Формирование мезозойско-кайнозойского бассейна началось в триасовом периоде после пенепленизации складчатых областей в области герцинид и размыва пологих синорогенных складок в области салаирид и байкалид.
К началу триасового периода, по мнению специалистов ПГО «Ямалгеофизика», Среднемессояхский вал представлял собой субширотную систему дизъюнктивов, ограничивающих локальные грабенообразные впадины и горсты, седиментационное нивелирование (захоронение) которых произошло на завершающем этапе раннего триаса.
В мезозойский период территория испытывала значительные перестройки структурного плана, особенно на площади Западно-Мессояхского месторождения.
По данным палеотектонического анализа, проведенного сотрудниками ЗАО «Недра-Консалт», в юрское время отмечается существенный подъем Средне- и Восточно-Мессояхских поднятий, на этом фоне становятся ярко выраженными впадины в районе скв. 51 и в районе современного Западно-Мессояхского поднятия. В неокоме доминирующим элементом стал Средне-Мессояхский вал, включающий современные Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское поднятия. По данным Агалкова С.Е. интенсивные восходящие движения в раннем неокоме привели к отсутствию отложений пластов БУ15-22 в сводовой части Средне-Мессояхского вала. Вокруг Средне-Мессояхского вала, преимущественно в южном и юго-восточном направлении, сформировались «кольцевые» или «подковообразные» ловушки.
В аптское и альб-сеноменское время структурный план менялся незначительно, вся территория испытывала медленное погружение в северном - северо-западном направлении.
Современный структурный план территории сформировался, предположительно, в неоген - четвертичный период. Наиболее интенсивный подъем испытывала территория Восточно-Мессояхского и Верхне-Мессояхского поднятий. Очевидно, с этапом неотектонической активизации связано и формирование или обновление большинства дизъюнктивных дислокаций, выделяемых на площади работ.
Описание структур. Среднемессояхский вал по кровле юры в пределах лицензионных участков (сейсмический отражающий горизонт «Б») имеет размеры 28х112 км по изогипсе 3450 м и представляет собой линейную сложно построенную брахиантиклиналь, длинная ось которой изменяет свое направление от северо-восточного до северо-западного. В результате этого вал приобретает характерное коленообразное очертание с обращенным к югу выступом. В поперечном сечении поднятие симметрично, а по длинной оси - асимметрично. Более крутой является его западная периклиналь, северо-восточная - характеризуется плавным погружением. Вал имеет узкий линейно вытянутый свод и уступообразные склоны. Оба склона, южный и северный, погружаются в сторону смежных прогибов под углом 50. При этом амплитуда северного склона, обращенного в сторону Антипаютинского мегапрогиба, достигает 2,2 км, а южного, сопряженного с Большехетской впадиной, - 2,6 км. Осложняющие вал поднятия по горизонту Б40 имеют размеры:
· Западно-Мессояхская структура - 19х11 км;
· Восточно-Мессояхская структура - 32х14 км.
Для каждой из структур, при определении их размеров, из-за осложнения разломами невозможно взять одну замыкающую изогипсу, поэтому размеры структур выделены с учетом примыкания изолиний к линиям смещения.
Для нижележащих горизонтов Iа (кровля триаса) и Т4 (нижняя юра) размеры структур соответственно составляют:
· для Iа - 16х14 км и 32х16 км;
· для Т4 - 22х12 км и 36х12 км.
По отражающему горизонту М размеры Западно-Мессояхской структуры - 6х12 км, Восточно-Мессояхской - 30х12 км. На уровне горизонта Г размеры составляют соответственно 20х15 км и 42х14 км.
Сопоставляя структурные планы по различным стратиграфическим уровням, можно видеть, что вал является сквозной контрастно выраженной структурой, закономерно выполаживающейся вверх по разрезу. Амплитуда вала в неокомской части разреза уменьшается в пять раз.
По среднеюрским горизонтам вал характеризуется менее дифференцированными очертаниями, тогда как в меловой части разреза в его строении возрастает роль как пликативных, так и дизъюнктивных структурно-тектонических элементов. Отмеченная особенность объясняется появлением в нижненеокомской толще новообразованных бескорневых седиментогенных структур и постседиментационной генерацией части оперяющих разрывных нарушений.
На уровне аптской и сеноман-сенонской отражающих границ (ОГ М1, Г и С3) происходит дальнейшее, но более плавное, выполаживание вала.
Дизъюнктивные дислокации. Особенностью геологического строения Среднемессояхского вала является широкое развитие в его пределах дизъюнктивных дислокаций. Разрывные нарушения приурочены, в основном, к осложняющим вал Западно- и Восточно-Мессояхским поднятиям и Центральномессояхскому участку.
Для Среднемессояхского вала преобладающими структурными элементами, образовавшимися в результате разрывных смещений, являются горсты и грабены. Разрывные смещения, образующие данные элементы, в основном представлены сбросами. Авторами предыдущих работ на данной территории основной упор делается на листрические сбросы, т.е. нормальные сбросы, выполаживающиеся с глубиной. Согласно механике образования нормальных сбросов, благоприятные условия создаются тогда, когда действующие силы направлены вертикально или приложены в противоположных направлениях. В связи с этим, нормальные сбросы распространены под купольными структурами или в местах, где в процессе складчатых и сводовых поднятий породы испытывают растяжения. На временном разрезе регионального профиля R34, проходящем через Западно- и Восточно-Мессояхские структуры, наглядно выражен глубинный, действующий вертикально, характер тектонических движений. Подтверждением тому служит прекращение прослеживания в районе структур глубоких отражающих горизонтов, хорошо выраженных на разрезе в периферийных зонах. Волновая картина в области структур на региональном профиле представляет хаотическую запись, которая в виде вертикальных “столбов” пронизывает весь разрез вплоть до отражающего горизонта C.
В пределах Среднемессояхского вала сбросы образуют разнообразные пространственные структурно-тектонические системы. Среди последних наиболее часто встречаются грабены и полуграбены. Одной из характерных особенностей поверхностей внутри грабенов является их дугообразная форма, которая может служить одним из признаков горизонтальных сжатий после вертикальных смещений.
Сбросы чаще всего представляют собой не единичную поверхность, а целую зону, характеризующуюся либо серией ступенчатых разрывов, либо сложнопостроенной полосой крупных трещин. