Пространство Пякяхинского месторождения ограничивается северо-восточными территориями в районе Нового Уренгоя. Приблизительно в 240 км располагается новоуренгойская железнодорожная станция, и в 55 км размещается поселок Тазовский.
Современные геологические карты со всей очевидностью подтверждают, что месторождение — крупнейшее в ЯНАО. Его территориальная принадлежность — Большехетская впадина. Эксперты считают, что у региона большие перспективы в отношении масштабов добычи нефтегазовых ресурсов.
Исторически Большехетская впадина изучается с 1950-х гг. на первоначальном этапе были проведены мелкомасштабные (1:1000000) аэромагнитная и гравиметрическая съемка. Полученная дистанционным методом информация способствовала формированию первичных представлений о возрастной градации, структуре с последующим проведением геотектонического районирования на фундаменте и осадочном чехле. Регионализация работ позволила отобрать ряд приоритетных участков, чтобы осуществлять сейсморазведочные работы для изучения ресурсов [2].
Уже в 1960-е гг. в регионе было проведено однократное профилирование МОГТ, чтобы произвести разведку участка. Исследования позволили понять, каким образом сформирован осадочный чехол впадины, моделировать территорию. В тот же временной промежуток был создан ряд схематических структурных карт по ОГ: С (с данными по верхнему мелу), М (с данными по низам верхнего мела), Б (с данными по верхнему юрскому периоду).
Спустя десятилетие масштаб работ был изменен до 1:200000 для проведения гравиразведочных и магниторазведочных работ. В тот же период геологическая структура изучалась более подробно, с использованием региональных профилей МОГТ. Сейсмические исследования приобрели более высокую разрешающую способность, ввиду того, что применялся метод общей глубинной точки. Специалисты получили более детальную картину о том, что представляет собой осадочный чехол. Было произведено построение схематических структурных карт, чтобы выяснить информацию по периодам: С3 (сенон), Г (сеноман), М1(апт), В3 и В4 (неоком), Бя (кровля юры), Бя1, и Бя2 (верхняя юра, волга), Б (верхняя юра), Т2 (средняя юра, аален), Т4 (нижняя юра), Iа, Iб (триас). С 1974 года осуществляется бурение, сопровождающееся образованием Находкинского месторождения.
С 1980-х годов выполнение аэромагнитной съемки осуществлялось в масштабе 1:50000. Сейсморазведка была продолжена, в платформенном комплексе удалось выделить подошву. Исход десятилетия характеризуется активным разведочным бурением, что позволило открыть Южно-Мессояхское, Пякяхинское и Хальмерпаютинское месторождения.
1990-е годы отмечены выделением залежей с так называемой «трудной» нефтью, ачимовскими отложениями. Это произошло на таких территориях как Тазовское куполовидное поднятие, Западно-Хальмерпаютинский структурный нос и Маномъяхинская котловина. Аналогичный комплекс нефтеносных пластов был обнаружен на участке Хальмерпаютинского структурного мыса. Десять лет спустя был исследован юг впадины, там также был выделен ряд ачимовских отложений.
В нач. XXI в. активно изучался комплекс массивных аркообразных складок в Большехетской впадине (речь идет о Находкинском и Западно-Хальмерпаютинском носах и Южно-Мессояхской седловине). Применялось объемное сейсморазведочное исследование. В неокомском и юрском комплексе производились бурильные работы. Проведенные в те годы геологоразведочные работы позволили открыть новые нефтегазоконденсатные месторождения с множеством залежей: Находкинское, Южно-Мессояхское, Пякяхинское, Северо-Хальмерпаютинское, Хальмерпаютинское, Салекаптское, Перекатное.
Открытие Пякяхинского месторождения приходится на конец 1980-х годов. Работы производила Главтюменьгеология. Использовалось преимущественно российское оборудование. Планомерное благоустройство местности началось с 2009 года, ввиду высокой конкурентоспосбности месторождения, его высокого потенциала. На 2015 год объем запасов ресурсов на данной территории приблизился к величине 253 млрд куб. м. газа и 69 млн. т. нефти. Спустя год число скважин превысило отметку в сто единиц.
Планируется провести следующие работы: ввести в эксплуатацию новые скважины в количестве 420 единиц (подавляющая их часть — с нефтью, остальные относятся к нагнетательным и газовым месторождениям), отремонтировать сами существующие скважины, активное применение ресурсно-инновационной стратегии и выполнение требований экологического законодательства (в частности, попутный нефтяной газ утилизируется практически на 100 %, созданы условия для сохранения оленьих троп и т. д.) Также создаются условия для персонала, который требуется на месторождении круглогодично, чтобы обеспечивать бесперебойность работы оборудования в экстремальной обстановке Заполярья, где не только низкие температуры, но и нестабильный грунт и другие, осложняющие добычу, факторы. В частности, периоды нелетной погоды, в которые вертолеты не могут поддерживать сообщение с месторождением. На современном этапе оно является примером реализации концепции так называемого «интеллектуального месторождения».
