Во вскрытой части разреза месторождения установлены три водоносных комплекса: нижнемеловой, верхнемеловой и неогеновый.

Притоки пластовых вод из нижнемелового комплекса во многих случаях получены при опробовании кровли нижнего альба - аналога продуктивного горизонта. Нередко вода содержала от 1 до 20% нефти и во всех случаях - растворённый горючий газ с обилием тяжёлых углеводородов. Дебит жидкости колеблется от 2,4 до 63 м3/сутки. Температура воды в пластовых условиях 66-690С. Вода относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе.

При опробовании известняков верхнего мела получены очень слабые притоки пластовых высокоминерализованных вод дебитом 0,5-1,3 м3/сутки. Встречены воды хлоркальциевого и хлормагниевого типов. Температура вод в пластовых условиях 40-500С. Низкая величина притоков воды одновременно с получением довольно мощных фонтанов газа из некоторых соседних скважин указывает на локальную трещиноватость известняков и резкую изменчивость их коллекторских свойств.

Весьма водообильный горизонт в песках апшеронского яруса приурочен к верхнему, неогеновому водоносному комплексу. При бурении скв. 109 и 43-С в интервале 240-280 м наблюдался интенсивный перелив пластовой воды дебитом около 1500 м3/сутки. Повышенная минерализация пластовой воды и её принадлежность к хлормагниевому типу говорят о вероятной сообщаемости горизонта по тектоническим нарушениям с нижележащими водоносными комплексами.

Результаты химического анализа пластовых вод приводятся в табл. 4.

Нефтегазоносность

Продуктивный горизонт приурочен к кровле мощной толщи песчаников нижнеальбского подъяруса. Глубина залегания горизонта 1000-1100 м. Песчаники, слагающие продуктивный пласт, зеленовато-серые, мелкозернистые, глауконитово-кварцевые, слабосцементированные глинистым цементом. Открытая пористость песчаников 25-30%, эффективная пористость 17-18%, проницаемость 387-628 мд.

Залежи нефти и газа связаны с четырьмя самостоятельными тектоническими блоками. Первый и третий блоки содержат газовые залежи, второй - газонефтяные и четвёртый нефтяные. Залежи во всех блоках водоплавающие, экранированные сбросами. Площади газонефтеносности отдельных блоков составляют соответственно 120, 150, 320 и 250 га. Дебиты нефти на 4-мм штуцере изменяются от 25,3 до 52,8 м3/сутки, абсолютно свободные дебиты газа 350 -950 тыс. м3/сутки.

Абсолютная отметка ГВК в первом блоке -1023,5 м; в третьем -1064,5 м; ВНК во втором -1057,5 м; в четвёртом -1144 м. Эффективная газонасыщенная мощность пласта колеблется от 5,2 до 26,6 м, а нефтенасыщенная - от 1 до 7,8 м. Начальные пластовые давления 110-127 атм. Запасы газа по кат. С1 равны 769 млн. м3.

Плотность газа по воздуху 0,711-0,833. Состав его (в %) следующий: метана 61,2-75,0; этана 7,89-14,8; пропана 4,55-10,8; бутана 1,74-4,5; пентана и высших 0,38-1,0; углекислоты 0,2-1,5; водорода нет; азота 7,3-9,0.

Характерной особенностью газа Тингутинского месторождения из нижнеальбской залежи является повышенное содержание гомологов тяжёлых углеводородов, вдвое превышающее содержание таковых в газе Цубукского месторождения.

Характеристика нефти приведена в табл. 5.

Нефть Тингутинского месторождения лёгкая, очень малосернистая, парафинистая.

Продуктивными являются и отложения верхнего мела (маастрихт). Промышленные фонтаны газа получены из скв. 140 и 141. Запасы по кат. С1 равны 132 млн. м3.