Геология
Геология
Проектирование и изыскания
Проектирование и изыскания
Информационные технологии
Информационные технологии
Аналитика и исследования
Аналитика и исследования
География проектов
География проектов
Партнеры

Супергигантское по запасам газа Уренгойское газовое месторождение было открыто 6 июня 1966 года Нарыкарской нефтеразведочной экспедицией. В результате бурения и испытания скважины №2, заложенной в юго-восточной части выявленного сейсмопартией Цыбенко В.Л. крупного Уренгойского поднятия, при испытании интервала 1148 -1158 м верхней части сеноманских отложений был получен фонтан газа абсолютным свободным дебитом 6560,8 тыс. м3/сут.

  • Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение

    Находится в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области, немного южнее Полярного круга. Имя дано по названию близлежащего поселка Уренгой. Является крупнейшим в мире, расположенном на суше. Протянулось с севера на юг более чем на 200 км, ширина от 30 до 60 км, площадь 60000 кв.км. Высота выявленной сеноманской газовой залежи составила 230 м.

    Супергигантское по запасам газа Уренгойское газовое месторождение было открыто 6 июня 1966 года Нарыкарской нефтеразведочной экспедицией. В результате бурения и испытания скважины №2, заложенной в юго-восточной части выявленного сейсмопартией Цыбенко В.Л. крупного Уренгойского поднятия, при испытании интервала 1148 -1158 м верхней части сеноманских отложений был получен фонтан газа абсолютным свободным дебитом 6560,8 тыс. м3/сут.

    Начальником Нарыкарской экспедиции в это время был Гиря И.Я., главным инженером Орлов В.А., главным геологом Власов А.А. Бурение и испытание скважины №2 проводилось буровым мастером Полупановым В.Б., старшим инженером Немолодышевым А.М., старшими геологами Прибытковым В.В., Жаворонковым Л.Г. и Волковой А.З.

    Нарыкарская экспедиция входила в состав треста «Ямалнефтегазразведка» Тюменского территориального геологического управления: управляющий Рогожников Г.Б., главный геолог Ослоповский А.П., главный инженер Поздняков П.С. В 1970 году Нарыкарская экспедиция была переименована в Уренгойскую.

    Поисково-разведочные работы велись в тяжелейших природно-климатических условиях: вечная мерзлота, морозы, гнус, тундра, хрупкая экосистема, отсутствие автомобильных и железных дорог.

    В 1977 году был издан приказ об организации Уренгойского производственного объединения по добыче газа «Уренгойгаздобыча». Директором предприятия назначен Никоненко И.С.

    В связи с подготовкой Уренгойского месторождения к разработке, утверждённые в ГКЗ СССР запасы газа в сеноманской залежи были переданы в 1978 году на баланс Тюменгазпрома.

    Добыча газа из сеноманских отложений началась 22 апреля 1978 года. Размеры богатств были настолько велики, что потребовался более масштабный подход к освоению Уренгоя – строительство вблизи месторождения будущего города газодобытчиков и строителей - Нового Уренгоя.

    К 25 февраля 1981 года на Уренгойском месторождении получены первые сто млрд природного газа.

    В 1983 году завершилось строительство газопровода «Уренгой – Помары - Ужгород». С января 1984 года газ месторождения начал экспортироваться в Западную Европу.

    К этому времени Новый Уренгой стал полигоном, на котором испытывались новейшие достижения отечественной науки и техники. В настоящее время город является крупнейшим производственным центром, неофициальной «газодобывающей столицей» России.

    К 1986 году месторождение досрочно вышло на проектную мощность – 250 млрд м3 газа в год. Коллектив ПО «Урегойгаздобыча» добыл первый триллион с начала разработки Уренгойского месторождения. Генеральным директором ПО «Уренгойгаздобыча» был назначен Сулейманов Р. С.

    В 1987 году был достигнут наивысший годовой уровень добычи газа – 306 млрд м3.

