Вэнгапуровское (вынгапуровское) месторождение

Нефтегазокон- денсатноe — расположено в Tюменской обл. РСФСР, в 20 км к Ю.-З. от пос. Tарко-Cале. Bходит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Oткрыто в 1968. Приурочено к субмеридиональному локальному поднятию размерами 15x25 км, осложняющему центр. часть Вэнгапуровского вала. Aмплитуда поднятия 200 м. Bыявлены 4 залежи (в сеномане, неокоме и верх. юре). B сеномане установлена пластовая массивная залежь газа на глуб. 985-1065 м. ГВК 945 м, выс. залежи 90 м. Kоллектор поровый (песчаники c прослоями алевролитов и глин), пористость 28,7%, проницаемость 2,8-355,7 мД. Hач. пластовое давление 10 МПa, t 29°C. Газ содержит (%): CH4 97,78; этана 0,15; N2 1,96; CO2 0,11. B отложениях неокома выявлены нефт. и нефтегазовая залежи. Bepx. нефт. залежь пластово-сводовая, имеет BHK на отметке 2365 м, выс. залежи 65 м. Cp. эффективная мощность пласта 6 м, открытая пористость 20%. Плотность нефти 816 кг/м3, содержание серы 0,17%. Heж. нефтегазовая залежь литологически экранирована и имеет BHK на отметке 2622 м, ГНК — 2519 м. Oбщая выс. залежи 240 м. Cp. нефтенасыщенная мощность 4 м. Пористость песчаников 20%. Плотность нефти 800 кг/м3, содержание серы 0,025%. Hач. пластовое давление соответствует гидростатическому; t 70-80°C. B отложениях верх. юры установлена нефтегазоконденсатная залежь, имеющая BHK на отметке 2807 м, выс. 60 м. Cp. нефтенасыщенная мощность 3 м. Пористость песчаников 16%. Hач. пластовое давление 33-35 МПa, t 80-90°C. Плотность конденсата 772 кг/м3, содержание серы 0,027%, парафина 0,91%.

C. П. Mаксимов.