Тектоника - это наука о геологических структурах Земли, и в районе Ямбургского месторождения имеются несколько структурных этажей. Нижний этаж - это фундамент, который поддерживает все структуры выше, включая промежуточный и верхний платформенный чехол. Ямбургское месторождение находится в Ямбургском мегавале, который простирается на 150 километров с северо-востока на юго-запад. На западе и севере мегавал пересекается с Северо-Ямбургским мегапрогибом, а на востоке - с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддут-тейским мегапрогибом и на юге - с Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Ямбургское месторождение находится в районе Мало-Ямбургского, Ямбургского и Хосырейского поднятий, которые сложны из Ямбургского куполовидного поднятия. Внутри мегавала есть структуры III порядка, такие как Северо-Анеръяхская, Лыбарская, Анеръяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и поднятие без названия. Важно отметить, что эти структуры представляют собой сложные геологические структуры, которые могут повлиять на возможные места размещения нефтегазовых месторождений в этом районеРисунок 3 - Контуры структур: – надпорядковых (синеклиз, моноклиз); 2 – I порядка–крупных (по-ясов, мегавалов, мегапрогибов, мегавыступов, моноклиналей, мегаседловин); 3 – I по-рядка – средних и малых (сводов, мегавалов, впадин, мегапрогибов, выступов, монокли-налей); 4 – II порядка крупных (валов, прогибов, малых впадин, котловин, малых высту-пов, малых моноклиналей, мезоседловин и др.); 5 – II порядка средних и малых (малыхвалов, малых прогибов, купольных поднятий, структурных мысов, седловин и др.); 6 -–орогидрография;7– контур площадиработ.Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, в которую входит Надым-Пурская газонефтеносная область, является одной из наиболее значимых нефтегазовых провинций России. В этой провинции находится множество крупных нефтегазовых месторождений, в том числе Ямбургское месторождение, которое является одним из крупнейших в регионе.
Нефтегазоносность в этой провинции обусловлена наличием крупных структурных элементов, таких как гигантские мезозойские мегадепрессии, которые сформировались в результате тектонических процессов. Ямбургское месторождение находится в пределах Надымского газонефтеносного района, где доказана продуктивность апт-сеноманского, неокомского, ачимовского, нижне-среднеюрского газонефтеносных комплексов горных пород. Однако, как показало сопоставление этажей нефтегазоносности по Ямбургскому и Уренгойскому месторождениям, есть некоторое отличие по неокомским отложениям, где на юге располагаются более глубокие залежи газоконденсата.В целом, нефтегазовая геология Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции до сих пор представляет большой научный интерес для геологов и геофизиков, которые продолжают изучать этот регион и находить новые месторождения нефти и газа.Анализ данных бурения и геофизических исследований позволяет утверждать, что в Ямбургском месторождении наиболее перспективными являются аптские, сеноманские и неокомские отложения, где обнаружены промышленные залежи газоконденсата. Также было выявлено, что на юге, в направлении Уренгойского месторождения, происходит увеличение диапазона глубин, в которых содержатся промышленные залежи газоконденсата. Это может указывать на наличие дополнительных перспективных зон для добычи газа и нефти в районе между Ямбургским и Уренгойским месторождениями. Однако следует учитывать, что в разрезах данных месторождений наблюдаются различия по опесчаниванию и экранирующим свойствам покрышек, что также может влиять на продуктивность залежей. Поэтому дальнейшие исследования и бурения в этом районе будут необходимы для более точной оценки перспективности нефтегазоносности.НаЯмбургскомместорожденииопределяется тригруппырезервуароввпластах:
-
БУ31, БУ41-3, БУ51, представляющих собой систему пластовых залежей, зале- гающих под глинистой покрышкой толщиной 5-20 м;
-
БУ53, БУ6, БУ7, отделенных от вышележащих пластов толщей глин 4-10 м и пластом БУ52, водоносным на всей площади распространения в нем коллек- торов;
-
БУ8 (80, 81, 82, 83) –БУ9 (91 , 92, 93), залегающих под глинистой покрышкой толщиной 3-15 м.
Известно, что выделение объектов учета в геологии имеет важное значение для определения размеров и количества запасов полезных ископаемых. Для определения объектов учета необходим комплекс геолого-геофизических данных, а также информация об изменении литологии в пределах площади и разреза. Одним из важных факторов при выделении объектов учета является общность газожидкостных контактов.Как отмечено в тексте, в разрезе Ямбургского месторождения диапазон глубин, содержащих газоконденсатные залежи промышленного значения, а также самостоятельные нефтяные залежи, находится в пределах 2595-4200 м, включая юрские отложения. При выделении объектов учета учитывается также консистенция в области глинистого моста между газоносными слоями, его толщина и степень пересыхания, а также общая наследственность района расположения глинищ в близких образованиях.Для более точного определения объектов учета и оценки запасов нефти и газа необходимо проведение дополнительных исследований, включая бурение скважин и анализ полученных проб. Кроме того, для увеличения эффективности эксплуатации месторождений и максимального извлечения полезных ископаемых могут использоваться современные технологии, такие как гидроразрыв пластов и горизонтальное бурение.
