В пределах аптского яруса она представлена песчаниками светло-серыми, реже серыми, в отдельных прослоях с зеленоватыми оттенками, часто каолинизированными, которые чередуются в сложном сочетании с глинами, алевролитами тёмно-серыми, зеленовато-серыми. Толщина до 200 м.
Альбский ярус нижнего мела представлен крупными пачками глин, глинистых алевролитов, иногда углистых, преимущественно тёмно-серого цвета, в единичных прослоях с зеленоватым, буроватым оттенком, чередующимся в сложном сочетании с песчаниками серыми и светло-серыми, иногда каолинизированными, с окатышками глин в основании отдельных пластов. Породы преимущественно горизонтально-слоистые. Характерен растительный детрит, остатки растений, сидерит, единичные пласты бурых углей. Толщина достигает 380 м.
В пределах сеноманского яруса верхнего мела в составе покурской свиты распространены пески уплотнённые, глины алевритистые, тёмно-серые до серых, нередко углистые. Характерен растительный детрит, обрывки растений. Толщина 300-350 м.
Туронский ярус верхнемелового отдела представлен отложениями кузнецовской свиты, которая сложена глинами тёмно-серыми до чёрных, слабо битуминозными, алевритистыми, мощностью 20-40 м.
Коньякский, сантонский и кампанский ярусы объединяются в берёзовскую свиту, в подошве которой залегают песчано-алевролитовые породы, встречаются кремнистые разности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистыми породами. Толщина свиты составляет 150-250 м.
В пределах маастрихтского яруса верхнего мела и датского яруса палеогеновой системы выделяется ганьковская свита, сложенная глинами и песчано-алевритовыми породами с преобладанием глин в подошве свиты. Толщина свиты 250-350 м.
В разрезе палеогена выделяются отложения тибейсалинской, люлинворской, юрской свит и корликовской толщи. Толщина - 530-720 м.
Разрез четвертичных отложений представлен песками, глинами, супесями с
включениями гравия и галек, а также древесно-растительных остатков. В верхнем
деятельном слое установлены отложения торфяных болот. Толщина четвертичных
отложений варьируется от 18 до 50 м.
.4 Тектоника
Район работ в тектоническом отношении расположен в пределах внутренней области Западно-Сибирской плиты, на тектонической карте называемой Ямало-Тазовской мегасиниклизной, состоящей в свою очередь, из четырёх крупных элементов: Надым-Тазовской и Ямало-Гыдынсской синеклиз, Мессояхской гряды и Енисейско-Хатынского желоба.
Надым-Тазовская синеклиза является самой крупной из всех структур данной категории, выделяемых в пределах Западно-Сибирской плиты. Она осложнена большим числом структур I порядка. Нижнепурский мегавал, который, в свою очередь, осложнён структурами II порядка. Центральным Уренгойским валом, переходящим на север в Табъяхинский структурный нос.
Залежи углеводородов в неокоме контролируются Центральным Уренгойским валом и осложняющими его более мелкими структурами (Северо-Уренгойское, Центрально-Уренгойское, Уренгойское, Есетаяхинское поднятия). Газовая залеж в сеномане включает в себя по площади, помимо Центрального Уренгойского вала, Табъяхинский структурный нос, Енъяхинское и Песцовое куполовидные поднятия.
По кровле коллекторов пласта БУ8 Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридиального простирания с размерами по изогипсе 2650 м 92,3-10,5-10 км и амплитудой 108 м.
Если структура в целом соответствует Центральному Уренгойскому валу, то осложняющие его локальные поднятия соответствуют принятым при подсчёте запасов структурным зонам: Северо-Уренгойское - Северному куполу, Центрально-Уренгойское I и II поднятия - Центральной приподнятой зоне, Уренгойское локальное поднятие - Южному куполу.
Северо-Уренгойское локальное поднятие имеет изометрическую форму, северо-северо-западное простирание. Это поднятие является наиболее приподнятой частью Уренгойского вала.