    В 1988 году было пробурено 236 разведочных и 207 эксплуатационных скважин. Тюменская тематическая экспедиция Главтюменьгеологии произвела последний пересчёт запасов газа по сеноманской залежи по состоянию на 1 января1988 года. Текущие извлекаемые запасы свободного газа по Уренгойскому месторождению (Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) составили 6946,73 млрд м3. Фактически разведка сеноманской залежи Уренгойского месторождения на этом завершилась.

    Поисково-разведочные работы на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении можно разделить на три этапа:

    • 1966-1967 г.г. – поиски и разведка сеноманского продуктивного комплекса;
    • семидесятые и восьмидесятые годы прошлого столетия – поиск и разведка залежей в отложениях нижнего мела с попутной доразведкой сеноманских залежей, поиск залежей в отложениях ачимовской толщи и юры;
    • девяностые годы и настоящий период – разведка залежей углеводородов в ачимовских и юрских отложениях.

    В начальный период разведки сеноманских отложений в 1967 и 1970 годах были пробурены и опробованы глубокие скважины №1 и №17, вскрывшие нижнемеловые отложения. Полученные данные послужили началу поисково-разведочных работ на нижний мел. Испытанием последующих скважин было выявлено, что основные по размерам газоконденсатные залежи имеют нефтяные оторочки, высоту до 160 метров, глубину залегания 1770-3090 м.

    В 1977 году были утверждены запасы газа, конденсата и нефти категорий C1 и C2 по 14 выявленным залежам. В 1985 году началась добыча газа, а 1987 году промышленная эксплуатация нефтяных скважин.

    В 1990 году ПО «Уренгойгаздобыча» переименовано в ПО «Уренгойгазпром». На нефтепромысле № 1 добыт первый миллион тонн уренгойской нефти.

    Одновременно с разведочным бурением на нижнемеловые отложения велось и ведётся поисково-разведочное бурение на более глубокие горизонты: ачимовскую толщу, юрские отложения. В 1975 году в центре Северо-Уренгойского поднятия Уренгойского вала была заложена поисковая скважина 99 проектной глубиной 3800 м. Отложения ачимовской толщи были вскрыты на глубине 3472 м и испытаны в интервале 3472-3482 м в открытом стволе, во время аварийного фонтанирования. Скважина № 99 явилась первооткрывательницей нового продуктивного горизонта. Высота ачимовских залежей достигает 480-490 м, в том числе, газовая часть – 260 м, нефтяная до 230 м.

    Сложное строение ачимовских отложений и залежей УВ в них, наличие аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, отягощение тяжелыми парафинами было преодолено на российских и советских технологиях, на российском оборудовании и приборах для промыслово-геофизических исследований.

    Основной объем поисково-разведочного бурения на ачимовские отложения приходится на 1979 – 1992 годы. Геологоразведочные работы велись силами Уренгойской, Ново-Уренгойской, Верхне-Пуровской нефтегазоразведочных экспедиций, Уренгойской НГРЭ по испытанию скважин ПГО «Уренгойнефтегазгеология», а также Украинской НГРЭ ПГО «ЗапУкргеология».

    Большой вклад в изучение ачимовских и меловых отложений, а также в поисковые работы на юрские отложения внесли работники объединения ПГО «Уренгойнефтегазгеология» и его руководители, в том числе: генеральный директор – Палашкин Н.П., главный геолог – Брехунцов А.М., главный инженер – Яснев Н.И.

    Сегодня разведочные работы проводят ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «АРКТИКГАЗ», ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз», ООО «Севернефть – Уренгой», ООО «НОВАТЭК – Юрхаровнефтегаз».

    Для разработки ачимовских отложений 17 июля 2003 года создано АО «Ачимгаз», совместное предприятие ОАО «Газпром» и Винтерсхалла.

    В 2004 году по заказу недропользователей ОАО «СибНАЦ» создал геологические модели ачимовских залежей УВ, произвёл подсчет запасов газа, конденсата и нефти и защитил их в ГКЗ Российской Федерации.

    С 2006 года в ЗАО «Ачимгаз» ведется добыча газа и конденсата из ачимовских отложений, находящихся на глубинах порядка 3600-3800 м.

    В 2011 году была составлена «Единая технологическая схема разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», выполненная ОАО «СибНАЦ» и ООО «ТюменНИИГипрогаз».

    Несмотря на то, что себестоимость добычи ачимовского газа превышает себестоимость сеноманского, запасы которого близятся к истощению, ачимовские пласты становятся своего рода «третьим дыханием» Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, принципиально важным объектом для сохранения темпов добычи и социальной стабильности.

    На 01.01.2015 г. начальные запасы Уренгойского месторождения в сеноманских, неокомских, ачимовских и юрских отложениях составляют: газа – 12,774 трлн. м3, конденсата (извлекаемые) – 701 млн. т., нефти (извлекаемые) – 579 млн. т.

    Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение находится по запасам газа на третьем месте в мире. Добычу газа осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») – стопроцентное дочернее предприятие ОАО «Газпром».

    Вклад Уренгойского месторождения в валовой национальный продукт по территории и на душу населения нельзя сравнить ни с одним регионом России.

    Следующим шагом освоения Уренгойского месторождения должна стать разработка юрских отложений.

  • Геология Уренгойского месторождения

    Уникальное по запасам газа, конденсата и нефти Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто 6 июня 1966 года Нарыкарской нефтеразведочной экспедицией треста «Ямалнефтегазразведка» Тюменского геологического управления в результате бурения и испытания скважины 2, заложенной в юго-восточной части наметившегося Уренгойского поднятия с целью выяснения перспектив нефтегазоносности верхнемеловых отложений и при испытании интервала 1148-1158 м верхней части сеноманских отложений был получен фонтан газа дебитом 1313 тыс. нм3/сут на 27,1 мм шайбе, абсолютным свободным дебитом 6560,8 тыс. нм3/сут.

    Начальником Нарыкарской экспедиции в это время был Гиря И.Я., главным инженером - Орлов В. Бурение и испытание скважины №2 проводилось буровым мастером Полупановым В.Б., старшим инженером Немолодышевым А.М., старшими геологами Прибытковым В.В. и Жаворонковым Л.Г.

    Управляющим трестом «Ямалнефтегазразведка» при открытиии Уренгойского месторождения был Рогожников Г.Б., Главным геологом – Ослоповский А.П., Главным инженером – Поздняков П.

    Скважина №2 стала первооткрывательницей уникального по запасам газа Уренгойского месторождения.

    Поисково-разведочные работы на сеноманские отложения велись в тяжелейших природно-климатических условиях, при отсутствии железнодорожных путей и автомобильных дорог, но коллектив Нарыкарской нефтеразведочной экспедиции уже в 1967 году, чуть более чем за 1 год пробурил и испытал 12 поисковых и разведочных скважин на сеноманские отложения.

    Первый отчёт по подсчёту запасов Уренгойского месторождения был произведён в 1967 году по результатам бурения 12 поисково-разведочных скважин на сеноманские отложения. Отчёт был успешно защищён в ГКЗ (протокол ГКЗ № 5272 от 25.10.1967 г.). Запасы газа по категории С1 составили 1700 млрд. м3, по категории С2 – 900 млрд.м3 и по запасам газа месторождение стало уникальным. В 1970 г Нарыкарская НРЭ переименована в Уренгойскую НРЭ.

    В 1970 году был повторно произведён подсчёт запасов свободного газа на Уренгойском месторождении с включением Ен-Яхинской площади (общая площадь газоносности составила по категории В+С1+С2 более 4,5 тыс. км2). На тот момент было пробурено уже 44 скважины. Отчёт был также утверждён с увеличением запасов по сеноманской залежи в 1,5 раза (протокол ГКЗ № 5979 от 29.05.1970 г.) и запасы газа по категории С1 составили 3873 млрд. м3.

    В связи с подготовкой Уренгойского месторождения к разработке, утверждённые в ГКЗ СССР запасы газа в сеноманской залежи были переданы в 1978 году на баланс Тюменгазпрома.

