Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1969
Источник информации: ЯНАО_2012+ПП_2017г+2018+2021г.+2023г.
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 49171.75 км²
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 1), расположено в 120 км к севера-западу от пос. Газовский. Открыто в 1969г. (газ) и 1990г. (нефть). Конденсат разрабатывается с 1986 г. и газ с 1987 г. Месторождение уникальное по запасам свободного газа. Приурочено к одноименной асимметричной полузамкнутой структуре северо-западного простирания площадью 4000 км2, амплитудой более 500 м. Продуктивны меловые отложения. Выявлена 21 залежь на глубинах 1000—3343м (2 газовых, 17 газоконденсатных и 2 нефтегазоконденсатных). Продуктивные резервуары сложены песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Коллекторы поровые. Пористость 16% (неоком) — 27% (ПК,). Основная газовая залежь по запасам и добыче в пласте ПК, сеномана. Залежь массивная, водоплавающая, ее размер 125x55 км, высота 201 м. ГВК на а.о. -1159-1177 м, начальный дебит газа до 717 тыс. м3/сут. ГВК других залежей в пластах на а.о. -2616-3320 м. Дебиты газоконденсатной смеси 196—620тыс. м3/сут. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные.
Рис. 1. Ямбургское газоконденсатное месторождение: а — структурная карта кровли продуктивного горизонта ПК106 (сеноман); б — геологический профиль
Нефть в нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных залежей в пластах БУ28 и БУ38. Дебит нефти 12—6 м3/сут. Пластовое давление нормальное гидростатическое от 8,5 до 33,1 МПа, 130—85°С на гл. 1004 и 3276 м соответственно. Плотность нефти 845—850 кг/м3, газ метановый (98,2%). Плотность конденсата 740 (БУ3) - 780 (БУ8) кг/м3. Выход стабильного конденсата 137,5 (БУ3) — 150 г/м3 (БУ9).
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Верхне-Чутинское