Уренгойское локальное поднятие (Южный купол) вытянуто в мередиальном
направлении.
1.4.1 Сеноманское отложение
Уренгойская площадь:
Уренгойская площадь приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмередиального простирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225м.
Устанавливается 2 купола:
южный,в пределах южной переклинали (ГП 1ас)
основной,с максимумом поднятия в районе ГП-8.
На севере площади установлено продолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Это погружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок.
По новым данным бурения по сравнению с 1979 годом произошло расширение перешейка между Уренгойской и Ен -Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10-15км.
Ен-Яхинская площадь:
В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80м.
Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины.
На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта.
Разрывных нарушений по сеноману не установлено.
1.4.2 Валанжинское отложение
В тектоническом отношении залежи углеводородов в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровского мегавала.
Анализ временных сейсмических разрезов отложений осадочного чехла на территории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывных тектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмередиального простирания с размером по изогипсе 2650 м составляют 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м.
Размеры южного купола по замыкающей изогипсе 2625 м составляет
на 9 км с амплитудой 60 м.
1.5 Газоносность
.5.1 Сеноманское отложение
Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмассивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по всей ее площади и этажу газоносности, не позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны ,наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение вод как по напластованиям пород, так и по вертикали (перпендикулярно к ним).
Рассматриваемые залежи - водоплавающие, т.е повсеместно подстилаются водой. Контакт газ-вода имеет слабый наклон в субмередиальном направлении.
Первоначальное положение ГВК:
ас:-1188
-1190 8 -1194
-1191 9 -1195
-1191 10 -1197
-1192 11 -1195
-1192 12 -1196
-1193 13 -1199
-1194 15 -1200
Средний градиент наклона ГВК 0.12 м.на 1км.
По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское ,Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, объединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20км), наиболее узкая (до 5км) - Северо-Уренгойской.
Начальное среднее пластовое давление составляло 12,2МПа, пластовая температура +31ºС, средняя газонасыщенная мощность по Уренгойской площади 60,8 м, по Ен-Яхинской - 28,5 м, площадь газоносности Уренгойской залежи - 2876 км2 (категория В+С1), Ен-Яхинской-2119 км2 (категория В+С1). Площадь газоносности, отнесенная к категории С2, соответственно 109,5 км2 и 299 км2. Максимальная высота залежи на Уренгойской площади достигает 225м (на южном куполовидном осложнении несколько более 100м.); на Ен-Яхинской - порядка 100 м; на Таб-Яхинском погружении от 80-85 м на юге до 20-25м на севере.
Фильтрационно-емкостные параметры:
открытая пористость 28-35%;
проницаемость 300-3500 мД;
газонасыщенность 70-74%;
начальное пластовое давление 12,21МПа;
средняя Т залежи +31 ºС.
Принято в подсчете запасов 1979 г.
Уренгойская площадь:
пористость 0,3;
газонасыщенность 0,74;
Рпл 11,86МПа;
Рк 0,106МПа.
Ен-Яхинская площадь:
пористость 0,3;
газонасыщенность 0,7;
Рпл 11,86МПа;
Рк 0,106МПа.
Песцовая площадь:
пористость 0,3;
газонасыщенность 0,7;
Рпл 11,91МПа;
Рк 0,106МПа.
В декабре 1989 г ГКЗ СССР рассмотрела и утвердила запасы газа Уренгойского месторождения, определенные Главтюменьгеологией объемным методом по состоянию изученности на 1.1.89 г. По разрабатываемым площадям они составили (В+С1) 6933 мрд. м3 в том числе Уренгойская площадь - 5226,8 (было4334); Ен-Яхинская - 1706 (было 1467,6). Запасы по сравнению с 1979 г увеличены на 1131 мрд. м3.
