Анализ технологии подготовки валанжинского газа на УКПГ-1В Ямбургского месторождения

В настоящее время неокомские залежи Ямбургского ГКМ эксплуатируются на УКПГ-1 В, УППГ-2 В и УППГ-ЗВ. Подготовка добываемого газа осуществляется на УКПГ-1 В.

Действующий фонд скважин по установкам постоянно снижается в среднем на 3 скважины в квартал. Основными причинами остановки скважин являются: обводнение самых продуктивных пластов БУ₈³ и БУ₃¹, неудовлетворительное техническое состояние эксплуатационных колонн, высокий темп падения пластового давления.

На УКПГ — 1 В ежегодный прирост добычи газа сепарации прекратился с 2002 года, и наметилась тенденция к его снижению. Это связано с падением пластового давления в зоне промысла, отсутствие возможности снижения давления на входе в ЗПА, обусловленное технологическим процессом.

Увеличение добычи на УППГ-2В — результат ввода в эксплуатацию новых скважин: 203 (03,08), 20 803, 209 (02,04), 211 (01,02,03,04,06,08,09), 20 607, 214 (05,06), 220 (01,02,03,04,06,09), 224 (01,03,05,09,10). Но следует обратить внимание на резкое снижение пластового давления, вызванное интенсивными отборами из дренируемой зоны промысла, что приведет к снижению удельного выхода конденсата, вследствие формирования глубокой депрессионной воронки.

На УППГ-3 В продолжается падение добычи, вызванное высокими темпами снижения пластового давления. В 2012 году 8 скважин выбыло в бездействующий фонд по причине низких устьевых параметров и обводнения высокопродуктивных пластов: 30 104, 30 204, 30 806, 30 905, 31 106, 31 203., 321 (07,09).

Низкие скорости движения потока газа не обеспечивают вынос жидкости с забоя, приводят к нарушению температурного режима и самопроизвольной остановке скважин. Проведенные в 2012 году работы по интенсификации притока газа, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, приобщению эксплуатационного объекта с более высоким пластовым давлением относительно вскрытого объекта, обеспечили восполнение фонда.

Технологический режим работы неокомских скважин в 2012 году в целом соблюдался. Ввод новых скважин по эксплуатационной зоне УППГ-2 В позволил уменьшить нагрузку на зоны УКПГ-1 В и УППГ-3 В и поддерживать годовую добычу на уровне 2010 года.

Промысловая подготовка газа на УКПГ-1 В производится с применением процесса низкотемпературной абсорбции (НТА) при давлении 5,5−6,5 МПа и температуре минус 25 °C, что обеспечивает качество газа согласно требованиям ОСТ 5 1.40−93 — температуру точки росы по влаге и углеводородам не выше минус 25 °C, максимально полное извлечение углеводородов С₃₊, круглогодичное поддержание температуры газа и конденсата на выходе с УКПГ-1 В на уровне минус 2 °C для предотвращения протаивания многолетнемерзлых грунтов в зоне прокладки трубопровода.

Согласно Протоколу № 46-К-Р/98 на стадии ОПЭ к реализации принят вариант 4 с годовым уровнем отбора пластового газа в объеме 15 млрд. м³ в год. Генеральный проектировщик — ОАО «Институт Южниигипрогаз». Первая очередь УКПГ-1 В введена в эксплуатацию в 1991 г., Вторая — в 1999 г. Технологический регламент является основным документом, определяющим технологический режим и порядок проведения операций технологического процесса УКПГ-1 В. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным и обеспечивает надлежащее количество и качество выпускаемой продукции, рациональное и экономичное ведение производственного процесса, сохранность оборудования и безопасность работ.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения по месторождению

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове на территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (Рис. 1.1).

Ближайшим населенным пунктом является вахтовый поселок Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п. Тазовский расположен в 120 км к юго-востоку от Ямбургского месторождения. Расстояние от райцентра (по прямой) до Салехарда составляет 520 км, до Тюмени — 1300 км. Города Новый Уренгой и Надым находятся, соответственно, в 225 км южнее и в 285 км юго-западнее месторождения. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п.п. Ныда, Нумги) и Тазовской (п.п. Тазовский, Находка, Антипаюта) губ.

Доставка грузов на месторождение осуществляется по железной дороге Новый Уренгой — ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губам. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. В зимнее время перевозка грузов и оборудования осуществляется тракторами и вездеходами по зимникам, а также круглогодично вертолетами.

Населенность района крайне редкая. Население состоит из ненцев, хантов и русских. Основные занятия местного населения — оленеводство, рыболовство, звероводство, охота, работа в газонефтеразведке и газодобыче.

Рисунок 1.1 — Обзорная карта газовых месторождений севера Тюменской области

В оргидрографическом отношении площадь работ представляет собой слабо всхолмленную равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60−70 м на водораздельных участках.

Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Реки несудоходные, шириной до 100 м, скорость течения 0.5 — 1.0 м/сек. Вскрываются реки ото льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Почва междуречий сильно заболочена. Для территории месторождения характерны большая заозеренность водораздельных пространств и наличие старичных озер по долинам крупных рек. Максимальная глубина озер составляет 0,5−5,6 м.

Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина кровли ММП изменяется от 0.3 до 1.5 м, а в долинах крупных рек поверхность ММП погружается до двух — пяти метров и ниже. Подошва ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории — от 400 до 450 м.

