Рассматриваемая зона располагается в пределах Фроловской и Приуральской нефтегазоносных областей, охватывая Красноленинский, Березовский, Шаимский нефтегазоносные районы. Промышленная нефтегазоносность установлена в палеозойских, триасовых, нижне-среднеюрских, верхнеюрских, неокомских и аптских отложениях. Анализ имеющегося фактического материала по площади геоблока позволяет выделить семь нефтегазоносных комплексов, о которых будет сказано ниже.
Непосредственно на самом Западно-Тугровском месторождении продуктивным является нижне-среднеюрский НГК. С ним связаны все выявленные к настоящему времени залежи нефти в пластах Ю2-3, Ю4, Ю5, Ю10-1, Ю10-2.
Залежь пласта Ю2-3 вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами, субмеридионального простирания, пластово-сводовая, тектонически экранированная, размерами 10 х 11,7 км, высотой 77,4 м. Общая мощность пласта от 25,6 м (скв. 23) до 33,2 м (скв.16Б). Эффективная мощность пласта достигает 12,2 м, нефтенасыщенные толщины от 1,4 м (скв. 22) до 12,2 м (скв.18). В скважине 27 при освоении верней части пласта выявлена газовая шапка. ВНК пласта -2144,4 м, ГНК (скв.27) -2086,7 м.
Залежь пласта Ю4 вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами, субмеридионального простирания, пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная, размерами 10 х 1,6-7,5 км, высотой 48,4 м. Общая мощность пласта от 23,0 м (скв.14Б) до 36,2 м (скв. 18). В скв. 27 при освоении верней части пласта (совместно с пластом Ю2-3) выявлена газовая шапка. ВНК пласта -2144,4 м.
Залежь пласта Ю5 вскрыта всеми скважинами на площади. Залежь локальная (скв. 23), пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 2,5 х 0,9-1,3 км, высота 27,7м. (Рис.28.)
Залежь пласта Ю10 относятся к шеркалинской свите нижнеюрского возраста, пласт разделен на 2 пачки - Ю10-1и Ю10-2, каждая из которых имеет свой ВНК. Первая залежь имеет размеры 2,6 х 0,7 км, высота – 15,4 м, залежь пластовая, сводовая, ВНК -2230,4 м (по скв.16Б). Вторая - пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная, размерами – 6,5 х 0,6-2,0 км, высотой – 20 м. ВНК – 2256,6 м (скв.13) и 2250,5 м (скв.18).
Как отмечалось выше, возможно нефтеносны следующие комплексы:
Нефтегазоносный комплекс палеозойских пород представлен трещиновато-кавернозными образованиями, которые развиты в виде линейных и площадных зон, приуроченных местами к разломам. В большинстве случаев коры выветривания палеозойских пород образуют единый резервуар с юрскими песчаными пластами, увеличивая их объем. К ним относятся залежи, выявленные на Красноленинском своде, Шаимском мегавалу и т.д.
В доюрских резервуарах (как самостоятельных объектах) открыто пока небольшое число залежей. Коллекторы обусловлены процессами, связанными с формированием кор выветривания, такими как выщелачивание и дезинтеграция доюрских пород. Пористость средняя равна 15%, проницаемость – 132 мД. Дебиты нефти составляют 60 м3/сут, дебиты газа – 186,3 тыс.м3/сут. Перспективными зонами коллекторов являются участки интенсивного тектонического дробления и развития палеокарста.
Триасовый нефтегазоносный комплекс включает залежи нефти, связанные с отложениями триаса, выявлены южнее Западно-Тугровского участка и приурочены к северной части Навского вала. Непромышленные притоки нефти получены при испытании скв. 851 Емъеговской и других, пробуренных в Мутомской котловине. Триасовые отложения представлены эффузивно-осадочными образованиями, чередованием пачек базальтов, туфогенных и осадочных терригенных пород. Последние представлены переслаиванием конгломератов, гравелитов, песчано-алевритовых пород и аргиллитов. Сложены продуктивные пласты конгломератами, гравелитами и песчано-алевритовыми породами грауваккового и полимиктового состава. Кар-бонатность равна 1-2%. Дебиты нефти составляют 30-40 м3/сут. при переливе.
Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает вогулкинскую толщу (пласты П1-3), которая развита на западе района, на склонах значительных по амплитуде поднятий, валов и мегавалов. Песчано-гравийные породы-коллекторы пластов П1-3 образовались в прибрежной и мелководной частях моря и вокруг островов, а в кимеридже, кроме того, в мелкой части моря накапливались спонголиты и органогенно-обломочные известняки. Состав песчаников кварцевый, аркозовый, полимиктовый. Карбонатность составляет 10-30%.
Многочисленные залежи нефти в пластах П1-3 выявлены в Шаимском нефтегазоносном районе, на Красноленинском своде и др., залежи газа – на Сысконсыньинском, Пунгинском и др. месторождениях. Пористость средняя 20%, проницаемость 232 мД. Дебиты нефти средние 40 м3/сут., скважины фонтанирующие, дебиты газа – 800 тыс. м3/сут. (Сысконсыньинское месторождение).
Залежи структурно-литологические. Покрышками являются глинистые породы абалакской и тутлеймской свит, они же являются нефтепроизводящими.
Баженовский нефтегазоносный комплекс
Осложняет региональную покрышку (выделяется в ее составе). Коллекторами являются кавернозные глины кимериджского возраста и битуминозные глинисто-кремнистые породы тутлеймской свиты. Коллекторы верхов абалакской и тутлеймской(пласт Ю0) свит имеют весьма сложный характер распространения, обусловленный как микрослоистостью и листоватостью пород, так и тектонически напряженными зонами (зоны деструкции, растяжения и сжатия).
Коллекторы порово-кавернозно-трещинного типа. Залежи нефти выявлены в пределах Красноленинского свода. Карбонатность достигает 10%. Пористость в среднем составляет 9-12 %. Дебиты нефти составляют в среднем 20 м3/сут на динамическом уровне, либо фонтанирующие. Покрышкой служат перекрывающие глинистые породы неокома и непроницаемые разности тутлеймской свиты. Породы пласта Ю0 одновременно являются нефтепроизводящими.
Неокомский нефтегазоносный комплекс в его составе выделяются пласты АС1-2 фроловской или леушинской свит. Остальная часть разреза неокома представлена в основном глинистыми разностями пород. Промышленная нефтегазоносность в пределах западной зоны пока не установлена.
Однако, учитывая материалы региональных исследований, проведенных по зоне, и наличие нефтенасыщенного керна из верхов фроловской свиты на Лорбинской и Ингинской площадях, следует уделить более пристальное внимание изучению данного НГК. При наличии пород-коллекторов в нем могут быть выявлены залежи нефти и газа.
Аптский нефтегазоносный комплекс включает пласты ВК1-3 викуловской свиты. Пласты ВК1-3 развиты во всей западной зоне, образуют сплошные покровы и накапливались в мелководном опресненном бассейне типа море-озеро. Коллекторы имеют покровный характер распространения. Сложены песчано-алевритовыми породами аркозового и полимиктового состава. Карбонатность равна 1-3 %. Пористость средняя 26 %, проницаемость – 78 мД.
Залежи нефти в пластах ВК1, ВК3 открыты в пределах Красноленинского свода (Емъеговское, Пальяновское, Каменное месторождения). В пределах Поттымско-Ингинского участка выявлены три залежи нефти: Лорбинская, Западно-Сеульская, Поттымская. Залежи пластового типа, водоплавающие.
Дебиты нефти средние, около 10 м3/сут. Покрышками являются глинистые отложения ханты-мансийской свиты. Они же совместно с глинистыми отложениями викуловской и кошайской свит являются нефтепроизводящими.
Таким образом в этом разделе рассмотрены не только существующие на данный момент на проектной площади залежи нефти, но и перспективные, по близ расположенным площадям, объекты поиска.