Запасы Песцовой залежи (В+С1) 739,2 мрд. м3 (было 419,1). Запасы Западно-Песцовой залежи 47,9 мрд. м3 (В+С1). Запасы Северо-Уренгойского месторождения 586,1 мрд. м3 (В+С1), 7,07 мрд. м3 по С2. Запасы Уренгойской площади 97,2 мрд. м3 (С2), Ен-Яхинском - 131,4 мрд. м3.
Прирост запасов обусловлен увеличением на 11.5% площади газо-
носности и на 9.6% - средней величины газонасыщенной толщины.
Запасы газа по зонам УКПГ (старая версия, на запасы 1979 г)
а 444 8 370,6
254 9 472,42 289 10 372,9
299 11 377,5
331,8 12 255,9
338,2 13 247
320,8 Т-Яха 310,2
410,2
Проектный фонд скважин по коррективам 31/86-1143-экспл.
Уренгой 774 (было 677, 184 куста, 51 наблюдательных скважин, за ГВК);
Ен-Яха 260 (было 260, 103 куста, 10 наблюдательных скважин, за ГВК);
Сев. Уренгой 109 (было 109, 40 куста, 3 наблюдательных скважин, за ГВК).
Итого: 1143 1046, 327 куста, 64 наблюдательных скважин.
Увеличение фонда почти на 100 скважин обусловлено повышением отборов по
Уренгойской площади с 250 до 280 мрд. м3/год в период 1986-1988гг.по сеноману
Большого Уренгоя.
1.5.2 Валанжинское отложение
Первая газоконденсатная залежь на Уренгойской площади в неокомских отложениях выявлена в 1968 году разведочной скважиной N 1. В 1970 году в скважине 17- в неокоме встречено 8 газоконденсатных пластов. С 1971 г. на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела.
В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено
свыше 25 залежей углеводородов, связанных с пластами, залегающими в интервале глубин 1780-3050м.
Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на
глубине 3450-3500м.
.6 Геологическое строение и другие
данные по ачимовскому отложению
Ачимовские отложения региона представлены 6 глинисто-песчано-алевро-литовыми телами: АЧ1, АЧ2, АЧ3-4, АЧ5, АЧ6 и на самом востоке - АЧ7.
АЧ1 и АЧ2 вскрыты на северо-западе Уренгойского месторождения, Табъяхинской и Западно-Табъяхинской площадях. Глубины 3200-3400 м.
АЧ 3-4 залегает на глубинах 3450-3660 м. В АЧ 3-4 выделяется 2 блока с разными пластовыми давлениями: Южный - на Южно-Уренгойском куполе и Ново-Уренгойском поднятии (Халзытинская, Морозная, Северо-Пырейная площади); Северный - район ЦПЗ и Северо-Уренгойского купола.
АЧ5 залегает на глубинах 3500-3740 м. В АЧ 5 выделяются аналогичные блоки.
АЧ6 и АЧ7 - мало изучены.
Генезис: преимущественно морской и мелководно-морской характер (фациальный тип) накопления ачимовских терригенных отложений, но в южной части бассейна в пластах АЧ3-АЧ4 и АЧ5 накапливаются континентальные (субконтинентальные) каолинитизированные песчано-алевролитовые породы. Отложения имеют достаточную однородность с литологических позиций, но при этом, фациальную изменчивость по площади и разрезу.
Проницаемые разности отложений ачимовской толщи представлены аркозовыми песчаниками мелкозернистыми, алевролитистыми или аркозовыми крупнозернистыми алевролитами/в АЧ 3-4 они даже преобладают над песчаником, с пористостью 7-22%; газопроницаемостью 0,01·10-3-22,6·10-3мкм2.
В подавляющем большинстве образцов керна средняя газопроницаемость не превышает 0,5 мд.
Среднее значение остаточной водонасыщенности колеблется от 50 до 78 %. Пустые поры составляют 1-8 % от площади шлифа (преобладает 2-5%). Размер их колеблется от 0,01 до 0,14 мм (преобладают 0,02-0,06 мм); в карбонатных разностях встречаются каверны 0,4 мм.