Большая часть площади покрыта мхами и лишайниками. По берегам рек встречается кустарниковая растительность — полярные ивы и карликовые березы высотой до 1.5 м.

Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года — январь, морозы достигают минус 50 — 58 °C. Среднемесячная температура воздуха минус 27 °C. Мощность снегового покрова в понижениях рельефа до 2.0 м, на водоразделах 0,6 — 0,8 м.

Наиболее теплый месяц в году — август. Температура в отдельные дни повышается до плюс 27 + 30 °C, а при вторжении арктических масс воздуха летом (июль-август) температура понижается до минус 5−6°С. Среднегодовая температура составляет минус 8−10°С. Преобладающее направление ветров в холодный период — южное и юго-западное, в теплый — северо-восточное. Годовое количество осадков составляет 350 — 400 мм, основная их часть выпадает в весенне-осенний период.

Водоснабжение газопромысловых объектов осуществляется с водозабора на Обской губе, используются поверхностные источники — реки и озера.

Территория, в пределах которой находится Ямбургское месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, которые представлены песками различной зернистости, супесчано-суглинистыми осадками, редко грубообломочными породами. Мелкозернистые пески, характеризующиеся малым содержанием глинистого материала и вследствие этого высокой фильтрационной способностью, используются для отсыпки насыпей и устройства подстилающего слоя автодорог. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси применяются в качестве наполнителей в бетоны и как балластный материал различного назначения.

Среди аллювиальных отложений террасового комплекса выделяются глины и суглинки. Глины относительно высоко дисперсные, умеренно пластичные, не известковые, применяются для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных буровых глинистых растворов.

На северо-западном побережье Тазовского полуострова расположено Кругломысское проявление песчано-гравийной смеси и представлено среднеи мелкозернистыми песками, обогащенными гравием и галькой. Наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси порядка 65 млн. м³.

На северо-востоке Тазовского полуострова расположен Ворк-Яхский участок кирпично-керамзитовых глин, которые пригодны для производства обыкновенного глиняного кирпича и для керамзитового гравия. Запасы участка составляют порядка 225.0 млн. м.

В 50−60 км на юго-восток от Ямбургского месторождения, в среднем течении реки Хадуттэ выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка. Запасы строительного песка в долине р. Хадуттэ оцениваются выше одного млрд. м³.

1.2 Геологическая изученность и история открытия месторождения

Широкое изучение территории Западно-Сибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах. До этого времени геолого-геофизические работы носили случайный характер и серьезных результатов для оценки перспектив нефтегазоносности не имели. Для проведения планомерных нефтегазопоисковых работ в пределах исследуемой территории в Новосибирске, Томске, Тюмени были созданы специальные организации, которые и начали проводить детальное геолого-геофизическое изучение региона. Так в 1949;1953 годах трестом «Сибнефтегеофизика» проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000 000, по результатам которой было проведено районирование территории.

Более значительными по объему и результатам явились совместные исследования, проведенные в 1952;1954 гг. институтами ВСЕГЕИ и НИИГА на значительной территории севера Тюменской области. В этот период выполнена геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000 000, по материалам которой разработана стратиграфия четвертичных отложений, получены сведения о распространении многолетней мерзлоты. В 1954;1955 гг. проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:1000 000, а позднее в 1958;1959 гг. масштаба 1:200 000.

В 1959 г. в селе Тазовском пробурена колонковая скважина глубиной 538 м., по результатам которой были получены сведения о литологии четвертичных, третичных и меловых отложений. В этом же году в южной части Тазовского полуострова проводилась геологическая съемка масштаба 1:200 000, и с учетом данных предыдущих исследований составлена геологическая карта территории.

С 1959 по 1961 г. в пределах Надымского, Пуровского и Тазовского районов партиями Ямало-Ненецкой экспедиции проведена региональная аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000 000. В результате этих работ выполнено тектоническое районирование фундамента. Первые площадные сейсморазведочные работы МОВ на территории севера Тюменской области стали проводиться с 1959 года. По результатам данных работ к юго-востоку от Тазовского полуострова выявлены и оконтурены Тазовская и Заполярная положительные структуры.

Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963 г. (Смирнов и др.) Она предполагалась по данным качественной интерпретации аномалий гравитационного и магнитного полей и названа Посрангским куполовидным поднятием. С 1965 по 1971 годы на площади проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ. По результатам этих работ Посрангское поднятие перешло в разряд выявленных структур, названо Ямбургским и подготовлено к глубокому бурению. Первая поисковая скважина 2 на структуре была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года.

При испытании сеноманских отложений в интервале 1167−1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м³/сут. Таким образом, первая поисковая скважина № 2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина (в том числе 2 скважины №№ 1, 24 глубокие, до вскрытия неокомской части разреза). По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4 млрд. м³ по категории С₂.

Результаты бурения и исследования дополнительных скважин явились основой вторичного пересчета запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд. м³ по категориям В+С₁ и 260 млрд. м³ по категории С₂. Однако, и по результатам 29 скважин оставались недоизученными Северо-Ямбургское малоамплитудное поднятие и Южно-Ямбургский купол.

В 1976;1982 гг. на площади производилось интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах (пласты БУ₃-БУ₁₁) открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Харвутинского поднятия.

Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83 г., т. е. по результатам бурения 67-ми скважин, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки. В то же время на глубинах 2500−3300 м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В+С₁ 1193 млрд. м³, С₂ 585 млрд. м³, конденсата соответственно 102 млн. т. и 50 млн. т.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Ямбургского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и породами палеозойского фундамента. Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 500).

Ниже дано краткое описание наиболее изученной вскрытой части разреза (4100 м). Нижележащая часть разреза не приводится, так как на Ямбургском месторождении отложения ниже кровельной части тюменской или малышевской свиты (средняя юра) изучены слабо.

Палеозойский фундамент

Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.). Фундамент в пределах Ямбургского месторождения может быть представлен кремнисто-глинистыми, песчаными метаморфизованными породами, известняками. К кровле фундамента приурочен отражающий горизонт «А». Глубина залегания фундамента 7.0 — 10.0 км.

Триасовая система

Триасовая система в пределах Надым-Пурского междуречья представлена эффузивно-осадочным и осадочным комплексом пород и относится к тампейской серии. Эффузивно-осадочный комплекс представлен покровами базальтов с корой выветривания в нижней части, аргиллитами, алевролитами с отпечатками растений, туфогенными породами, содержание которых уменьшается вверх по разрезу. Комплекс развит в пределах Уренгойского прогиба.

Вышележащий осадочный комплекс в Уренгойском районе подразделяется на пурскую, варенгаяхинскую и витютинскую свиты. Пурская свита представлена конгломератами, песчаниками каолинизированными с прослоями аргиллитов. Варенгаяхинская свита сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников и конгломератов. К кровле свиты приурочен отражающий горизонт «1б». Витютинская свита представлена серыми песчаниками, полимиктовыми конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «1а». Общая толщина триасовых отложений по данным сейсмических исследований составляет 2.0 км (на своде) — 4.0 км (на восточном погружении). Установлено выклинивание нижней части разреза к своду Ямбургского поднятия.

Юрская система

Отложения юрской системы Надым-Пурского района подразделяются на береговую, ягельную, котухтинскую, тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.

Береговая свита (геттанг-синемюр) представлена песчаниками грубозернистыми, гравелитами, конгломератами с подчиненными прослоями аргиллитоподобных глин. По разрезу отмечается растительный детрит. Толщина свиты порядка 600 м.

Ягельная свита (нижний плинсбах) сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, серыми от тонкоотмученных до алевритовых, с зеркалами скольжения, с прослоями гравелитистых песчаников, иногда карбонатных. Толщина свиты до 150 м.

Котухтинская свита (плинсбах-тоар-нижний аален) в Надым-Пурском районе подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя часть нижней подсвиты сложена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин, прослоями битуминозных пород. Верхняя часть (тогурская пачка) представлена глинами уплотненными темно-серыми, тонкоотмученными и слабоалевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников. В глинах отмечаются стяжения пирита, остатки микрофауны (фораминиферы, филлоподы), в отдельных прослоях встречен углистый растительный детрит. Верхняя подсвита также имеет двухчленное строение. Пачка 1 — песчаники серые, зеленовато-серые, чередующиеся с алевролитами и уплотненными глинами. Пачка 2 (радомская) представлена глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, реже битуминозными, с прослоями алевролитов и песчаников со следами оползания. Толщина свиты около 500 м.

Тюменская свита (аален-бат) представлена сложным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепко сцементированные, с горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепко сцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади и по разрезу, значительной глинистостью. В районе четко выделяется регионально нефтегазоносный пласт Ю₂, залегающий в кровле свиты. К ней приурочен и отражающий сейсмический горизонт «Т₁» Толщина свиты 580 — 620 м. В скв. 500 кровля тюменской свиты вскрыта на глубине 3754 м.

Абалакская свита (келловей-кимеридж) представлена аргиллитами (глинами аргиллитоподобными) темно-серыми, тонкоотмученными, алевритистыми, слабо слюдистыми, с глинисто-карбонатными конкрециями и пиритовыми стяжениями. Толщина свиты 30 — 50 м (скв. 113,500).

Баженовская свита (титон-берриас) сложена аргиллитами черными, темно-серыми, битуминозными, плитчатыми, с прослоями глинистых известняков. К кровле свиты приурочен региональный опорный отражающий сейсмический горизонт «Б». Толщина свиты составляет 75 м (скв. 113, 500). Для баженовской свиты Ямбургского месторождения характерна более низкая битуминозность по сравнению с южными районами Надым-Пурской области.

Меловая система

Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты.,

Сортымская свита (К₁ берриас-валанжин). Верхняя часть свиты вскрыта почти всеми разведочными скважинами, а в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта на полную толщину. Свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, интервал 3445 — 3616 м), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450 — 550 м.

Тангаловская свита (К₁ валанжин-готерив) вскрыта всеми разведочными скважинами и подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым или коричневатым оттенком, алевритистыми, с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ₈ ⁰ — БУ₉). На западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия разрез подсвиты полностью представлен глинами.

Средняя подсвита сложена чередованием пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчаные пласты БУ₁₋₂, БУ₃, БУ₄ более выдержаны по площади, а нижние пласты — БУ₅, БУ₆, БУ₇ — характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Подсвита завершается глинистой пачкой (ямбургской) толщиной до 50 м. Верхняя подсвита представлена песчаниками, алевролитами и глинами, невыдержанными по площади. Песчаным пластам присвоены индексы от АУ₄ до АУ₁₁. Наиболее выдержанными являются пласты АУ₆ — АУ₇ в средней части верхней подсвиты. Общая толщина тангаловской свиты на Ямбургском месторождении составляет 1150−1310 м.

