б'єднаної єдиним водогазового розділом. Відокремлюються структури від Уренгойського поклади різними по ширині і висоті сідловинами. Найбільш широка сідловина пов'язує Уренгойську структуру з Ен-Яхінской (до 20км), найбільш вузька (до 5км) - Північно-Уренгойського.
Початкова середнє пластовий тиск становило 12,2МПа, пластова температура +31? С, середня газонасичених потужність по Уренгойського площі 60,8 м, по Ен-Яхінской - 28,5 м, площа газоносності Уренгойського поклади - 2 876 км2 (категорія В + С1), Ен-Яхінской - 2119 км2 (категорія В + С1). Площа газоносності, віднесена до категорії С2, відповідно 109,5 км2 і 299 км2. Максимальна висота поклади на Уренгойського площі досягає 225м (на південному куполовидними ускладненні кілька більш 100м.); на Ен-Яхінской - порядку 100 м; на Таб-Яхінском зануренні від 80-85 м на півдні до 20-25м на півночі.
Фільтраційно-ємнісні параметри:
відкрита пористість 28-35%;
проникність 300-3500 мД;
газонасиченість 70-74%;
початковий пластовий тиск 12,21МПа;
середня Т поклади +31? С.
Прийнято в підрахунку запасів 1979
Уренгойская площа:
пористість 0,3;
газонасиченість 0,74;
Рпл 11,86МПа;
Рк 0,106МПа.
Ен-Яхінская площа:
пористість 0,3;
газонасиченість 0,7;
Рпл 11,86МПа;
Рк 0,106МПа.
Песцового площа:
пористість 0,3;
газонасиченість 0,7;
Рпл 11,91МПа;
Рк 0,106МПа.
У грудні 1989 г ДКЗ СРСР розглянула та затвердила запаси газу Уренгойського родовища, визначені Главтюменьгеологіей об'ємним методом за станом вивченості на 1.1.89 р За розроблюваним площам вони склали (В + С1) +6933 мрд. м3 в тому числі Уренгойская площа - 5226,8 (било4334); Ен-Яхінская - 1706 (було 1467,6). Запаси в порівнянні з 1979 г збільшені на 1131 мрд. м3.
Запаси Песцового поклади (В + С1) 739,2 мрд. м3 (було 419,1). Запаси Західно-Песцового поклади 47,9 мрд. м3 (В + С1). Запаси Північно-Уренгойського родовища 586,1 мрд. м3 (В + С1), 7,07 мрд. м3 по С2. Запаси Уренгойського площі 97,2 мрд. м3 (С2), Ен-Яхінском - 131,4 мрд. м3.
Приріст запасів обумовлений збільшенням на 11.5% площі газо -
носності і на 9.6% - середньої величини газонасиченої товщини.
Запаси газу по зонам УКПГ (стара версія, на запаси 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 13247
320,8 Т-Яха 310,2
410,2
Проектний фонд свердловин з коррективам 31/86-1143-експл.
Уренгой 774 (було 677, 184 куща, 51 спостережних свердловин, за ГВК);
Ен-Яха 260 (було 260, 103 куща, 10 спостережних свердловин, за ГВК);
Сівши. Уренгой 109 (було 109, 40 куща, 3 спостережних свердловин, за ГВК).
Разом: 1143 1046, 327 куща, 64 спостережних свердловин.
Збільшення фонду майже на 100 свердловин обумовлено підвищенням відборів по Уренгойського площі з 250 до 280 мрд. м3/рік в період 1986-1988гг.по сеномане Великого Уренгоя.
1.5.2 валанжинских відкладення
Перша газоконденсатна поклад на Уренгойського площі в неокомских відкладеннях виявлена ??в 1968 році розвідувальної свердловиною N 1. У 1970 році в свердловині 17- в неокоме зустрінуте 8 газоконденсатних пластів. З 1971 р на родовищі починається планомірна розвідка глибоких горизонтів нижнього крейди.
У нижньокрейдових відкладах Уренгойського родовища виявлено
понад 25 покладів вуглеводнів, пов'язаних з пластами, залягають в інтервалі глибин 1780-3050м.
Крім того, мають місце газопроявления в інтервалах ачимовской пачки на глибині 3450-3500м.
. 6 Геологічна будова та інші дані по ачимовской відкладенню
ачимовской відкладення регіону представлені 6 глинисто-піщано-алевро-літів тілами: АЧ1, ач2, АЧ3-4, АЧ5, АЧ6 і на самому сході - АЧ7.
АЧ1 і ач2 розкриті на північному заході Уренгойського родовища, Таб'яхінской і Західно-Таб'яхінской площах. Глибини 3200-3400 м.
АЧ 3-...