    Разработка сеноманской залежи газа на Уренгойской площади начата в апреле 1978 года вводом первой установки комплексной подготовки газа УКПГ-1. Проектирование разработки месторождения проводилось в несколько этапов на объёмы годовой добычи в 30, 100 и 160 млрд.м3 в соответствии с запасами, утверждёнными ГКЗ в объёме 3873 млрд.м3, с подключением месторождения к газопроводу Уренгой-Надым-Центр.

    В 1979 году по данным бурения 132 разведочных скважин и 90 эксплуатационных скважин ГКЗ пересмотрела запасы газа и утвердила их в объёме 6221 млрд.м3, в т.ч. по Уренгойской площади – 4334 млрд.м3, Ен-Яхинской – 1468 млрд. м3, Песцовой - 419 млрд.м3. В связи с этим в 1981 году ВНИИГАЗом был составлен проект разработки на добычу газа 250 млрд.м3 в год, затем - “Коррективы к проекту 1985 г.” и “Коррективы к проекту 1986 г.” на объём добычи в 1987-88 г.г. 280 млрд.м3 в год.

    К 1988 г. пробурено 236 разведочных и 207 эксплуатационных скважин. Тюменская тематическая экспедиция Главтюменьгеологии произвела последний пересчёт запасов газа по сеноманской залежи по состоянию на 1.01.88 г. К этому времени была пробурена базовая (на нефильтрующемся растворе) скважина № 110 в своде Северо-Уренгойского поднятия со сплошным отбором керна и выполнением расширенного комплекса ГИС с целью обоснования петрофизических зависимостей и уточнения коэффициентов пористости и газонасыщенности.

    Фактически разведка сеноманской залежи Уренгойского месторождения на этом завершилась.

    Поисково-разведочные работы на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении можно разделить на три этапа:

    • первый этап – поиски и разведка сеноманского продуктивного комплекса (1966-1967 г.г.);
    • второй этап (семидесятые и восьмидесятые годы) – поиск и разведка залежей в отложениях нижнего мела с попутной доразведкой сеноманских залежей, поиск залежей в отложениях ачимовской толщи и юры;
    • третий этап (девяностые годы и настоящий период) – разведка залежей углеводородов в ачимовских и юрских отложениях.

    ГРР на неокомские отложения

    В начальный период разведки сеноманских отложений в 1967 г. была пробурена и опробована первая глубокая скважина 1 (забой 3200 м), подтвердившая высокие перспективы нефтегазоносности неокомских отложений. Заложена скважина №1 была уже вслед за скважиной №2 в апреле 1966 года на глубину 3200 м и предполагалось вскрыть юрские отложения, но при забое 3200 м были вскрыты только нижнемеловые отложения.

    При испытании скважины №1 в феврале и марте 1968 года из пласта БУ14 в интервале 3015-3030 м был получен фонтан газоконденсата дебитом 820 тыс. нм3/сут на 24 мм штуцере.

    Испытание 2 объекта в интервале 3015-3030 м проводилось:

    • Начальником ПТО Нарыкарской НГЭ – Лобозовым А.А.
    • Старшим геологом – Прибытковым В.В.
    • Мастером по испытанию – Пугачёвым А.А.
    • Начальником партии испытания «Главтюменьгеологии» Федорцовым В.К. и представителем ВНИИГаза - Глебовским А.

    Результаты испытания в 1970 году второй глубокой скважины 17 (глубина забоя 3262 м) показали, что в разрезе нижнего мела присутствуют не менее 7 газоконденсатных залежей в диапазоне глубин 2300-3100 м.

    Данные, полученные по двум скважинам: №1 и №17, послужили началом поисково-разведочных работ на неокомские отложения. Испытание последующих скважин выявило, что основные по размерам газоконденсатные залежи имеют нефтяные оторочки.

    В 1977 году по состоянию изученности на 1.05.1977 г. проведён подсчёт запасов газа, конденсата и нефти по нижнемеловым отложениям.

    В отчёте по подсчёту запасов произведена оценка 14 залежей в пластах: ПК18, ПК21, БУ0, БУ1-2, БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ9-11, БУ111, БУ121, БУ122, БУ13, БУ14 по которым утверждены запасы газа, конденсата и нефти по категориям С1 и С2.

    Окончательный пересчёт запасов газа, конденсата и нефти в нижнемеловых отложениях (пласты ПК18 – БУ14) был представлен в 1988 году и утверждён ГКЗ СССР (протокол № 10726 от 18.10.1989 г.). Автор отчёта Федорцова С.Н.

    На дату подсчёта запасов углеводородов в неокомских отложениях на месторождении было пробурено 168 скважин, общим метражом 528642 м. За контуром основного продуктивного горизонта БУ80 оказались 25 скважин (14,9 %), из чего следует, что эффективность разведочных работ на этапе разведки и подготовки промышленных запасов основной продуктивной части разреза меловых отложений высокая. Коэффициент успешности составил 0,851.

    ГРР на ачимовские и юрские отложения

    Одновременно с разведочным бурением по доразведке в контуре продуктивности неокомских залежей и за его пределами на Уренгойском месторождении велось и ведётся поисково-разведочное бурение на более глубокие горизонты: ачимовскую толщу, юрские отложения.

    В 1973 году скважина 36, расположенная в южной присводовой части Центрально-Уренгойского поднятия и первоначально имевшая глубину 3200 м, была углублена до 3580 м с целью вскрытия наиболее полного разреза меловых отложений вплоть до юры. Однако, вследствие аварии, каротаж в этой скважине удалось провести только до глубины 3500 м, при этом по диаграмме ГИС предполагалось, что отложения ачимовской толщи не вскрыты и залегают на значительно большей глубине.

    Впоследствии при сопоставлении каротажных диаграмм этой скважины с другой глубокой скважиной 87, пробуренной несколько позднее, в сводовой части Центрально-Уренгойского I поднятия, в 3-х км к северо-северо-западу от скважины 36, совершенно однозначно было установлено, что в скважине 36 отложения ачимовской толщи были вскрыты, но не испытаны.

    В 1975 году в центре Северо-Уренгойского поднятия Уренгойского вала была заложена поисковая скважина 99 с проектной глубиной 3800 м.

    Во время бурения в апреле 1976 года в интервале 3472-3482 м произошло аварийное фонтанирование газоконденсатной смесью, в результате которого дальнейшее углубление скважины стало невозможным. Отложения ачимовской толщи были вскрыты на глубине 3472 м и испытаны в инт. 3472-3482 м в открытом стволе, во время аварийного фонтанирования, при этом дебит газа сепарации составил 319,4 тыс. н.м3/сут., дебит конденсата 118 м3/сут. через НКТ диаметром 50 мм, а пластовое давление составило 53,2 МПа, т.е. Рпл>Рг/ст в 1,53 раза, т.е. АВПД.

    Таким образом, скв. 99 явилась первооткрывательницей нового продуктивного горизонта, где в отложениях ачимовской толщи была открыта газоконденсатная залежь в пласте Ач1.

    В конце 1975 года в северной части Уренгойского месторождения, на северо-западном погружении присводовой части Есетаяхинского поднятия Уренгойского вала, была заложена поисковая скважина 95 с проектной глубиной 5000 м.

    Структурной основой для заложения скважины 95 послужила карта по отражающему горизонту Б масштаба 1:100000, полученная в результате обработки материалов сп 24, 30/73-74 г.

    Целевым назначением глубокой поисковой скважины явились поиски залежей нефти и газоконденсата в глубоких горизонтах нижней части неокомского комплекса осадков и юрских отложениях.

    Скважина пробурена в 1978 г. до глубины 3714 м. Бурение было остановлено почти у самой кровли тюменской свиты.

    При опробовании песчано-алевритовых пород пласта Ач3-4 ачимовской толщи в интервале 3555-3572 м получили фонтан газоконденсата (Qг=165.34 тыс. м3/сут.; Qст.к.=83.09 м3/сут. на 8.2 мм штуцере). Одновременно было подтверждено наличие в ачимовских отложениях аномально высоких пластовых давлений (60,63 МПа).

    Таким образом, скважина 95 явилась первооткрывательницей нефтегазоконденсатной залежи пласта Ач3-4 берриас-валанжинских отложений. По каротажу ачимовская толща продуктивна до подошвы.

    Бурение скважины 95 проводилось буровым мастером Иваник Ф.В., испытание ачимовских отложений проводилось в 3 объекте (интервал 3555-3572 м) начальником смены РИТС Уренгойской НРЭ – Кудимовым А.Н., мастером по испытанию скважин – Билащук В.В., геологом Колмаковым Н.П., представителем ЦЛ Главтюменьгеологии – Желтовским В..

    Главным геологом Уренгойской экспедиции в это время был Мельников В.М., главным инженером – Царегородцев Е.П., начальником экспедиции – Яровой Ю.Е.

    Большой вклад в изучение ачимовских и меловых отложений, атакже в поисковые работы на юрские отложения внесли работники объединения ПГО «Уренгойнефтегазгеология» и его руководители в том числе:

    • Генеральный директор – Палашкин Н.П.
    • Главный геолог – Брехунцов А.М.
    • Главный инженер – Яснев Н.И.

    Основной объем поисково-разведочного бурения на ачимовские отложения приходится на 1979 – 1992 годы. Геологоразведочные работы велись силами Уренгойской, Ново-Уренгойской, Верхне-Пуровской нефтегазоразведочных экспедиций, Уренгойской НГРЭ по испытанию скважин, ПГО «Уренгойнефтегазгеология», а также Украинской НГРЭ ПГО «ЗапУкргеология».

    Ачимовский нефтегазоносный комплекс выделяется в объёме одноимённой толщи, залегающей в основании сортымской свиты.

    Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовавшиеся в условиях лавинной седиментации и представляющие собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов

    • Ач6 – БУ20
    • Ач60 – БУ19
    • Ач5 – Бу18
    • Ач3-4 – БУ17
    • Ач1-2 – БУ16

    Нефтегазоносный резервуар пластов Ач6 и Ач60 развит на восточном склоне Уренгойского мегавала, Ач5 захватывает восточную присводовую и восточную части мегавала, Ач3-4 преимущественно в сводовой части и уходит на Самбургскую и Северо-Самбургскую площади, Ач1-2 развит на западном склоне Центрально-Уренгойского малого вала.

    Ачимовские песчано-алевритовые образования распространены в виде линз, объединяющиеся в полосовидные зоны, протяженность их с юга на север составляет 170-180 км, ширина до 30-40 км.

    Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литологическими и тектоническими экранами.

    Высота залежей достигает 480-490 м, в том числе, газовая часть – 260 м, нефтяная до 230 м.

    В пределах полосовидных зон обособляются изометричные участки увеличенных толщин песчано-алевритовых пород, так называемые «депоцентры», ведущим факторм в формировании которых явилось наличие крупных аллювиально-дельтовых систем, которые поставляли песчаный материал с восточного обрамления Западно-Сибирской геосинеклизы вглубь бассейна седиментации.

    Улучшенные коллекторские свойства приурочены преимущественно к зонам повышенных толщин резервуаров, которые генетически связаны с центральными частями конусов выноса турбидитовых потоков.

    Большой проблемой при поисково-разведочных работах на ачимовские отложения явилось наличие аномально высоких давлений (до 62 МПа и более) и температур (от 100-115оС).

    Сложное строение ачимовских отложений и залежей УВ в них, наличие АВПД и высоких температур было преодолено на российских и советских технологиях без всякой помощи западных технологий, на российском оборудовании и приборах для промысловогеофизических исследований.

    Основной объем поисково-разведочных работ на ачимовские отложения выполнен ПГО «Уренгойнефтегазгеология». Сейчас разведочные работы проводят ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «АРКТИКГАЗ», ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз», ООО «Севернефть – Уренгой», ООО «НОВАТЭК – Юрхаровнефтегаз».

    В 2004 году по заказу 4 недропользователей (ООО «Уренгойгазпром», ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», ОАО «АРКТИКГАЗ», ООО «Докон»), ОАО «СибНАЦ» создал геологические модели залежей УВ ачимовских, произвёл подсчет запасов газа, конденсата и нефти изащитил их в ГКЗ Российской Федерации.

    Суммарные запасы по категориям АВС1 + С2 составили:

    • газ – 2,85 трлн. м3
    • конденсат (извлекаемые) – 456 млн. т
    • нефть (извлекаемые) – 537 млн. т

    По состоянию на 01.01.2016 года начальные запасы УВ в ачимовских отложениях Уренгойского месторождения АВС1 + С2 составили:

    • газ – 3,3 трлн. м3
    • конденсат (извлекаемые) – 566 млн. т
    • нефть (извлекаемые) – 491 млн. т

    По сравнению с 2004 г. произошло увеличение запасов газа на 450 млрд. м3, конденсата на 110 млн. т.

    В 2011 году была разработана «Единая технологическая схема разработки залежей углеводородного сырья Уренгойского месторождения», утвержденная протоколом ЦКР Роснедра №22-11 от 21.07.2011 г., которая выполнена совместно ОАО «СибНАЦ» и ООО «ТюменНИИГипрогаз».

    Добывной потенциал ачимовской толщи оценивается в более чем 100 млрд. м3 газа в год и 15-20 млн. т жидких углеводородов.

    В условиях падающей добычи на Уренгойском месторождении, запасы ачимовских отложений становятся принципиально важным объектом для сохранения темпов добычи и социальной стабильности.

    По состоянию на 01.01.2015 г. начальные запасы Уренгойского месторождения в сеноманских, неокомских, ачимовских и юрских отложениях по категориям АВС1 + С2 составляют:

    • газа – 12,774 трлн. м3
    • конденсата (извлекаемые) – 701 млн. т
    • нефти (извлекаемые) – 579 млн. т

    По состоянию на 2012 год Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение находится по запасам газа на 3 месте в мире, а

    • на 1 месте – Северный и Южный Парс (Катар, Иран) с запасами газа – 28 трлн. м3;
    • на 2 месте – Галкыныш (Туркмения) с запасами – 21,4 трлн. м3.

    Накопленная добыча на 01.01.2015 года на Уренгойском месторождении составляет:

    • газ – 6,327 трлн. м3
    • конденсат – 95,36 млн. т
    • нефть – 13,76 млн. т

    Остаточные запасы на 01.01.2015 на Уренгойском месторождении составляют:

    • газ – 6,447 трлн. м3
    • конденсат (извл.) – 606 млн. т
    • нефть (извл.) – 565 млн. т

    Более половины остаточных запасов газа – это газ ачимовских залежей, и основная доля запасов конденсата и нефти тоже в ачимовских отложениях.

  • Геологи Уренгоя

    Большой вклад в изучение и поисково-разведочные работы на месторождении внесли работники нефтеразведочных экспедиций, входивших в состав ПГО «Уренгойнефтегазгеология»: Уренгойской НРЭ (1966-1970 гг., Нарыкарская НРЭ), Ново-Уренгойской НРЭ, Верхне-Пуровской НРЭ, Уренгойской нефтегазоразведочной экспедиции по испытанию скважин.

    Руководители экспедиций и объединения «Уренгойнефтегазгеология», которые внесли весомый вклад в разведку Уренгойского месторождения:

    • Брехунцов Анатолий Михайлович, бывший главный геолог и генеральный директор ПГО «Уренгойнефтегазгеология», ныне – Генеральный директор НАО «СибНАЦ»;
    • Левинзон Иосиф Липатьевич – бывший главный геолог и начальник Уренгойской НРЭ, ныне – советник ОАО «НОВАТЭК»;
    • Кекух Сергей Григорьевич – бывший заместитель начальника департамента природно-ресурсного регулирования и развития нефтегазового комплекса администрации Ямало-Ненецкого автономного округа, ныне - сотрудник ОАО «НОВАТЭК»;
    • Козлов Олег Александрович – бывший главный геолог Ново-Уренгойской НРЭ, главный геолог и Генеральный директор ПГО «Уренгойнефтегазгеология», ныне – Генеральный директор ООО «Сибинформгео»;
    • Царегородцев Евгений Павлович – бывший главный инженер Уренгойской НРЭ, главный инженер ПГО «Уренгойнефтегазгеология», ныне – директор Консорциума геологоразведочных предприятий «Тюменьгеология»;
    • Глебов Николай Дмитриевич – бывший буровой мастер Уренгойской НРЭ, ныне – пенсионер;
    • Атнагулов Марс Баталлович – бывший мастер по испытанию скважин Уренгойской НРЭ, главный инженер Уренгойской нефтегазоразведочной экспедиции по испытанию скважин, ныне – пенсионер;
    • Пономарёв Василий Александрович – бывший главный геолог Уренгойской НГРЭИС, бывший начальник Управления геологии, разработки и лицензирования недр ОАО «Газпром», ныне – советник «Винтерсхалл Руссланд Гмбх»;
    • Мельников Николай Григорьевич – бывший начальник Уренгойской НГРЭИС, ныне – пенсионер;
    • Гаджиев Салех Бахшалиевич – бывший главный геолог ПГО «Уренгойнефтегазгеология», генеральный директор ОАО «Уренгойнефтегазгеология», ныне – пенсионер;
    • Гиря Иван Яковлевич – бывший начальник Нарыкарской НРЭ, главный технолог Главтюменьгеологии, ныне – пенсионер;
    • Греков Александр Николаевич – бывший буровой мастер Уренгойской НРЭ, главный инженер ОАО Уренгойнефтегазгеология, ныне – пенсионер;
    • Жерж Александр Михайлович – бывший начальник Уренгойской вышкомонтажной конторы, ныне – пенсионер;
    • Титов Виктор Павлович – бывший главный геолог Уренгойской НГРЭИС, ныне заместитель главного геолога по ГРР ООО НОВАТЭК –ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ;
    • Калинин Александр Николаевич – бывший главный инженер, начальник Уренгойской НРЭ, генеральный директор ОАО Уренгойнефтегазгеология, ныне – пенсионер;
    • Капустин Юрий Иванович – бывший главный инженер Уренгойской геофизической экспедиции, ныне – пенсионер.

    В 2004 году работниками ОАО «СибНАЦ был выполнен подсчёт запасов УВ Уренгойского месторождения в отложениях неокома (пласты БУ16-18), ачимовских отложениях и юре (ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4).

    Руководил работами по подсчёту запасов Координационный комитет под председательством генерального директора ОАО «СибНАЦ» Брехунцова А.М.

    Члены Координационного комитета

    Кекух
    Сергей Григорьевич

    первый заместитель начальника департамента природно-ресурсного регулирования и развития нефтегазового комплекса Администрации автономного округа;

    Кучеров
    Геннадий Георгиевич

    заместитель генерального директора, главный геолог ООО «Уренгойгазпром»;

    Пономарев
    Андрей Александрович

    руководитель Комитета природных ресурсов по Ямало-Ненецкому автономному округу;

    Рябов
    Владимир Петрович

    заместитель генерального директора по разработке ЗАО «Роспан Интернешнл»;

    Стучинский
    Александр Михайлович

    заместитель генеральног директора ООО «Докон»;

    Туренков
    Николай Александрович

    заместитель генерального директора, главный геолог ООО «ТюменНИИНипрогаз»;

    Эгамназаров
    Худойназар Эгамназарович

    директор департамента геологии, разработки и добычи ОАО «Арктикгаз»
    Авторы отчета сотрудники ОАО «СибНАЦ»
    Михайлова Н.А. Начальник отдела геологического моделирования;
    Жидков А.В. Главный геофизик отдела геолого-геофизического анализа и моделирования;
    Козубовский А.Г. Начальник отдела испытания скважин;
    Федорцов В.К. Заместитель директора департамента геологии.