Покурская свита (баррем-сеноман) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники от светло-серых до серых, мелко-среднезернистые, слюдистые, слабо сцементированные, в различной степени глинистые, редкими прослоями карбонатные. Алевролиты серые и светло-серые, разнозернистые, слюдистые, глинистые с прослоями тонких черных глин, реже карбонатные. Глины серые и темно-серые, алевритистые, плотные, с тонкими линзами песчано-алевритового материала, отмечены прослои углистых глин с маломощными пластами бурых углей (лигнитов). По разрезу свиты отмечается обилие растительного детрита, включения янтаря. Установлено чередование существенно глинистых и песчано-алевритовых пачек. К средней части разреза свиты приурочен регионально прослеживаемый отражающий сейсмический горизонт «М», стратиграфически относимый к границе апта и альба. К кровле свиты приурочен опорный сейсмический отражающий горизонт «Г». Мощность свиты на Ямбургском месторождении составляет 826 — 987 м.

Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (сеноманская часть которой описана выше), кузнецовскую, березовскую, ганькинскую свиты.

Кузнецовская свита (турон) представлена глинами темно-серыми с коричневатым оттенком, вязкими, слюдистыми, глауконитовыми, с остатками раковин двустворок, стяжениями пирита. Толщина свиты 47 — 88 м.

Березовская свита (сенон) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми, прослоями опоковидными, с редкими прослоями опок. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, темно-серыми, слабо алевритистыми, с редкими прослоями глауконитовых алевролитов. Толщина свиты 250 — 280 м.

Палеогеновая система

В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

Ганькинская свита (маастрихт-палеоцен) сложена глинами серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, плотными, прослоями известковыми. Толщина свиты 204 — 255 м.

Тибейсалинская свита (палеоцен) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми, алевритистыми, с включениями растительных остатков, с прослоями светло-серых песков и алевритов в верхней части. Верхняя подсвита представлена песками серыми, желтовато-серыми, мелкозернистыми, каолинизированными, с многочисленными растительными остатками, с прослоями алевритовых глин. Толщина свиты 226 — 274 м.

Люлинворская свита (эоцен-олигоцен) подразделяется на три подсвиты: нижняя подсвита сложена опоковидными глинами и опоками синевато-серыми, глинистыми; средняя подсвита представлена диатомитами светло-серыми, слабоглинистыми, легкими; верхняя подсвита сложена диатомовыми глинами серыми, желтовато-серыми, алевритистыми, с линзами алевролитов. Общая толщина свиты до 230 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60 — 145 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно-тектонических этажа: нижний — фундамент, промежуточный и верхний — платформенный чехол. Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке — с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге — Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина 65 км. В пределах мегавала с юга на север установлены структуры III порядка: Северо-Анерьяхская, Лымбарская, Анерьяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие.

Эти поднятия по горизонту «Б» оконтуриваются изогипсой минус 3850 м, общая амплитуда структуры 250 м. По морфологическим признакам можно заключить, что Ямбургское поднятие относится к типичным антиклинальным структурам севера Западной Сибири, имеющим длительную историю тектонического развития и испытавшим неотектоническую активизацию (воздымание). Значение «коэффициента унаследованности» (отношение амплитуды по ОГ «Г» к амплитуде по ОГ «Б») составляет для Ямбургского поднятия 0,44, что является средним показателем.

Для структурных построений при первоначальном подсчете запасов в качестве сейсмической основы использовались карты по двум отражающим горизонтам «В₂¹» и «В₁», наиболее приближенные к продуктивным пластам неокома. Отмечалось, что одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено, что отдельные из них, возможно, проникают в меловые отложения. По данным сейсморазведки было выделено четыре системы дизъюнктивных нарушений с преобладанием систем, А (юго-восток — северо-запад) и Г (юго-запад — северо-восток), проникновение разломов вверх по разрезу до горизонта «С» (кровля нижней подсвиты березовской свиты). По этим данным наибольшая тектоническая дислоцированность характерна для сводовой части структуры. Эксплуатационным разбуриванием сводовой части не подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений, и при дальнейшем изучении Ямбургского месторождения влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность не учитывалось, а все несоответствия положения флюидных контактов и характера насыщения пластов гипсометрическому контролю объяснялись влиянием литологического фактора.

2.3 Нефтегазоносность

Ямбургское месторождение расположено в пределах северной части Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области. В пределах района развиты нижнесреднеюрский, ачимовский, неокомский и апт-сеноманский нефтегазоносные комплексы (НГК). На месторождении в неокомском комплексе выявлены залежи углеводородов (УВ) в отложениях тангаловской свиты в пластах от БУ₃¹ по БУ₉². Залежи газоконденсатные, в нижней части продуктивной толщи — газоконденсатные с нефтяными оторочками, сложнопостроенные.

Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность. Несмотря на огромную площадь распространения неокомского продуктивного комплекса, слагающие его породы-коллекторы и приуроченные к ним залежи месторождений Севера Западной Сибири во многом близки по своим характеристикам, так как образовались практически в одинаковых фациальных условиях и залегают в относительно одинаковом диапазоне глубин. Для этих пород характерны близкие значения фильтрационно-емкостных параметров и идентичность характера петрофизических зависимостей, используемых при построении модели.

