Для ЯНАО проект по строительству нефтепровода Заполярье — Пурпе стал драйвером развития добывающей отрасли на данных территориях. Реализация проекта предусматривала с помощью магистрали обеспечить специалистам доступ к трубопроводам, объединенным в систему, повысить активность при освоении ресурсов региона. Нефтепровод является развивающейся, инновационной структурой, привлекательным инвестиционным проектом для новых нефтяных компаний. Уже вовлеченные в работу компании занимаются планомерным наращиванием объемов добычи.
У ГНПС № 1 «Заполярье» статус самой северной нефтеперекачивающей станции в трубопроводной системе компании «Транснефть». В ее ведении свыше 80 км по трассе МН Заполярье — Пурпе. Предназначение станции — в обслуживании линейной части, где состоит запорная арматура, подводные переходы для преодоления водных преград, включая комплекс малых водотоков. Трасса имеет опоры надземной прокладки в количестве 3915 единиц. Грунт на территории закрепляется термостабилизаторами, количество которых превышает 18 тыс. ед. [3].
Значимой для региона территорией нефтедобычи является участок Мессояхских месторождений. Сегодня устранена ошибка геологов времен СССР: тогда специалисты были уверены в единстве Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений, ввиду того, что они соседствуют на Гыданском полуострове. Структура получила название «Средне-Мессояхская», по имени реки, которая пересекает территорию.
В период 1970-х годов специалисты сейсморазведки способствовали открытию гигантского месторождения, где выделены два купола: Западный и Восточный. В те же годы в центре месторождения была пробурена скважина. Однако в ней ничего не оказалось.
Открытие газового пласта на Западно-Мессояхском месторождении приходится на 1983 год. Усилиями Тазовской нефтегазоразведочной экспедиции в 1990 году после испытания скважины № 35 произошло открытие залежи с нефтью. Тогда же был высоко оценен потенциал второго самостоятельного месторождения, на востоке. Впрочем, в дальнейшем разработка залежей на месторождениях была приостановлена.
Если оценивать запасы только Восточного месторождения, то их объемы превышают 340 млн. т. (что приходится на нефть) и и 113 млрд. куб. м. газа (газовый конденсат).
У Западного и Восточного месторождений отмечают сложность геологического строения. Как уже отмечалось, расположение Мессояхской группы — полуостров Гыдан. Исследование этой труднодоступной и суровой территории продолжается и в настоящее время. Установленное нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции позволяет причислить оба месторождения к Мессовскому нефтегазоносному району Гыдана.
Проанализированные геолого-геофизические данные подтверждают, что месторождения отличаются многопластовостью, залежи выстроены блоками, ввиду того, что разрез нарушен. Практически все залежи также отличаются многофазностью углеводородов. Отсутствует однородность продуктивных горизонтов, выдержка в отношении площади и разреза.
В тектоническом аспекте территорию Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений считают частью Среднемессояхского вала, который расположен на Мессояхской гряде. Гряда пересекает Западно-Сибирский мезозойско-кайнозойский осадочный бассейн, с последующим разделением его на 2 части. На севере это Енисей-Хатангская область, на юге — Большехетская область седиментации. Сейсморазведочная деятельность для анализа мегаструктуры, проводилась на 12 км вглубь. Таким образом было изучено гетерогенное основание (из герцинидов, каледонидов, байкалидов), которое соотносится с Западно-Сибирской геосинеклизой и Гыдано-Енисейским блоком [2].
Среднемессояхский вал имеет обширные размеры (30 х 110 км). Именно здесь сосредоточение залежей углеводородов, как уже открытых, так и прогнозируемых. На этом участке существуют условия для образования тектоно-седиментационной системы, которая становится фундаментом нефтегазового месторождения-гиганта с многочисленными ярусами, сформированными в триасовом, меловом периоде (на глубину разреза до 8 км) [2].
Нижний и верхний отделы представлены осадочными породами в отложениях мела. При этом специалисты отмечают, что отделы не разделены в достаточной степени в литологическом аспекте. Меловая система рассматривается через надгоризонты, оцениваемые как крупные седиментационные циклы. Нижнемеловые и сеноманские отложения верхнего мелового периода известными двумя значительными надгоризонтами — зареченским и покурским.