Работы на доюрском комплексе. Повховское месторождение стало площадкой для вскрытия пород на доюрском фундаменте. Глубина работ составила 3700 м. Установлено, что толщи преимущественно сланцеватые глинистые породы, темно-серые, имеющие косую слоистость. Вскрытая толщина относится к пермско-триасовому периоду [1].
Изучение мезозойской эратемы (MZ), с напластованиями в юрско-меловой толще.
Изучение юрской системы (J), с отложениями в юрской системе на породах, образующих складчатый фундамент. Там могут быть выделены три отдела: от нижнего, среднего до верхнего. В первых двух отделах находятся породы горелой и тюменской свиты.
Состав георгиевской свиты включает морские отложения, аргиллиты темные, наклонно-слоистые, где фауна представлена двустворками [4]. Отложения имеют разную толщину, максимально она достигает 10 м.
При анализе Государственного баланса, в январе 2015 года в категориях АВС1 на позиции начальных геологических запасов состоят ресурсы объемом 758813 тыс. т, на позиции начальных извлекаемых — 278217 тыс. т. Величина коэффициента нефтеизвлечения составляет 0,367.
Исследуемое месторождение в геологическом аспекте сложное, в нем используются различные продуктивные пласты. На январь 2018 год в эксплуатации состоят 9 пластов, где есть залежи нефти. В частности, большинство залежей относятся к отложениям в комплексе БУ 15 2 [3].
Преимущество используются следующие перспективные объекты: БУ 15 2 , Ач, БУ12. Первый из названных — приоритетный, на него суммарно приходится 96 % нефтедобычи. По показателям текущей нефтедобычи он также несомненный лидер.
Анализ продуктивных пластов БУ 15 . Комплекс БВ8 обладает 8 песчаными телами (в границах пластов БУ 15 1 , БУ 15 2 , БУ 15 3 , БУ 15 4 ). Отмечается взаимное перекрытие пластов, в целом строение является косослоистым, с границами по выклиниванию и фациальному замещению пластов-коллекторов, ориентированность которых — на северо-восток. Комплекс БУ 15 располагает регрессивными песчано-алевритовыми пластами, чье строение — черепицеобразное, с меняющейся толщиной.
Анализ продуктивных пластов БУ 12 . Данный продуктивный пласт включает 4 нефтеносные залежи. Этот участок не соприкасается с иными пластами ввиду того, что расположен между толщами глины. Чтобы добраться до комплекса, потребуется преодолеть 262 м, чтобы попасть в коллекторы с ачимовскими отложениями — 65 м. Разработка на данном горизонте обеспечивается гидродинамическим разобщением, чтобы не пересекаться с отложениями других пластов. Однако в части зон происходит пересечение залежей, а частности, между пластами БУ 15 , Ач и БУ 12 [3].
Нефтегазоносность на Пякяхинском месторождении разнообразна по возрастной градации, часть пластов относится к апт-альбскому (ПК 18 0 — ПК 22 ) и к неокомскому периоду (группа БУ). Однако преимущественно разрабатываются залежи на неокомском нефтегазоносном комплексе. При этом апт-сеноманский комплекс имеет свои перспективы, в частности, в покурской свите. Набор пластов в данной свите имеет большую пространственную литологическую изменчивость.
Проведенные литолого-фациальные исследования, отобранные диагностические признаки позволяют установить, каким образом формировались породы в покурской толще при существовавшем тогда уровне седиментации. Структура дельтовых фаций состоит из глинисто-алеврито-песчаных осадков дельтовых проток, постоянными распределительными дельтовыми водотоками, прирусловыми валами, надводной частью дельты с участками заболоченности, остаточными озерами, заливами и равнинами.
Комплекс с распределительными дельтовыми рукавами (скв. № № 2020П, 2002П, 2003П, 2008Р, 2023Р, 222, 514, 523, 15034) представлен следующим образом: в него включены песчаные осадки с алевролитами, чья мощность может достигать 24,9 м, а текстура является косослоистой. Тонкозернистые разновидности отличаются биотурбацией и отпечатками углефицированных корневых систем. Результаты исследований подтверждают, что дельтовый комплекс в ранний покурский период имел достаточно разветвленную систему.
При изучении седиментологической модели данной фации обнаружены высокие палеогидродинамические уровни водной среды (I-II уровень, αпс — 1,0–0,7). Сущность электрометрической модели является аномалией, четырехугольником с пологонаклонной кровельной линией, который находится в зоне отрицательных значений ПС.
