Уренгойское газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г. поисковой скв. № 2. Оно расположено в 50 км к западу от пос. Уренгой и в 130 км к северо-западу от пос. Тарко-Сале.

Уренгойское поднятие было выявлено региональными геофизическими исследованиями. В 1965-1966 гг. на выявленном поднятии были поставлены площадные сейсморазведочные работы c целью поисков и подготовки структуры под глубокое бурение. Первоначально сейсморазведку провели редкой сетью профилей (5-9 х 15-34 км) в южной части предполагаемого крупного поднятия. Учитывая наметившиеся значительные размеры этого поднятия и высокую перспективность площади, до завершения сейсморазведочных работ в южной части структуры была пробурена первая скважина, которая и явилась первооткрывательницей месторождения.

В геологическом строении месторождения принимают участие юрские, меловые, неогеновые и четвертичные отложения. Мощность осадочного чехла по данным геофизических исследований 6000-7000 м, из которых около 1500 м приходится на отложения тюменской свиты.

Месторождение приурочено к крупному антиклинальному поднятию, находящемуся в центральной части Уренгойского мегавала, и представляет собой по кровле сеномана пологую симметричную брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, осложненную двумя куполами - южным, Уренгойским, с амплитудой 220 м и северным, Ен-Яхинским, с амплитудой 80 м. Складка имеет протяженность более чем 200 км и ширину 25-30 км (рис. ). По нижнемеловому комплексу в пределах Уренгойской складки выделяется северный купол, центральная приподнятая зона, осложненная двумя куполами - северным и южным, и южный купол.

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями сеноманского, аптского, готеривского и валанжинского ярусов. Сеноманский продуктивный горизонт залегает на глубине 1040 м в своде поднятия и представляет собой толщу переслаивания песчано-алевролитовых и глинистых, пород мощностью до 218 м. Покрышкой залежи являются Глинистые породы турон-датского и палеоценового возрастов общей мощностью до 670 м. Коллекторами газа являются песчаники, пески и алевролиты. Мощность коллекторов 3-152 м при мощности отдельных прослоев от 0,4 до 21 м. Эффективная мощность 18,6-79,7 м. Максимальная газонасыщенная мощность в сводовой части 211 м. Пористость изменяется от 10 до 43,9%, среднее ее значение 27%, проницаемость - от 3 до 5600 мД, составляя в среднем около 500 мД. По промысловым данным, проницаемость составляет 303-8660 мД.

Наилучшими коллекторскими свойствами характеризуются породы в сводовой части структуры. При испытании сеноманских отложений получены притоки газа дебитами 86-1408 тыс. м³/сут на 16-25,5-мм штуцере. Начальное пластовое давление 122,5 кгс/см². При испытании экспериментальной скважины получен фонтан газа с дебитом 4 млн. м³/сут на 63,5-мм штуцере при депрессии 2,7 кгс/см². Газо-водяной контакт имеет наклон с юга на север от -1187 до -1199 м и охватывает Уренгойскую и Ен-Яхинскую складки. Оощая длина залежи 167 км, ширина в пределах Уренгойской складки 23-28 км, а на Ен-Яхинской площади до 35км. Высота залежи 211-95 м. Газовая залежь пластово-массивная, водоплавающая. В отложениях готерива и валанжина выделяется две толщи: нижняя - преимущественно глинистая мегионская свита валанжинского возраста и верхняя - алеврито-песчаная, охватывающая низы аналога вартовской свиты готеривского возраста. Продуктивные отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин и характеризуются резкой литологической изменчивостью пласта-коллектора. Мощности песчаных пачек достигают 100 м, а глинистых пластов, разделяющих эти пачки, 15-100 м. Количество и мощности песчаных прослоев увеличиваются по направлению от южного (скв. 1, 58, 34) к северному куполу (скв. 7, 17) при одновременном сокращении мощностей глинистых разделов. В отложениях нижнего мела в изученной части разреза выявлено четыре газоконденсатных залежи, в отложениях валанжина - четыре (БУ₁₀, БУ₁₁, БУ₁₂, БУ₁₄), в отложениях готерив-баррема - пять (БУ_1-2, БУ_5-6, БУ₈ и БУ₉) и в отложениях апт-альба две залежи. Залежи, приуроченные к пластам БУ₈ и БУ₁₁, имеют нефтяныеоторочки. Предполагается гидродинамическая связь пластов БУ₈ и БУ₉ и пластов БУ₁₀ и БУ₁₁.