Сущность зареченской серии — в объединении морских песчано-алеврито-глинистых осадков, чей возраст приближается к берриас-раннеаптскому периоду. По составу это преимущественно песчаные материалы с пластами, мощность которых максимально достигает 12 м. Расположение вала приходится на Уренгойский, Тазовский, и Малохетский фациальные районы, и это определяет переходный тип разреза, с нижнемеловыми отложениями в его структуре. Если же рассмотреть литолого-стратиграфические показатели вала, то его нужно соотносить с Тазовским фациальным районом. Зареченская серия состоит из мегионской, заполярной и малохетской свиты.
Анализ мегионской свиты. Среди отложений находятся аргиллитоподобные глины и алевритистые отложения с песчаниками. На востоке территории число песчаников максимальное. Свод вала отложения на данной свите отсутствует, что объясняется ранненеокомским размывом в пластах БУ15-БУ22. Наиболее развиты те из пластов на валу, где есть условия, чтобы стать стратиграфическими углеводородными ловушками. Специалисты отмечают их перспективность для добычи ископаемых. Уровень мощности свиты, которая предсказана расчетами специалистов, в каждом полном разрезе достигает 700 м.
Анализ заполярной свиты. В отложениях чередуются сероцветные песчаники и алевролиты, где также выделяются глинистые прослои с детритом от растительности, отпечатками корневой системы флоры. Верхняя часть свиты отличается глинами, которые схожи с обнаруженными на участке Уренгойского фациального района.
Спорово-пыльцевые комплексы, само положение в разрезе являются индикаторами возрастного периода. Стоит отметить, что на валу в нижних пластах БТ8-БТ5 наблюдается выклинивание, ввиду того, что отложения были накоплены преимущественно в валанжинский период. Если говорить о мощности свиты, то она достигает 520 м.
Анализ ереямской свиты. В залегании обнаруживаются разнообразные пласты, которые принадлежат и заполярной свите. Обычно, это песчаники, мелкосреднезернистые, где также встречаются алевриты и бурые глины.
Отмечается наличие линз и продуктов диагенеза торфа. Основание свиты состоит из пласта, где выделяются сцементированные разности. Подтверждение датировки баррем-аптским периодом получено после изучения растительности и спор. Уровень мощности неоднороден, максимально достигает 380 м.
Для покурской серии характерно объединение значительной толщи, где представлены сероцветные алевриты и пески, чье происхождение или континентальное, или озерно-аллювиальное. Фиксируется четкость кровли, с разграничением алеврито-песчаных отложений в сеномане, и перекрытием их глинистыми осадками туронского яруса, что представляет собой отчетливый литолого-стратиграфический репер, определяющий сейсмоотражающий горизонт (обозначение — индекс «Г»). На Мессояхском валу объем покурской серии наиболее значительный на той же свите.
Анализ покурской свиты. В основном она состоит из кварц-полевошпатовых песков и песчаников с глинистыми прослоями серого цвета, присутствуют также полимиктовые. Свита известна обильным детритом, из обугленных растений, присутствуют также линзы и бурый уголь.
Установлению позднего апт-сеноманского возраста способствовали комплексы со спорами и пыльцой, само положение свиты. Величина ее мощности может достигать 760 м. Сеноманская часть, соседствующая с кровлей, на Средне-Мессояхском участке богата большими нефтегазовыми ресурсами. Контроль объемов осуществляется посредством Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятия.
Для дербышинской серии характерно объединение верхнемеловых отложений. Сеноман сюда не входит. Серия формировалась в условиях, сопровождающих морскую трансгрессию. Этот процесс растянулся на весь турон-маастрихтский период. В серии встречаются, как свидетельствует практика, серо-цветные глины, где обнаружены прослои с алевролитами и песчаниками. Величина мощности — приблизительно 900 м.
Региональная стратиграфическая схема, составленная в начале 90-х, местонахождение Средне-Мессояхского участка относит к Тазовскому фациальному району. Серия представлена кузнецовской, часельской и танамской свитами.
Анализ кузнецовской свиты. Специалисты отмечают ее существенную трансформацию с литологической и стратотипической точки зрения. Она также отличается четырьмя заметными, обособленными пачками. Для нижней характерны серые и буро-черные нефтяные глины. Уровень ее толщины может доходить до 10 м. Для второй пачки характерны зеленые глины и алевриты. Чем ближе кровля, тем чаще встречаются алевриты. Это означает, что разграниченность с соседней пачкой не бывает выраженной. Уровень толщи может доходить до отметки в 50 м.
