Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1958
Источник информации: ПП_2019г. (неточная привязка)+ ПП_2024г.
Метод открытия:
Площадь: 19.59 км²
Газонефтяное месторождение Тунгор
Газонефтяное месторождение Тунгор (рис. 1) приурочено к одноименной антиклинальной складке, сложенной на поверхности средненутовскими алеврито-песчаными породами. Неогеновые отложения, вскрытые глубокими скважинами, по литологическому составу аналогичны отложениям эхабинского типа разреза и отличаются от них лишь небольшим увеличением песчаного материала.
Рис. 1. Газонефтяное месторождение Тунгор. 1-изогипсы по кровле XX пласта, 2- контур нефтеносности, 3- нефть, 4- газ, 5- глинистые, 6- песчаные породы
Тунгорская складка имеет меридиональное простирание. Углы наклона ее восточного крыла достигают 45°, в то время как западного не превышают 20°; по верхним слоям углы наклона заметно меньшие и более крутым является западное крыло. Строение антиклинали изменяется с глубиной; по нижнеонобыкайским отложениям структура представляет собой брахиантиклиналь длиной 7 км, шириной 1,5 км и амплитудой поднятия 160 м, а по более молодым слоям — свод брахиантиклинали вследствие ундуляции шарнира осложняется двумя локальными складками, расположенными на периклиналях, с амплитудами около 30 м, северная из которых на поверхности раскрывается в сторону Эхабинской структуры.
Месторождение открыто в 1957 г., когда в поисковой скв. 1 был получен фонтанный приток нефти из XX пласта. В последующие годы было открыто 10 газовых залежей и две нефтяные. Все они связаны с песчаными коллекторами, эффективная мощность которых изменяется от 3 до 56 м, а пористость в среднем составляет 16—22%. Залежи относятся к пластовым сводовым, причем газовые скопления в нутовской свите тяготеют к сводам двух мелких складок. осложняющих Тунгорскую структуру по верхним горизонтам. Наиболее крупные залежи газа обнаружены в XII и XVII пластах. Высоты газовых залежей изменяются от 15 до 95 м, находясь в прямой зависимости от мощности глинистых покрышек.
Высота нефтяной залежи XX пласта около 90 м. Залежь характеризуется режимом растворенного газа с влиянием одностороннего напора краевых вод, вследствие чего она незначительно смещена в восточном направлении. Начальное пластовое давление в залежи 215 кгс/см2, рабочие дебиты в начале эксплуатации 130—160 т/сутки, средний газовый фактор 180 м3/т. Нефть относительно легкая, с плотностью 841—862 кг/м3, малосмолистая, малосернистая, с высоким (5,5%) содержанием парафина.
Свободные газы Тунгорского месторождения относятся к метановым и углекисло-метановы1м. Наибольшее оодержание СО2 (30,3%) отмечено в газах XIX пласта, вверх по разрезу его содержание уменьшается до долей процента. В этом же направлении происходит уменьшение плотности газа (от 0,8268 до 0,5703 кг/м3) и содержания тяжелых углеводородов. Пластовые воды продуктивной части разреза гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией от 4 г/л в верхних пластах до 58 г/л — в нижних.
Дальнейшие перспективы Тунгорского месторождения связываются главным образом с глубокими, не вскрытыми в настоящее время горизонтами стратиграфического разреза неогена, а также с предполагаемым наличием литологических ловушек на западном крыле структуры в отложениях окобыкайской и дагинской свит.
Геология нефтяных и газовых месторождений Сахалина. Л., «Недра», 1974. 183 с. (Труды Всесоюзн. нефт. научн.-исслед. геол. разв. ин-та, вып. 328). Авт.; С. II. Алексейчик, Т. И. Евдокимова, В. С. Ковальчук и др.
Следующее Месторождение: Тазовское