Изучение состава и свойств пластовых углеводородных систем залежей Ямбургского месторождения продолжалось и в последующие годы. В частности, в 2007 году были проведены исследования по определению газового и конденсатного состава продуктивных пластов месторождения. На основе этих исследований было выявлено, что газ, добываемый из пластов Ямбургского месторождения, имеет высокий содержание метана, а также значительное количество этилена, пропилена и других легких углеводородов.Дополнительно были изучены свойства конденсата, который находится в продуктивных пластах месторождения. Оказалось, что конденсат имеет высокую плотность и вязкость, а также содержит значительное количество нерастворимых водах веществ. Эти данные о конденсате помогли определить оптимальные параметры для его сбора и транспортировки.Недавно проведенные исследования также показали, что мольные соотношения пластового и «сухого» газов в пластах Ямбургского месторождения различаются в зависимости от глубины залегания пластов. Так, для некоторых пластов было обнаружено, что мольное соотношение пластового и «сухого» газа увеличивается с глубиной залегания пласта. Эта информация может быть полезной для определения оптимальных параметров добычи газа из каждого пласта месторождения.В таблице 1 представлены данные о величинах начального потенциального со- держания конденсата в пластовом газе и мольных соотношениях пластового и «сухого» газов по всем рассмотренным продуктивным пластам нижнемеловых отложений.Таблица1-Потенциальноесодержаниеконденсата
Пласт
|
С5+,
г/м3 пластового га- за
|
С5+,
г/м3 «сухого» газа
|
Мольное соотношение
«сухого» и пластового газа
|
1
БУ3
|
124
|
128
|
0.971
|
1-3
БУ4
|
124
|
128
|
0.971
|
1 3
БУ6 - БУ6
|
107
|
110
|
0.975
|
БУ7
|
107
|
110
|
0.975
|
0
БУ8
|
107
|
110
|
0.975
|
1
БУ8
|
112
|
115
|
0.974
|
2
БУ8
|
112
|
115
|
0.974
|
3
БУ8
|
114
|
117
|
0.974
|
1-1 1-2
БУ9 , БУ9
|
113
|
116
|
0.974
|
1-3
БУ9
|
113
|
116
|
0.974
|
БУ 1-4, БУ 1-5,
9 9
БУ 1-6, БУ 2
9 9
|
113
|
116
|
0.974
|
Было проведено дополнительное исследование пластовых газов на залежах БУ31, БУ63, БУ80, БУ81, БУ82, БУ83, БУ91. В результате исследований был установлен компонентный состав пластовых газов. Согласно полученным данным, основным компонентом пластовых смесей является метан, состав которого находится в диапазоне 88.30-89.06% мол. При этом содержание компонентов С2 и С4 составляет соответственно 4.16-6.38% и 1.80-2.44% мол. Содержание конденсатообразующих компонентов фракции С5+ составляет от 2.51 до 2.85% мол. или в весовом выражении 110-126 г/м3 пластового газа. При этом, содержание негорючих компонентов N2 и СО2 в сумме не превышает 1.5% мол.На основе полученных данных были выполнены расчеты, которые позволили определить потенциальное содержание этана, бутанов и пропана в пластовых газах. Также были получены данные о критических параметрах и относительной плотности пластовых газов. Все вышеуказанные исследования позволили получить более полную информацию о составе и свойствах пластовых газов на залежах БУ31, БУ63, БУ80, БУ81, БУ82, БУ83, БУ91.Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов проводилось в соответ-ствии с существующими методиками и ГОСТами. Для исследования и изучения физико-химических свойств пластовых флюидов были отобраны семь поверхностных проб нефтиизскв.24 (трипробы), 160 (двепробы), 120 и162 (по однойпробе).Нефть легкая, плотность в поверхностных условиях 0.845 - 0.850 г/см3. Вязкостьнефти в пластовых условиях 0.54 мПа.с. Величина давления насыщения не определялась.Содержание смол до 8.01 % вес, серы - до 0.7 % вес, парафина 5.6 % вес. Объемный выходфракций с температурой начала кипения до 200 oC – 30.1 %. Данные о фракционном со-ставеифизико-химическихсвойствахнефти приведенывтаблице2.4.СогласноОСТ