Из аптских отложений получены фонтаны газа с дебитом 1 млн. м³/сут. В отложениях готерив-валанжина дебиты газа составили 30-820 тыс. м³/сут. Дебит нефти в пласте БУ₁₁ составил 31,4 м³/сут, в пласте БУ₈ - 160 м³/сут на 15-мм штуцере. Плотность нефти 0,849 г/см³, содержание парафина 8,54%, серы 0,04%.

Пласт БУ_1-2 содержит газоконденсатную залежь на северном куполе. При испытании скв. 17, 80 и 83 рабочие дебиты газа составили 210-613 тыс. м³/сут. Пласт имеет эффективную мощность 23 м, пористость 18%.

ГВК проводится по отметке -2292 м. Пластовое давление 228 кгс/см². Залежь имеет размеры 18 х 7,5 км. Содержание конденсата в газе 74 г/м³.

Газоконденсатная залежь пласта БУ_5-6 вскрыта на северном куполе в скв. 17 и 80. При испытании в скв. 80 интервала 2386-2394 м дебит газа на 16-мм штуцере составил 233 тыс. м³/сут. Пластовое давление в залежи 235,7 кгс/см². Пласт имеет эффективную мощность 15 м, пористость 7%. ГВК проводится по отметке -2426 м. Размер залежи 13х6,5 км. Содержание конденсата в газе 118 г/м³.

Усть-Балыкское нефтяное месторождениерасположено к западу от г. Сургут, в долине Оби, около г. Нефтеюганска. Оно приурочено к Усть-Балыкскому и Солкинскому локальным поднятиям, выявленным сейсморазведочными работами МОВ в 1959 г. в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Простирание его субмеридиональное. Амплитуда по отражающему горизонту «Б» равна 125 м. Вверх по разрезу она уменьшается и по отложениям талицкой свиты (палеоцен) составляет 15 м. На южной периклинали амплитуда равняется 45 м, но на северу изогипсы раскрываются в сторону Быстринского поднятия. Поисковое бурение в пределах Солкинского (скв. № 61) и Усть-Балыкского (скв. № 62) поднятий начато в 1962 г. Месторождение открыто в 1961 г. первой поисковой скважиной № 61.

Фундамент вскрыт двумя скважинами и представлен серпентинитами. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 10 м. На фундаменте и коре выветривания залегают породы низов тюменской свиты. Выше вскрыты верхнеюрские, меловые и палеогеновые отложения, неогеновые отсутствуют, и на породах журавской свиты (верхний олигоцен) залегают четвертичные осадки мощностью до 30 м. Общая мощность осадочного чехла Усть-Балыкского месторождения 3060-3300 м.

На месторождении выявлено 14 залежей нефти в пластах Ю₂, БC₁₉, БС₁₀, БС₉, БС₈, БС₅, БС₄^’’, БС₄^’, БС₄, БС_2-3, БС₁ и АС₇ на глубинах от 1920 до 2696 м. Кроме того, зафиксированы нефтепроявления в пластах Ю₀, БC₂₀, БС₂₁ и БС₇ (юрские, валанжинские и барремские отложения).

