4.5.

Кравцовское месторождение на карте

Координаты месторождения на карте:55.283333, 20.600000

[showyamap header=”Кравцовское месторождение” body=”кравцовское, месторождение, части, 8-Кр” hint=”Подробнееfooter=”http://field.oilman.by” coordinates=”55.283333, 20.600000″]
[/showyamap]

Интересные месторождения

0

Добавить комментарий

Войти с помощью: