Меловая система (нижний мел):
В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.
Мегионская свита (барриас - нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине № 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.
Вартовская свита (верхний валанжин - готтерив - баррем) подразделяется на три подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ13-БУ39).
Всего в составе нижней подсвиты (верхний валанжин - готтерив) 15 подсчетных объектов.
В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.
безгидратный режим газопромысловая коммуникация
Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргиллиты более темные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.
Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.
Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826 - 897 м.
Верхний мел:
Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.
Толщина отложений 24 - 88 м.
Березовская свита (коньяк - сантон - кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.
Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.
Толщина березовской свиты 255 - 448 м.
Ганькинская свита завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком.
Толщина отложений 204 - 322 м.
Палеогеновая система:
Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.
Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов темно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин.
Толщина свиты 226-274 м.
Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми.
Толщина свиты 153 м.
Четвертичная система:
На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.
Толщина до 145 м.
Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам ("Г", "М", "В", "Б") и данным бурения. По кровле отражающего горизонта "Б" (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.
Размеры поднятия 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.
Особенностью рассматриваемой структуры II порядка является некоторое смещение структурных планов верхних отражающих горизонтов, включая "В"
(пласты БУ15. БУ7) относительно нижележащих горизонтов, "В11", "В2", "В12" (пласты БУ08. БУ11). Это явление обусловлено интенсивным накоплением осадков на западе поднятия за счет бокового заполнения бассейна седиментации осадками шельфовых пластов БУ08. БУ11 и появлением здесь дополнительно клиноформно залегающего пласта БУ48, соответствующего отражающему горизонту "В11". Отмеченное увеличение толщин пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов БУ19. БУ11 в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв.134, 130, 110, 124, 146, 107, 144, где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело между пластами БУ38 и БУ19.
По кровле фундамента отражающий горизонт "А" представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения
Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором - наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500 - 800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9 - 85,3 %.
Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых - от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25 - 45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5 - 10 %).
Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25 - 35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольным карбонатным цементом.
Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности - 0,74.
По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4 - 99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1 - 0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41 - 2,26 %; углекислый газ - 0,04 - 1,17 %; аргон - 0,01 - 0,03 %; гелий - 0,08 - 0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 кДж/м3. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.
В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525 - 3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.
Первый объект включает залежи пластов БУ 31, БУ 32, БУ 42, БУ 51, БУ 53, расположенных только в сводовой части в зоне УКПГ - 3в. По подсчету эффективных газонасыщенных толщин первого объекта наибольшую значимость имеют толщины пласта БУ31. Суммарные толщины по объекту колеблются от 6,8 до 34,6 м, а в зоне размещения эксплуатационных скважин составляет 8,0 - 33,8 м. Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,210 до 132,710 мкм2, коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.
По II эксплуатационному объекту установлены следующие закономерности. В зоне УКПГ-3в все пласты характеризуются литологическим замещением в западном направлении. Пласты БУ 62, БУ 91, БУ 63, БУ 80 в этой зоне в песчаных фракциях развиты в зонах единичных кустов, а в пластах БУ 7, и БУ 93 проницаемые пропластки полностью отсутствуют. Наилучшими толщинами в этой зоне характеризуется пласт БУ 83 со значением 14,0 - 19,4 м. Пласт БУ 81-2 отличается значительной изменчивостью толщин от 4,0 до 15,0 м. Наибольшей толщины прослои в пласте приурочены к нижней части. Пласт БУ 61 в проницаемых прослоях встречается во всех кустах и имеет толщину 1,0 - 4,0 м.