В третьей пачке переслаиваются серые алевролиты и песчаниковые, слабослюдистые с вкраплениями глинистого зеленоватого песка. Уровень толщи неоднородный: минимальный в районе на Западно-Мессояхского, и максимальный, до 130 м на участке Маломессояхского, поднятия. Отложения, относящиеся к туронским, если рассматривать Заполярное, Южно-Русское и Харампурское месторождения, содержат сухой газ в промышленных объемах.
На северном и восточном направлении происходит последовательное вклинивание пачки, там замещаются отложения, которые состоят для вышеописанной пачки из алевритов и песков. По мощности кузнецовская свита на Средне-Мессояхском участке измеряется в диапазоне 100- 220 м.
Анализ часельской свиты. Для нее характерна структура из двух подсвит. В нижней находятся темные серые алевритистые глины, где встречаются прослои. Кровля известна содержанием серых, кремнистых пород, это, как правило, силициты, отличающиеся значительной плотностью. Это место, обозначаемое как литологический и электрокаротажный репер «А».
Это также надежный сейсмоотражающий горизонт (индекс «С»). Уровень мощности подсвиты может достигать 204 м. Для верхней подсвиты характерны темно-серые аргиллитообразные глины и серые плотные глинистые алевриты. Таким образом, разрез отличается богат глинами, алевритами, которые обособляют пачки в количестве 4 единиц, чья толщина максимально достигает 120 м. Стратиграфически по объемам специалисты отмечают ее равнозначность с верхнеберезовской подсвитой и ганькинской свитой, которая выделена в соседнем Уренгойском фациальном районе. Уровень мощности составляет 550 м.
Анализ танамской свиты. По своим характеристикам во многом совпадает с свитой, относящейся к верхнему меловому периоду, однако последняя состоит из глинистых структур, здесь же встречаются песчаники и алевриты с глинистыми прослоями. Определение маастрихтской возрастной градации происходило после изучения аммонитов и других организмов. Уровень мощности может достигать 140 м.
Для палеогеновой системы типичны отложения, где в изобилии песчаные, алевритовые, глинистые и кремнистые элементы морского и прибрежного происхождения. В системе объединены определенные отделы (в результате образуется называевская серия с двумя свитами). Тибейсалинская и люлинворская изучены в недостаточной степени, ввиду их слабой сохранности.
Анализ тибейсалинской свиты. Нижняя часть преимущественно имеет темно-серые углистые глины, где есть линзовидные алевритовые прослои, в составе. Иногда могут попадаться песчаники. Большая часть верхней части содержит алевриты с песчаными породами, мелкозернистыми, с кварц-полевошпатовыми элементами, с частичной каолинизацией. Уровень ее мощности может достигать 270 м [2].
Анализ люлинворской свиты. Среднемессояхский вал практически не сохранил отложений в данном периоде. Однако по определенным критериям, в частности, литологическим, возможно выделение трех подсвит. В нижней встречаются опоки и опоковидные глины, в средней — диатомиты и в верхней — диатомовые глины.
Установлению эоценового возраста предшествовало изучение комплексов организмов и растительным фрагментам. Уровень мощности может достигнуть 160 м. Также характерно отсутствие неогеновых отложений. В четвертичных образованиях обнаружены морские и ледниково-морские глинистые пески с гравием, галькой, верхняя часть — это аллювиальные и озерно-аллювиальные супеси и песчанистые глины, где может встречаться детрит. Уровень мощности колеблется в диапазоне от 35 до 150 м.
Геологическое строение представлено дизъюнктивными дислокациями, которые расположены на валу. Среди превалирующих структурных элементов выделяется наличие горстов и грабенов. Сбросы способствуют образованию разрывных смещений. Сброс представлен зонально, на больших площадях, в его пределах располагаются посерийно ступенчатые разрывы, сложные крупные трещины. Исследуемые месторождения — территория для того, чтобы детально изучить характеристики значительных палеоразмывов. Последние определили, каким образом на валу будут располагаться поровые и пластовые давления [1].
Из вышесказанного становится понятно, чем предопределена сложность гидрогеологических условий в районе изучения. Территория Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, при сопоставлении со схематическим изображением, где зафиксирован ряд водонапорных систем (ВНС) естественного происхождения, что соотносятся с Омско-Гыданской зоной по своей структуре (ОГСЗ) [3].