Цемент в породах-коллекторах чаще порово-пленочный, реже пленочно-поровый, преимущественно глинистый хлоритового состава с примесью гидрослюды, реже встречается карбонатно-глинистый, еще реже - глинисто-карбонатный.
Количество цемента 5-10 %, реже до 15 %. Постоянно в глинистом цементе пород-коллекторов присутствует карбонат, содержание которого в большинстве образцов не превышает 3 %.
Для всех разностей пород, слагающих ачимовскую толщу характерно наличие
довольно многочисленных полых трещин, реже залеченных кальцитом, иногда секущих друг друга, направленных преимущественно почти вертикально, иногда со следами мелких сбросов. В ряде скважин в породах развита и горизонтальная трещиноватость, что подтверждается наличием прослоев песчаников, расщепленных на тонкие (10-20 мм) плитки с неровным изломом.
За счет наличия пустых пор, участков с глинистым цементом или участков с трещинами и кавернами даже сильно карбонатные породы имеют проницаемость 0,01·10-3-0,03·10-3мкм2 .
Покрышки: неоднородны по литологическому составу и представлены частым
чередованием алевритистых и алевролитовых аргиллитов с прослоями мощностью 1-2 м алевролита слюдистого глинистого (гидрослюдисто-хлоритового состава) или алевролита крупнозернистого песчаного, которые характеризуются проницаемостью до 0,1·10-3мкм2.
Общий экспериментальный коэффициент воздухопроницаемости (0,00001-0,0001)·10-3мкм2 .
Закономерности по "глинистому" комплексу:
глинистый комплекс тел АЧ1 и АЧ2 Уренгойской зоны хлоритизирован и каолинизирован;
в АЧ 3-4 АЧ 5 АЧ 6 Уренгойской, Ново-Уренгойской и Восточно-Уренгойской зон по направлению с севера на юг снижается карбонатность и возрастает каолинитизация глинистой фракции, т.е улучшение коллекторских свойств;
глинистый комплекс ачимовских отложений содержит нетипично мало (до 10 %) cмешанно-слойных образований (ССО), т. е. реликтов набухающих минералов в форме неупорядоченных ССО. ССО по площади распределяется пятнами, в разрезе имеется унаследованность. ССО представляет интерес не только с позиции разной степени катагенической преобразованности отложений, но и в плане того, что ССО напрямую способствует "залечиванию"трещин.
Общая толщина АЧ 3-4 колеблется на Уренгойском поднятии от 8-12 до 80-90м (Самбурское 39-54;Восточно-Уренгойское, Ново-Уренгойское - аналогично Уренгойскому).
Толщина АЧ5 на Уренгойском, Ново-Уренгойском поднятиях и поднятиях восточно-уренгойской зоны (Восточно-Уренгойское, Хаяхинское, Есетинское, Северо-Есетинское) колеблется от 8 до 80-100 м; на Самбурском 101-116 м; Непонятном 45-57 м.
Толщина АЧ6 на Самбурском поднятии колеблется от 81 до 84м; на Непонятном 60-74 м; в восточно-уренгойской зоне 25-90 м.
Морфология полей давлений (начиная с пластов БУ):
кровля сверхгидростатических пластовых давлений (СГПД) на большей части Уренгойского месторождения следится по кровле БУ 14. К востоку от Уренгойского месторождения Рпл БУ14 гидростатическое и кровля СГПД опускается в более глубокие шельфовые пласты. БУ 16 встречены СГ с Ка 1,14-1,8 БУ 17 СГ с Ка 1,1-1,2 на Уренгое, Восточно-Уренгойской и Северо-Есетинской. БУ 18 СГ с Ка 1,05-1,13 на Ево-Яхинской и Восточно-Уренгойской; БУ 20 СГ с Ка 1,34-1,51 на Самбурской площади.