Залежь пласта Ю₂ (нижний келловей) приурочена к верхам тюменской свиты (чередование песчаников, алевролитов и глин). Покрышкой залежи являются глинистые породы абалакской, баженовской и низов мегионской свит общей мощностью 80-120 м. Дебит нефти (скв. № 532) составил 7-15 м³/сут. при динамическом уровне 700 м. Залежь массивная, с возможными литологическими экранами, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БC₁₉ (берриас) относится к ачимовской толще мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин). Открытая пористость песчаников 15-20%, проницаемость 1,5-26,4 µD. Покрышкой служат глинистые породы мегионской свиты мощностью 140-150 м. При испытании пласта в скважине № 76 из интервала 2499-2517 м при динамическом уровне 1240 м получено 16 м³/сут. Отмечались кратковременные выбросы нефти дебитом до 600 м³/сут. ВНК условно проводится на абсолютной отметке -2500 м. Высота залежи – около 75 м. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном, малодебитная, с коллекторами порового, возможно трещинного типа.

Залежь пласта БC₁₀ восточная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин, количество которых увеличивается к своду поднятия). На крыльях Усть-Балыкской структуры отмечается глинизация кровли поднятия. Открытая пористость песчаников ~23%, проницаемость - 460 µD. Покрышкой служат глинистые породы чеускинской пачки мощностью до 30 м. Дебиты нефти через 8 мм штуцер - 1,3-65 м³/сут., пластовое давление – 243 кгс/см². Температура в залежи – 74-78⁰С. ВНК определен на отметке -2395 м. Высота залежи – 160 м. Залежь пластовая, осложненная литологическим барьром вверх по восстанию и по простиранию пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа, На юге она объединяется с Мамонтовским месторождением. Нефть в пласте БC₁₀ нафтеново-ароматическо-метановая. Плотность нефти увеличивается от наиболее приподнятых участков ловушки к ВНК от 0,881 до 0,885 г/см³. В этом же направлении уменьшается газовый фактор от 60 до 50 м³/т, увеличивается содержание серы от 1,0 до 1,47 %, суммы силикагелевых смол и асфальтенов – от 10 до 12 %.

Залежь пласта БC₁₀ северо-западная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин) и распространена в северо-западной части Солкинского поднятия. Незначительные притоки нефти из этого пласта получены в скважине № 81. ВНК условно проводится на абсолютной отметке -2300 м. Высота залежи – около 20 м. Коэффициент заполнения ловушки нефтью равен единице. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном вверх по восстанию пласта, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БC₁₀ западная (валанжин) приурочена к верхам мегионской свиты (песчаники с прослоями алевролитов и глин) и распространена в северо-западной части Усть-Балыкского поднятия. Небольшие притоки нефти из пласта БC₁₀ получены в скважине № 502. ВНК ориентировочно проводится на отметке -2300 м. Высота залежи – около 15 м. Коэффициент заполнения ловушки нефтью равен единице. Залежь пластовая, осложненная литологическим экраном вверх по восстанию пласта, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₉ (валанжин) приурочена к низам вартовской свиты. Пласт представлен алевролитами с прослоями песчаников. Количество последних увеличивается к своду Усть-Балыкского поднятия. В северном направлении отмечается глинизация пласта. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Покрышкой служит пласт глин мощностью 20-30 м. Дебит в скважине № 63 при работе на 9 мм штуцере равен 48 м³/сут. Пластовое давление – 225-229 кгс/см², температура – 71⁰С, газовый фактор - 114 м³/т. ВНК условно проводится на отметке -2196 м. Высота залежи – 12 м. Залежь пластовая, сводовая, осложненная литологическим экраном по простиранию пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₈ (валанжин) приурочена к тепловской пачке вартовской свиты. Залежь имеется только в пределах Солкинского поднятия. На Усть-Балыкской структуре несмотря на более высокое залегание пласта нефти не зафиксировано. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и известняков. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью до 20 м. В скважинах №№ 69 и 70 при переливе из пласта получено 0,12-2,4 м³/сут. нефти и 1,8-13,0 м³/сут. воды. ВНК определяется на абсолютной отметке -2193 м. Высота залежи – около 10 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₅ (готерив) залегает в низах устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. Открытая пористость песчаников – 22-25 %, проницаемость – до 300 µD. Покрышкой служит пласт глин мощностью 5-12 м. Пласт нефтенасыщен только на Усть-Балыкском поднятии. Дебит – от 11 до 220 м³/сут. Пластовое давление – 213,7 кгс/см², температура – 69,5 ⁰С. ВНК – на отметке -2073 м. Высота залежи – 6-10 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, средне- и высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₄^’’ (готерив) приурочена к небольшой линзе песчаников мощностью 2 м устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт распространен в сводовой части Усть-Балыкского поднятия. Приток нефти из пласта отмечен в скважине № 63 при совместном испытании с пластами БС₄ и БС₄^’. ВНК – на отметке -2080 м. Высота залежи – около 20 м. Залежь пластовая с литологическим экраном со всех сторон.

