1.1 Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемерзлых с поверхности пород.

Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170х50 км, этаж газоносности 220 м, общая площадь газоносности -- 4655 км², залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь -- пластово-массивного типа, водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинисто - алевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости, 30 %, среднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм² (680 мДарси) и 0,54 0,69 мкм² (540 690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %.

По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 % из метана.

Начальное пластовое давление 11,73 МПа (117,3 ата), пластовая температура 296 303 К (2330 ^ОС) у газоводяного контакта (ГВК).

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г., в объеме более 4 трл.м³.

Неокомская залеж

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость, 1050%. Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3,6 до 15,1х10^-3 мкм² (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 5760%, по ГИС 6670%.

Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, более 3% углеводородов С₅₊ , азот, углекислый газ.

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м³, по второму эксплуатационному объекту 109112г/м³.

Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.

Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа (267,2 ата), пластовая температура 344 К (71^ОС). Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40МПа (324,0 ат), пластовая температура 355359К (8286 ^ОС).

Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл.м³, конденсата более 200 млн.т . На Рис.2.1 отображена карта.