Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1982
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 5394.09 км²
Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение
Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 210 км к северу от пос. Тарко-Сале. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименной структуре, осложняющей восточный склон Нижнепурского мегавала. По поверхности Б (кровля баженовской свиты) в пределах замкнутой изогипсы — 4000 м ее размеры 22x7 км, амплитуда 100 м. Продуктивны нижнемеловые отложения, представленные песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Выявлено 10 залежей на глубинах 2965— 3710 м: 2 — нефтяные, 6 — газоконденсатных и 2 нефтегазоконденсатные в пластах неокома (БУ10, БУ12, БУ13, БУ14, БУ17, ач). Коллекторы поровые. Пористость 14 % (БУ14) —16% (ач.). Залежи пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные и литологические. ВНК на а.о. от -2959 до -3191 м (БУ14). Основная по запасам нефти залежь БУ10. В ачимовских залежах контакты не установлены. Дебиты нефти в шельфовых пластах неокома 1,6— 26,7 м3/ сут, ачимовских 3,5—11,4 м3/сут , начальные достигали 180,2 м3/ сут. Пластовое давление в верхних пластах нормальное гидростатическое 30,9— 31,8 МПа, ачимовских аномальное — 57,1— 81,5 МПа на глубинах 3728-3732 м, t от 81 до 112°С. Плотность нефти 805 (ач) — 840 (БУ10) кг/м3, содержание серы 0,08—0,1 %. Конденсат плотностью 650 (БУ12) — 749 (БУ14) кг/м3. Выход стабильного конденсата от 90,3 г/м3 (БУ610) до 364 (БУ111). Газ преимущественно метановый — 92,1—91,1 %.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Спасское (Башкортостан)