Архейские отложения (Аг) являются самыми древними отложениями разреза Кравцовского месторождения и вскрыты бурением в скважинах Д6-1 и Д6-2 на глубинах 2356 м и 2404 м, соответственно. Палеозойская группа представлена отложениями кембрия, ордовика, силура, девона и перми. Кембрийские отложения включают нижний и средний отделы. Нижнекембрийские отложения сложены песчаниками, алевролитами. Толщина отдела 74-83 м. К среднекембрийским отложениям относится толща песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений до 119 м. Нефтеносный (дейменаский) надгоризонт приурочен к верхней части среднекембрийских отложений. Толщина 69.9-74.4 м.

Отложения ордовикской системы разделены на нижний, средний и верхний отделы. Ордовикские отложения (покрышка), перекрывающие породы-коллектора дейменаского надгоризонта, представлены преимущественно переслаиванием мергелей и глинистых известняков, реже аргиллитов (в верхней части разреза). Мергели и известняки, слагающие ордовикскую покрышку, в основной своей массе состоят из очень мелких зерен (менее 0.01 мм) кальцита и глинистого тонко дисперсного вещества, в известняках отмечается примесь карбонатного детрита. Толщина их достигает 71-76 м.

В целом ордовикские отложения, вместе с залегающей выше мощной толщей аргиллитов силурийской системы, являются благоприятными флюидоупорами и служат надежной покрышкой залежи в среднекембрийских породах-коллекторах. Силурийские отложения включают нижний и верхний отделы. Нижний силур в основании представлен маломощными карбонатными отложениями, но большую часть разреза слагают аргиллиты с прослойками мергелей. Толщина 148-155 м. Верхний силур представлен аргиллитами и мергелями с прослойками известняков. Толщина 744-849 м. Девонские отложения, в составе которых выделены все три отдела, представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, известняками, доломитами. Толщина 483-592 м. Пермские отложения, включающие только верхний отдел, сложены ангидритами, доломитами, известняками, гипсами с эпизодическим развитием каменной соли. Толщина 88-124 м. Мезозойская группа представлена отложениями триаса, юры и мела. Отложения триаса включают только нижний отдел и представлены пестроцветной толщей карбонатных глин с редкими прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников, алевролитов, известняков. Толщина 262-282.5 м.

 

Отложения юрской системы представлены верхним отделом и сложены известняками с прослоями глин, песчаниками и мергелями. Толщина 74-104.5 м. Меловые отложения сложены песчаниками, алевролитами, прослоями глин и известняками. Толщина 73.7-96 м. Кайнозойская группа представлена четвертичными отложениями и сложена разнозернистыми песками, гравием, илами. Толщина 17.8-27 м.
 

Кравцовская структура расположена в пределах Куршского тектонического блока, приуроченного к экваториальной части Балтийской синеклизы. Здесь в отложениях ордовикско-кембрийской толщи выделяется ряд валообразных поднятий. К центральной части (поднятие Д-6) одного из них - Западно-Ниденскому валу - приурочено Кравцовское месторождение, являющееся самым крупным по размерам и запасам среди открытых на море и обрамляющей суши. 

Залежь нефти выявлена в дейменаском надгоризонте среднего кембрия. В отложениях этого надгоризонта на прилегающей суше (Россия, Литва) открыто свыше 20 месторождений нефти. Современный структурный план поднятия Д6 в 1998 г. уточнен сейсморазведочными работами МОГТ-ЗД. Согласно им, по кровле продуктивного пласта Д6 представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку, осложненную сводовыми поднятиями и системой дизъюнктивных нарушений. Субмеридианальный сброс амплитудой до 30 м, проходящий через центральную часть складки Д6 делит ее на два крупных блока: А (западный) и Б (восточный). 

В блоке А выявлено наиболее крупное на структуре 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, имеющий форму грабена и разделяющий наиболее высоко приподнятые части структуры в блоках А и Б. В западной части грабена амплитуда сброса достигает 25 м, в восточной 20 м. В платообразной части поднятия Д6 (блок Б) диагональные и поперечные разрывные нарушения формируют его мелкоблоковое строение с морфологически разными структурными элементами: прогнутую часть (скважина Д6-5) и приподнятую часть в смежном микроблоке в виде 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. Положение водонефтяного контакта (ВНК) принято на абсолютной отметке минус 2177 м по данным опробования скважин и интерпретации материалов ГИС. Пять скважин (Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) оказались в контуре залежи, остальные две (Д6-2, Д6-5) в законтурной области. Все внутриконтурные скважины, кроме скважины 8-Кр, вскрыли ВНК. 

Залежь нефти массивная, приуроченная к ловушке структурного типа, осложненной тектоническими нарушениями. Размеры залежи в пределах ВНК: 9.2 х 4.6 км, этаж нефтеносности равен 41 м. Абсолютная отметка глубины залегания пласта в своде минус 2132.2 м. Коэффициент заполнения ловушки 0.89 достаточно высокий для залежи данного региона. Выделение коллекторов осуществлялось по комплексу ГИС фиксацией «прямых признаков» проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, либо посредством количественного критерия АГК, установленного путем статистической обработки массивов данных, полученных на основе «прямых признаков». 

Горизонтальная скважина 8-Кр не вскрыла ВНК (вскрытая толщина 16.4 м), статистическая характеристика толщин в таблице приведена без учета данной скважины. Величина общей толщины изменяется в пределах 58.9-74.4 м, а нефтенасыщенной - от 15.8 до 39.8 м. Общая толщина в среднем по пласту составила 67.4 м, эффективная нефтенасыщенная — 25.6 м. На графическом приложении 5 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин дейменаского надгоризонта. Максимальная нефтенасыщенная толщина по залежи (до 40 м) приходится на блок А (район скважин Д6-1 и 8-Кр). На восточном крыле (блок Б) максимальная 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.