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°С. Воды хлоридные натриевые (хлоркальциевого типа) с минерализацией 14.1 - 18.4 г./л. Замеренный газовый фактор вод достигает 2.5 м33. 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°С. 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).

Рассчитанные величины плотности и коэффициента динамической вязкости вод в стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20°С) колеблются в пределах от 1001 до 1004 кг/м' и от 1.01 до 1.02 МПас, соответственно. Гидрохимический разрез продуктивных отложений на - Ямбургском месторождении практически однороден. Также нет заметных различий в гидрохимических показателях между контурными водами изолированных от залежей зон. Поэтому при расчетах показателей физических свойств вод в пластовых условиях было использовано среднее значение минерализации, равное 6.2 г./л. Плотность и вязкость вод вниз по разрезу снижаются, соответственно, от 990 кг/м3 и 0.4 МПа·с в пластах БУ3-БУ4 до 986 кг/м3 и 0.34 МПа·с в пластах БУ8-БУ9. Коэффициент сжимаемости, наоборот, увеличивается от 427 ТПа-1 в пластах БУ3-БУ4 до 445 Тпа-1 в пластах БУ7-БУ9. Также возрастает с глубиной объемный коэффициент вод с 0.014 в пластах БУ3-БУ7 до 1.026 в пластах БУ8-БУ9.

Верхневаланжин-нижнеаптская водоносная толща, к которой приурочены продуктивные пласты, имеет весьма широкое распространение на севере Западной Сибири и обладает большими запасами пластовой энергии. Это обуславливает возможность проявления упруговодонапорного режима при разработке большинства залежей на истощении. Исключение составляют залежи, запечатанные в линзах коллекторов.

Учитывая характер распространения водоносных отложений, можно ожидать более активное проявление упруговодонапорного режима разработки залежей пластов БУ3-БУ4, чем большинства залежей нижележащих пластов, где законтурные области ограничены. В связи с наличием гидравлической связи между продуктивными и водоносными осадками указанных пластов, интенсивность внедрения контурных вод в залежи будет зависеть в основном от активности проявления этого режима. Для газоконденсатных залежей, приуроченных к линзам, в которых водоносные отложения не выявлены, следует ожидать газовый режим разработки.

Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Основным документом по запасам углеводородов нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения является выполненный в 1985 г. «Подсчет запасов газа и конденсата по неокомским пластам Ямбургского месторождения ЯНАО Тюменской области на 01.07.1985 г.»

Начальное потенциальное содержание конденсата и коэффициент его извлечения при утверждении запасов приняты для всех продуктивных пластов нижнемелового комплекса 150 г./м3 и 0.68, соответственно.

По результатам эксплуатационного и разведочного бурения уточнялось геологическое строение залежей и, соответственно, запасы газа, был выполнен прирост запасов юго-восточного блока в пластах БУ81-2 (1986 г., 1987 г.), БУ83 (1987 г., 1988 г.), отдельно по пластам БУ81 и БУ82 (1990 г.), БУ80 (1990 г.).

Были приняты на баланс запасы нефти нефтяных оторочек в пластах БУ82 и БУ83 по категориям С1 и С2.

В 1993 г. по результатам исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам: БУ31 и БУ41-3 - 128 г./м3 КИК - 0.64; БУ80, БУ81-2, БУ83, соответственно, 110, 112, 109 г./м3, КИК - 0.68 для всех пластов.