Дельтовые протоки по отложениям представляют собой песчано-алевритовые осадки, их текстура, как правило, косоволнистая, косая, в отдельных случаях — субгоризонтальная слойчатая. У первичной текстуры фиксируются осложнения в виде оплывания. Специалисты выявляют биотурбацию, где обнаружены Skolithos, Anconichnus, Planolites и Chondrites, ей содействовавшие. Таким образом, донными организмами была нарушена слоистость первичных структур.
Сущность седиментологической модели представлена высокими палеогидродинамическими уровнями в бассейне осадконакопления (II уровень, αпс — 0,6–0,8). Сущность электрометрической модели: это треугольник, в котором подошвенные и кровельные линии наклонные. То есть, алеврито-песчаные породы и потоковые фации взаимосвязаны [3].
Реликтовые озера и межканальные зоны пересекаются по линии разреза и в целом по территории. В первой фации находятся песчано-алевритовые глинистые и карбонатные породы (кальцит, арагонит и др.) с горизонтальными, пологоволнистыми слойчатыми текстурами. В намывах находятся слюдисто-углисто-глинистые материалы. На первичной структуре отмечается оплывание, с фрагментами слоек и прослоев.
Межканальные зоны состоят из глинистых и алевролитовых осадков, где может встречаться уголь, в зависимости от участка. Текстуры и здесь горизонтальные, пологоволнистые слойчатые, частично прошедшие через волнение. Обнаружены растительные фрагменты, отпечатки, встречаются признаки существования и деятельности Planolites. В этих зонах у пород есть свойства изоляции, что способствует лучшему накоплению ископаемых.
Дельтовая равнина с заболоченными участками в своей фации имеет черные угли с трещинами с мощностью в диапазоне 0,2–1,9 м. В целом прослои расположены на одном стратиграфическом уровне, что упрощает исследование. Но этот маркер является «работающим» для отдельных скважин, как: 2020П, 2002П, 222, 15034, где керн позволяет с точностью установить направление развития прослоев. Строение алевритовых отложений горизонтально-слоистое, с включением корневых систем.
В дельтовом заливе у отложений мелкозернистый состав, есть фракции с крупными алевритами, отличающимися различной текстурой, формируемой через процесс волнения. Слоистость отложений — субгоризонтальная, пологоволнистая, с проявлениями биотурбации, где имеются следы деятельности того или иного организма (Planolites, Palaeophycus), с повышенным послойным содержанием сидеритов, отпечатками растительности, вкраплениями угля.
Отложения имеют признаки, которые могут быть отнесены как к речным, так и морским условиям образования пород. Определение седиментологической модели в группе данных фаций производится в зависимости от палеогидродинамических условий осадконакопления в палеодельте. Ввиду этого выражение электрометрической модели также может разниться, определяться спецификой седиментации. При анализе полученных данных можно подтвердить, что исследуемая территория в позднеаптский период отличалась регрессией в палеобассейне. Суша приближалась, усиливались тектонические процессы, в результате чего активно накапливались достаточно однородные песчаные и алевритопесчаные отложения, которыми известно Пякяхинское месторождение.
Обломочный материал (горные породы, минералы в виде глыб и валунов) поступал преимущественно с восточного и северо-восточного направления, в отдельных случаях — с северного. Большехетская впадина в раннепокурский период в центральной части постепенно получила дельтовый комплекс (с последующим уходом его под воду и формированием рукавов), который фиксируется в скважинах с помощью алевритопесчаных тел, относящихся к распределительным дельтовым рукавам и дельтовым протокам, которые разделяют алеврито-глинистые, глинистые, углистые отложения, характерные для дельтовой равнины (и заливов внутри дельты, а также реликтовых озер, межканальных зон). Формирование небольших дельт в апте производилось мелкими реками того времени, когда приостановилось повышение уровня моря. Когда береговая линия постепенно отступила, на северо-западе начался процесс проградации в дельтовом комплексе, состоящем в Пякяхинской структуре.
Литература:
- Астаркин С. В. Строение и условия формирования покурской свиты Пякяхинского месторождения (большехетская впадина) / С. В. Астаркин, Ю. В. Титов, В. В. Колпаков // Трофимуковские чтения — 2017: материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых. — Рос.акад. наук, Сиб. отд-ние, Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука, 2017. — С. 46–49.
- Краузе Н. А. Перспективы газонефтеносности Большехетской впадины // Геология в развивающемся мире. — 2017. — С. 244–245.
- Маркин В. А. Сравнительный анализ образцов, отобранных из пластов БУ12 и БУ15 покурской свиты (скважина 2020 Пякяхинского месторождения) / В. А. Маркин // Проблемы геологии и освоения недр: труды XXI Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых учѐных, посвященного 130-летию со дня рождения профессора М. И. Кучина. — 2017. — С. 289–290.
