Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1972
Источник информации: РГФ-23+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 1965.07 км²
Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение
Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 25 км северо-западнее пос. Тарко-Сале. Открыто в 1972г. Приурочено к одноименному локальному поднятию северного склона Верхнепурпейского мегавала. По горизонту Г (кровля сеномана) в пределах замкнутой изогипсы — 1150 м его размеры 8x40 км, амплитуда 70 м. Продуктивны отложения верхнего и нижнего мела. Выявлено 24 залежи на глубинах 1022—3034 м, в т.ч. нефтяных 4, газовых 6, газоконденсатных 9, нефтегазоконденсатных 5. Среди них: нефтяные в пластах АП27, БП7, БП210 шельфового неокомского комплекса и 1 залежь в ачимовском комплексе; газовые и газоконденсатные в пластах ПK1, ПК19, ПК22 покурской свиты апт-сеноманского комплекса, слоях АП6, АП8 и от БП2 до БП12 неокомского комплекса и нефтегазоконденсатные в пластах Б6-Б11. Продуктивные отложения представлены песчаниками и алевролитами. Коллекторы парового типа. Пористость от 16 (ач) до 33 % (ПК1), проницаемость 0,006 (ач) - 0,488 (БП7) мкм2. Залежи массивные, пластовые сводовые, тектонически экранированные. ВНК и ГВК на а.о. от -1057 (ПК1) до -3010 (ач). Наибольшая площадь нефтяной залежи 55,7 км2 (БП6), газовой — 399,1 км2 (ПК1). Небольшие запасы нефти в ачимовской толще. Пластовые давления возрастают от 11,2 (ПК1) до аномального на гл. 2950 м 42,5 (ач) МПа, t от 30 до 95°С. Начальные дебиты газа — от 138 (БП7) до абсолютно свободного 3000—4000 (ПК1) тыс. м3/сут. Дебиты нефти 5,6 (ач) — 80 (БП8) м3/сут. Плотность нефти 810 (БП6, БП7) - 857 (АП7) кг/м3, вязкость 1,04—1,41 Мпа*с, содержание серы 0,012 (БП6) — 0,06% (ач). Газ сеномана существенно метановый (96,6—99 %), газ неокомских залежей более «жирный», количество гомологов метана достигает 20—30 %, конденсат неокомских залежей легкий, плотность 716 (БП6) — 763 кг/м3 (БП11, БП12) с высоким выходом бензиновых фракций (до 200° - 60 -80 %). Выход стабильного конденсата от 187,3 (БП22) до 352,6 г/м3 (БП12).
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Западно-Останкинское