Залежь пласта БС₄^’ (готерив) заключена в небольшой линзе песчаников мощностью 1,5 м в сводовой части Усть-Балыкского поднятия. Нефть из пласта получена в скважине № 63 при совместном испытании с пластами БС₄ и БС₄^’’.

Залежь пласта БС₄ (готерив) приурочена к средней части разреза устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками. Открытая пористость их – до 22 %, проницаемость – 200-1200 µD. Покрышкой залежи является глинистый пласт вартовской свиты мощностью до 10 м. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Дебиты нефти при работе на 8 мм штуцере равны 65-200 м³/сут., пластовое давление – 210-216 кгс/см², температура – 63-66 ⁰С. ВНК – на отметке -2073 м. Высота залежи – 28 м. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС_2-3 (готерив) приурочена к верхам устьбалыкской пачки вартовской свиты. Залежь имеется только в пределах Усть-Балыкского поднятия. Пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослоями глин. Открытая пористость их – 20-25 %, проницаемость – 1000 µD. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью до 10 м. Дебит нефти – 120-200 м³/сут., пластовое давление – 207-217 кгс/см², температура – 65-68 ⁰С. ВНК – на отметке -2079 м. Высота залежи – 73 м. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС₁ (готерив) приурочена к устьбалыкской пачке вартовской свиты. Залежь развита в пределах всего Усть-Балыкского поднятия и представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. Открытая пористость песчаников – 20-25 %, проницаемость – 300-1000 µD. Покрышкой залежи служат глинистые породы пимской пачки мощностью до 35 м. Дебиты нефти – 90-200 м³/сут., пластовое давление – 214-217 кгс/см². ВНК – на отметке -2076 м. Высота залежи – 85 м. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа. Залежь едина на Солкинской и Усть-Балыкской структурах.

Нефть в пласте БС₁ нафтеново-ароматическо-метановая. Плотность нефти увеличивается от наиболее приподнятых участков ловушки к ВНК от 0,875 до 0,895 г/см³. В этом же направлении уменьшается газовый фактор от 45-50 до 30-35 м³/т, увеличивается содержание серы от 1,22 до 1,7 %. Сумма силикагелевых смол и асфальтенов увеличивается с запада на восток независимо от структурного плана от 10 до 15-16 %.

Температура в пределах залежи на Усть-Балыкском поднятии изменяется от 65-66 до 68 ⁰С в направлении от наиболее приподнятой части ловушки к опущенной. На Солкинском поднятии температура уменьшается с юго-запада на северо-восток от 70 до 66 ⁰С.

Залежь пласта АС₇ (баррем) относится к средней пачке верхней подсвиты вартовской свиты. Пласт развит только в сводовой части Солкинского поднятия и представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Открытая пористость их – 21-25 %, проницаемость – 4-4680 µD. Покрышкой залежи служит пласт глин вартовской свиты мощностью от 3 до 10 м. Дебит нефти в скважине№ 70 при работе на 6 мм штуцере составил 44 м³/сут. Пластовая температура равна 61,5 ⁰С. ВНК условно принят на абсолютной отметке -1900 м. Высота залежи – около 10 м.