Средние значения пористости по керну для коллекторов, изученных на керне пластов, составляет: для пласта БУ₃¹ — 0.167 д.ед., БУ₆³ — 0.151 д.ед., БУ₈⁰¹ — 0.141 д. ед, БУ₈⁰² — 0.138 д.ед., БУ₈¹ — 0.152 д. ед, БУ₈² — 0.138 д.ед., БУ₈³ — 0.138 д.ед.; средние значения проницаемости для коллекторов пласта БУ₃¹ — 20.54· 10^-3 мкм², БУ₆³ — 7· 10^-3 мкм², БУ₈⁰¹ — 17.62· 10^-3 мкм², БУ₈¹ -21.65· 10^-3 мкм², БУ₈² — 11.3· 10^-3 мкм², БУ₈³ — 15.4· 10^-3 мкм². Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости, установленные по данным специальных петрофизических исследований разными способами, близки между собой и приняты при обработке данных равными Кп гр=0.118 д.ед., Кпр гр.=0.5· 10^-3 мкм².

Коэффициент газонасыщенности определялся по петрофизическим связям, базирующимся на данных капилляриметрических измерений на керне и минерализации пластовых вод. В основном минерализация отобранных пластовых вод по всем горизонтам варьирует в пределах от 5.302 г./л (БУ₈³ скв. 148) до 6.979 г./л (БУ₉¹⁻², скв. 110). Коэффициенты газонасыщенности рассчитаны для большинства (кроме прослоев менее 0.8 м) выделенных эффективных толщин.

Проанализировано сходство параметров продуктивных пластов для объединения в группы, в качестве оптимального параметра для сравнения принята зависимость К_п(б_пс) по пласту БУ₈³⁻¹. В результате сделан вывод о возможности объединения рассматриваемых объектов в две группы пластов: БУ₃-БУ₄ и БУ₆-БУ₉², а также о граничных значениях коэффициента пористости по этим группам.

Таким образом, по данным анализа ФЕС нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения, отмечается, что наилучшими коллекторскими свойствами среди рассматриваемых объектов характеризуются пласты БУ₃¹, БУ₈³⁻¹, БУ_7, что обусловлено особенностями формирования продуктивных пластов.

Толщины продуктивных горизонтов (пластов). Один из наиболее мощных песчаных пластов в неокомской части разреза — пласт БУ₃¹. Общая толщина пласта в среднем составляет 34.9 м, изменяясь от 29.6 до 43.6 м. Эффективные толщины пласта максимальны на юго-востоке структуры (район скв. 180) и убывают в западном направлении (район скв. 121, 126), по пласту в среднем составляя 15.1 м. Толщина газонасыщенных коллекторов по скважинам изменяется в пределах 0.6 м (скв. 12 202, 20 704) — 22.7 м (скв. 10 702), в среднем составляя 11.8 м.

По пласту БУ₄¹ общая толщина в среднем равна 11.2 м, газонасыщенная — 5.9 м. Максимальное значение общей толщины в газонасыщенном интервале составляет 17.0 м, эффективные газонасыщенные толщины имеют максимальные значения (до 11.0 м) в районе кустов 309, 310, минимальные значения — в районе скв. 150.

Общая толщина пласта БУ₄² изменяется в диапазоне 1.4 — 19.2 м, в среднем составляя 7.4 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 4.5 м, достигая максимума в скв. 30 908 (6.8 м). К району УППГ-ЗВ относится зона максимальных газонасыщенных толщин.

Пласт БУ₄³ имеет распространение в западной части структуры. Общая толщина пласта БУ в среднем составляет 16.8 м, эффективная — 2.3 м, эффективная газонасыщенная — 3.9 м при интервале изменения от 1.4 (скв. 30 908) до 6.9 м (скв. 30 804). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе куста 308.

По пласту БУ₆¹ общая толщина в среднем равна 11.1 м, изменяясь в диапазоне от 2.8 до 25.6 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 2.9 м, газонасыщенная — 2.7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 113, расположенной на восточном склоне структуры (графическое приложение 8).

На основной части месторождения пласт БУ₆² заглинизирован, выделяется лишь несколько небольших песчаных тел. По пласту БУ₆² общая толщина изменяется от 2.0 до 14.0 м (среднее значение 6.4 м), эффективная газонасыщенная — от 0.6 м (скв. 21 501) до 9.0 м (скв. 21 607) при среднем значении 2.5 м.

Общая толщина пласта БУ₆³ изменяется в диапазоне 8.4 — 46.8 м, в среднем составляя 21.8 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 2.5 м, достигая максимума в скв. 22 004 (11.7 м).

По пласту БУ₇ общая толщина в среднем равна 11.0 м, изменяясь в диапазоне от 4.1 до 20.7 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 4.3 м, газонасыщенная — 4.7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 10 703 — 10.9 м.

Общая толщина пласта БУ₈⁰ в среднем составляет 36.0 м, эффективная — 3.1 м, эффективная газонасыщенная — 3.0 м при интервале изменения от 0.4 (скв. 20 306) до 17.2 м (скв. 427).

По пласту БУ₈¹⁻⁰ общая толщина в среднем равна 8.4 м, изменяясь в диапазоне от 1.2 до 12.6 м, эффективная толщина в среднем по пласту составляет 3.2 м, газонасыщенная — 2.2 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв. 158 -3.2 м.