Эта зона структурно имеет межблоковый характер, где чередуются компрессионные и депрессионные районы, что представляет собой существенное отличие от соседних, с запада и востока, ВНС. Первая, соответственно, относится к элизионным литостатическим, вторая — инфильтрационная. Именно тут отмечается активный элизионный водообмен. Кроме того, особенности гидрогеологических условий во многом объясняются тектоническими процессами, в результате которых или на участки поступали глубинные воды, или впитывались (прежде всего, в район глубокого горизонта и основания) пластовые воды.
В рамках ОГСЗ здесь отмечаются многочисленные обширные гидрогеодинамические аномалии. На севере было зафиксировано давление в пласте, с превышением гидростатического в 1,8 раза. Сегодня, как констатируют специалисты, развитие указанной зоны происходит при напряжении, которое может быть как латеральным, так и вертикальным.
При рассмотрении месторождений, также важно оценить собственно северо-восток в Западно-Сибирском мегабассейне как участок со сложной структурой. Мегабассейн [4] может подразделяться на бассейн, относящийся к кайнозою, мезозою и палеозою. Это три бассейна с разнящимися характеристиками. В частности, гидрогеологический бассейн кайнозоя в настоящем исследовании остается за его рамками ввиду того, что оно посвящено глубоким нефтегазоносным горизонтам.
Мезозойский гидрогеологический бассейн, в свою очередь, отличается апт-альб-сеноманским, неокомским и юрским комплексом с содержащейся в них термальной минерализованной водой [5], при этом сам водообмен очевидным образом затруднен.
Резюмируя, следует отметить, что для Мессояхских месторождений, на Гыдане характерна сложнейшая геологическая структура, где встречаются разнообразные пласты, залежи выстраиваются блоками, а продуктивные горизонты не имеют однородности. При анализе геолого-геофизических данных было установлено, что каждое из месторождений — часть Среднемессояхского вала, который ограничен Мессояхской грядой, пересекающей Западно-Сибирский мезозойско-кайнозойский осадочный бассейн с севера.
По своим геологическим характеристикам вал отличается дизъюнктивными дислокациями, которые выражаются в виде горстов и грабенов. Образование данных структурных элементов происходило в результате разрывных смещений, под которыми подразумеваются прежде всего сбросы. Изучаемые месторождения известны мощными палеоразмывами, в связи с чем поровые и пластовые давления располагаются специфическим образом.
Таким образом, необходимо подчеркнуть сложность гидрогеологических условий в районе изучения, несомненна принадлежность месторождений к территориям, где располагается геодинамическая ВНС, представленная Омско-Гыданской структурной зоной (ОГСЗ). Последняя, в свою очередь, представляет собой межблоковую зону, в которой чередуются компрессионные и депрессионные участки. В рамках ОГСЗ зафиксированы многочисленные и значительные гидрогеодинамические аномалии, в частности, возникает давление в пласте, которое может превысить величину гидростатического в 1,8 раза.
Литература:
- Керимов В. Ю., Шилов Г. Я., Скрипка А. А. Влияние АВПод на нефтегазоносность разрезов Западно- и Вос-точно-Мессояхского месторождений / Геология, геофизика и мониторинг месторождений нефти и газа. — М.: Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина, — 2010. — № 3. — С. 7–13.
- Кулишкин Н. М., Харитонов В. В. Новые данные о геологическом строении и нефтегазоносности Мессоях-ской гряды на севере Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2012. — № 1 (19). — С. 39–48.
- Мессояха. Как добывается нефть на севере России // Газпром Нефть. — 2018. — [Электронный ресурс]. — URL: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/special-projects/messoyakha (дата обращения: 25.09.2024)
- Сальникова Ю. И., Абдрашитова Р. Н., Бешенцев В. А. Гидрогеохимические условия Западно-и Восточно-Мессояхского месторождений //Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2017. — №. 2. — С. 28–35.
- Сальникова Ю. И., Бешенцев В. А. Природные условия и результаты подсчета запасов подземных вод для обеспечения системы ППД на Западно-Мессояхинском и Восточно-Мессояхском НГМ // Горные ведомости. — Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2016. — № 7. — С. 32–41.
