2 Покрышка

В ЗСБ региональные глинистые покрышки присутствуют в верхней части верхнеюрского разреза (Баженовская, Георгиевская и верхняя часть Тюменской свиты). В нижней и средней части юры, покрышки чаще прерывистые, хотя постоянные интервалы глины или сланцев присутствуют в нижней и средней части Тюменской свиты. В связи с высоким качеством материнских пород, юрский разрез имеет большой нефтеобразующий потенциал, но, по сравнению с меловым отделом, он включает лишь несколько крупных месторождений, в связи с более слабой развитостью коллекторов. Более крупные запасы встречаются в коллекторах позднеюрской Васюганской свиты, что связано с более высоким качеством коллекторов и более эффективными покрышечными породами (Баженовская свита и сланцы раннего неокома), по сравнению с коллекторами Тюменской свиты ранней и средней юры.

В Ямбурском НГКМ сеноманская продуктивная толща перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

Нижнемеловые продуктивные пласты перекрываются пластами глин.

3 Коллектор

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 %, cреднее 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.

Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение, характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глинистостью.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ¹₃ , БУ²₃, БУ^1-3₄, БУ¹₅, БУ³₅ в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ¹₆, БУ²₆, БУ³₆, БУ₇, БУ⁰₈, БУ^1-2₈, БУ³₈, БУ¹₉, БУ²₉, БУ³₉ имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В, 2В, 3В.

Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуатационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ₃ ( около 80% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта) и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ^1-2₈ ( 50% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта).

Залежь в пласте БУ¹₃ находится в сводовой части поднятия, имеет размеры 24х31км, высоту 167м, вскрыта на глубинах 2500-2700м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь - пластовая, сводовая .

Залежь пластов БУ^1-2₈ распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 28003300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 42х56 км, высота 433м.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость, 1050%. Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3,6 до 15,1х10^-3 мкм² (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 5760%, по ГИС 6670%.

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 109112г/м³.

Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.