Пласт БУ₈¹ имеет в среднем общую толщину 21.1 м, эффективную — 7.0 м, эффективную газонасыщенную — 7.1 м, при этом по скважинам толщина газонасыщенного коллектора изменяется от 0.4 м (скв. 158) до 20.6 м (скв. 13 007). Зона максимальных газонасыщенных толщин расположена в районе кустов 130, 224 и разведочной скв. 165.

Общая толщина пласта БУ₈²⁻¹ весьма незначительна и в среднем составляет 4.0 м, эффективная — 2.8 м, эффективная газонасыщенная — 2.8 м при интервале изменения от 0.4 (скв. 11 001, 32 501) до 6.0 м (скв. 10 602, 12 103, 12 105). В районе кустов 126, 129 и в районе разведочных скв. 142, 114 проходит зона максимальных эффективных газонасыщенных толщин.

Пласт БУ₈²⁻² имеет покровное распространение по всей площади месторождения и характеризуется следующими средними значениями толщин: общая — 8.8 м, эффективная — 3.6 м, эффективная газонасыщенная — 3.5 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.4 м (скв. 10 802, 12 002, 12 403) до 13.0 м (скв. 114). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе скв. 114 — 438 — 427, 21 704, 20 702.

Также на большей площади структуры имеет покровное распространение и пласт БУ₈³⁻¹, общая толщина которого изменяется в пределах от 0.8 до 28.0 м, в среднем составляя 17.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта БУ₈³⁻¹ в среднем имеет значение 10.7 м, изменяясь в диапазоне 0.4 (скв. 20 306, 20 308) — 22.9 м (скв. 21 706). Максимальные значения газонасыщенные толщины имеют в районе кустов 310, 104, 309, 214, 217.

По пласту БУ₈³⁻² общая толщина в среднем равна 5.5 м, изменяясь от 0.4 до 27.4 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 6.2 м, изменяясь по скважинам в диапазоне от 0.4 м (скв. 20 306) до 10.8 м (скв. 20 605).

Пласт БУ₉¹⁻¹ имеет в среднем общую толщину 12.1 м, эффективную-4.3 м, эффективную газонасыщенную — 4.3 м, при этом по скважинам толщина газонасыщенного коллектора изменяется от 0.4 м (скв. 20 304, 21 604) до 13.0 м (скв. 10 702, 10 804) (графическое приложение 21).

Для пласта БУ₉¹⁻¹ определены следующие средние значения толщин: общая — 12.7 м, эффективная — 3.8 м, эффективная газонасыщенная — 3.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта меняется в интервале от 0.4 м (скв. 21 104) до 9.2 м (скв. 12 908).

По пласту БУ₉¹⁻³ общая толщина в среднем равна 12.2 м, изменяясь от 2.9 до 39.0 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 2.9 м, изменяясь по скважинам в пределах 0.6 м (скв. 12 301, 22 005) — 9.8 м (скв. 22 407).

Для пласта БУ₉¹⁻⁴ общая толщина составляет в среднем 18.6 м, эффективная — 3.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина коллектора варьирует в интервале значений от 0.6 м (скв. 22 404) до 8.8 м (скв. 142), в среднем составляя 2.9 м.

Пласт БУ₉¹⁻⁵ имеет общую толщину 12.8 м, эффективную — 3.9 м. Толщина газонасыщенного коллектора в скв. 169 составляет 7.6 м.

Для пласта БУ₉² общая толщина в среднем составляет 20.2 м, эффективная газонасыщенная — 7.6 м, которая изменяется в диапазоне от 2.6 м (скв. 169) до 12.6 м (скв. 164).

Характер изменения общих и эффективных толщин по пластам показывает, что группа пластов БУ₃-БУ₆ имеет достаточно равномерное, выдержанное распространение по площади месторождения (коэффициент вариации общей толщины пластов изменяется в пределах от 14.4%, максимально достигая значения 43.8%). Совершенно другая картина по пластам группы БУ₉. для которых характерна максимальная изменчивость общей толщины (коэффициент вариации параметра 55.8 — 66.6%), что свидетельствует о клиноформном строении рассматриваемых пластов.

2.4 Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти

В 1993 г. на основе всех проведенных исследований из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ₃¹, БУ₄¹⁻³, БУ₈⁰, БУ₈¹⁻² и БУ₉².

Состав пластового газа и потенциальное содержание конденсата

Основные по запасам газа залежи (БУ₃¹ БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности пластовых газов, и критических ^{параметров}.

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88.30−89.06 (% мол.). Содержание компонентов С₂ и С₄ находится в диапазоне, соответственно, 4.16−6.38 и 1.80−2.44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С₃₊ варьирует от 2.51 до 2.85% мол. или в весовом выражении 110 — 126 г./м³ пластового газа. Содержание негорючих компонентов N₂ и СО₂ в сумме не превышает 1.5% мол.

Потенциальное содержание конденсата по разрезу неокомских залежей изменяется относительно в небольших пределах: от 107 г./м³ (пласты группы БУ₆, БУ₇, БУ₈⁰) до 125 г./м³ (пласты БУ₃, БУ₄ и БУ₉¹). Плотность конденсата возрастает с глубиной от 0,722 до 0,782 г./см³, с одновременным увеличением содержания в составе конденсата ароматических углеводородов с 8 до 20%(масс.).

Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Физико-химические свойства стабильного конденсата, отобранного из отдельных залежей и объектов эксплуатации, изучались в лаборатории ЦЛ Главтюменьгеологии, УФ ТюменНИИгипрогаза, НИЛ ООО Ямбурггаздобыча и ВНИИГАЗа. Конденсаты в целом представляют собой малосернистые (0.11 — 0.03% масс.) жидкости, выкипающие от 60 до 350 °C. Молекулярная масса колеблется от 97 до 119 ед. Плотность от 0.7247 до 0.7818 г./см³, вязкость при 20 °C — (0.763 — 1.124)· 10^-6 м²/с. Парафины присутствуют в количестве 0.25 — 1.93% масс. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метанонафтеновому типу, содержание ароматических углеводородов составляет 6 — 18% масс, причем содержание последних возрастает с повышением температуры отбора фракций, достигая максимума во фракции 250 — 300 °C до 30% масс. Выход бензиновой фракции НК-200°С колеблется в пределах 69 — 80% масс. Остаток свыше 300 °C достигает 12% масс. Сопоставительный анализ физико-химической характеристики конденсатов по разрезу месторождения показал отличие состава и свойств конденсатов верхних залежей, включая БУ₃ — БУ₄, от нижележащих БУ₆ — БУ₈⁰ — БУ₉.

Конденсаты верхних залежей БУ₃ — БУ₄ относятся к типу легких с плотностью 0.722 -0.765 г./см, о чем свидетельствует также его фракционный состав — 10% точка отгона конденсата на уровне 60 — 80 °C, 50% - 126 — 132 °C, содержание бензиновой фракции (до 200 С) 80 — 85% объемных. Общее содержание фракции, выкипающей до 300 °C, высокое и составляет до 98% объемных. Содержание твердых парафинов от следов до 0.2% масс. Температура застывания конденсата — минус 50 °C и ниже.

Для группового углеводородного состава характерно невысокое содержание ароматических углеводородов: в пластах группы БУ₃ в среднем 5% масс., в БУ₆ — 8% масс. Содержание нафтеновых углеводородов по рассматриваемым залежам в среднем равно 27% масс.

Конденсаты пластов БУ₆ до БУ₉ по фракционному составу тяжелее выше рассмотренных. Температура 10% отгона находится в пределах 70 — 80 °C, 50% - 130 — 145 °C, 90% -285 — 310 °C. Для 90% точка выкипаемости 290 °C. Отметим, что 90% конденсата залежи БУ₃ — БУ₆ выкипает при 230 — 240 °C. Конец кипения конденсата свыше 360 °C. Плотность конденсата на уровне 0.76 — 0.78 г./см³.

Конденсаты месторождения по составу относятся к метановым. По разрезу месторождения по мере роста глубины залегания (от залежей БУ₃ к БУ₆) и увеличения пластовых давлений и температуры наблюдается направленность в изменении группового углеводородного состава и свойств конденсата, выраженная в возрастании плотности конденсата от 0.7233 до 0.7818 г./см³, показателя преломления от 1.4106 до 1.4402 и доли ароматических углеводородов от 8.26 до 20.59% масс.

Параллельно с этим утяжеляется и фракционный состав, о чем свидетельствуют температура выкипания как по фракциям (50%, 90%), так и по концу кипения, возрастают молекулярные массы от 106 до 120 ед.

Выявленные особенности в составах конденсатов повлияли на растворимость последних в пластовых газах, а, следовательно, на содержание конденсата по продуктивному разрезу месторождения в процессе формирования залежей. Именно облегченным составом конденсата и малым содержанием ароматических углеводородов объясняется относительно повышенное содержание углеводородов С₅₊ в пластовом газе I объекта (128 г./м³ «сухого» газа), о чем было указано выше.

Поскольку ароматические углеводороды ухудшают растворимость конденсата в пластовом газе, увеличение в залежах БУ₈ — БУ₈⁰ ароматики в два раза при небольшом росте температуры и давления в сравнении с пластами БУ₃ привело к снижению С₅₊ в них до 110 г./м³ «сухого» газа.

Рассмотренная характеристика распределения углеводородов в жидкой фазе как нормального, так и изостроения имеет такую же направленность, как и в газовой фазе.

2.5 Гидрогеология

Ямбургское месторождение находится в центральной части северной половины Западно-Сибирского артезианского бассейна. Последний состоит, по меньшей мере, из двух наложенных друг на друга водонапорных систем: мезозойско-кайнозойской и рифейско-палеозойской.

На месторождении в гидрогеологическом отношении изучена лишь верхняя часть мезозойско-кайнозойской водонапорной системы, приуроченной к осадочному чехлу и состоящей из двух гидрогеологических этажей: верхнего, с которым отождествляется олигоцен-четверичный водоносный комплекс, и нижнего, включающего водоносные и водоупорные комплексы палеогенового и мезозойского возраста.

Олигоцен-четвертичный комплекс на Ямбургском месторождении представлен лишь четвертичными песчано-глинистыми, преимущественно мерзлыми осадками толщиной 60 — 145 м. Подземные воды в жидком состоянии приурочены, в основном, к сезонно-талому слою (СТС), подрусловым и подмерзлотным таликам. Толщина СТС изменяется от 0.2 — 0.3 м в торфах до нескольких метров в песках и супесях.

В изученной части разреза нижнего гидрогеологического этажа последовательно сверху вниз выделяются турон-палеогеновый, неоком-сеноманский водоносный и верхнеюрско-валанжинский водоупорный комплексы, имеющие региональное распространение. В разрезе турон-палеогенового водоупора прослеживается также зональный верхнепалеоценовый водоносный горизонт.

Верхнепалеоценовый горизонт отделяется от верхнего водоносного комплекса глинистыми и кремнистыми породами эоценового и раннеолигоценового возраста (люлинворская и тавдинская свиты) толщиной 160 м. Горизонт приурочен к преимущественно песчаным отложениям верхнетибейсалинской подсвиты толщиной 67 — 144 м. Верхняя, большая часть горизонта находится в зоне многолетней мерзлоты, подошва которой отбивается на глубинах 280 — 430 м. В отдельных скважинах горизонт целиком представлен мерзлыми породами (скв. 16, 24, 101, 110). При опробовании талых отложений горизонта на Каменномысском, Медвежьем и Уренгойском (Табъяхинская площадь) газовых месторождениях дебиты воды составили 3−37 м³/сут при динамических уровнях 35 — 270 м. Пластовые давления близки к гидростатическим или ниже их. Замеренные пластовые температуры равны 0.2 — 6.3°С. Воды хлоридные натриевые (разных типов по классификации В.А. Сулина) с минерализацией 2.2 — 10.4 г./л.

От неоком-сеноманского водоносного комплекса верхнепалеоценовый горизонт отделяется турон-нижнепалеоценовым глинистым водоупором (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты, нижнетибейсалинская подсвита) толщиной 850 — 890 м.

В составе неоком-сеноманского комплекса выделяются две водоносные толщи: апт-сеноманская и верхневаланжин-нижнеаптская.

Верхняя, апт-сеноманская водоносная толща, отождествляется с осадками покурской свиты (толщиной 830 — 990 м), представленными песчаниками, алевролитами и глинами. Толща разделяется на три горизонта: сеноманский, альбский и аптский, приуроченные к верхней и нижней частям свиты. Альбский горизонт в отличие от двух других горизонтов характеризуется высоким содержанием в разрезе глинистых пород, что позволяет отнести его к относительным водоупорам. При опробовании подошвенных вод сеноманской газовой залежи на Ямбургском месторождении дебиты скважин составили 8 — 1440 м³/сут при динамических уровнях 94 — 975 м. Пластовые давления гидростатические. Замеренные пластовые температуры изменяются от 24 до 30 °C. Воды хлоридные натриевые (хлоркальциевого типа) с минерализацией 14.1 — 18.4 г./л. Замеренный газовый фактор вод достигает 2.5 м³/м³. Водорастворенный газ метановый (98 — 99% объем.). Вниз по разрезу наблюдается закономерное увеличение пластовых давлений и температур. Опробование апт-сеноманских отложений на Медвежьем, Уренгойском и других месторождениях Надым-Пурской нефтегазоносной области показывает, что все горизонты толщи по гидрохимическим и газовым показателям подземных вод близки между собой.

Верхневаланжин-нижнеаптская водоносная толща приурочена к осадкам тангаловской свиты, сложенной песчаниками, алевролитами и аргиллитами общей толщиной 1150−1310 м. Содержание глинистых пород увеличивается вниз по разрезу толщи, достигая 100% в нижнетангаловской подсвите на западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия.

Неоком-сеноманский водоносный комплекс подстилается валанжинским водоупором, сложенным аргиллитами верхней, большей части сортымской свиты, в верхах которой вскрыты отдельные невыдержанные по толщине и простиранию песчано-алевролитовые пласты. Температуры, замеренные на забоях скважин, вскрывших пласты БУ₁₁ — БУ₁₃, составляют 87 — 90 °C. Вода, отобранная из пласта БУ₁₃, хлоридная натриевая (хлоркальциевого типа) с минерализацией 11.4 г./л.

Продуктивные пласты приурочены к низам верхневаланжин-нижнеаптского водоносного комплекса. Нижние пласты (БУ₅-БУ₉) в отличие от верхних (БУ₃-БУ₄) характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Разрезы пластов БУ₈-БУ₉ на западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия полностью выклиниваются.

В процессе опробования гидрогеологических объектов в большинстве случаев отбирались пробы пластовой воды в объеме, необходимом для лабораторного исследования.

Пробы воды при исследовании характеризуемых пластов были отобраны из 68 водных, водогазовых и водонефтяных объектов. При освоении скважин не всегда производилась полная замена технической воды на пластовую, поэтому было отобрано всего 17 проб вод. В качестве пластовых, с учетом данных по Большому Уренгою и другим месторождениям были приняты пробы вод с минерализацией 4.6 г./л и более, концентрациями йода и брома, превышающими, соответственно, 0.8 и 4.3 мг/л.

Физические свойства, химический состав подземных вод определялись по стандартным методикам. В целом для продуктивной части разреза характерна низкая общая минерализация пластовых вод (до 10 г./л). Газосодержание, физические свойства и химический состав водо-растворенного газа определялись в полевых и лабораторных условиях.

По химическому составу воды в основном хлоридные (71% проб), а также гидрокарбонатные, натриевые, гидрокарбонатно-натриевого типа по классификации В. А. Сулина. Минерализация вод не превышает 9.9 г./л. Помимо ионов хлора (1.0 — 2.3 г./л), гидрокарбонат-ионов (0.8 — 5.1 г./л) и ионов натрия с калием (1.5 — 3.0 г./л) также содержатся в небольших количествах сульфат-ионы (до 230 мг/л), карбонат-ионы (до 252 мг/л), ионы магния (до 16 мг/л) и кальция (4−70 мг/л).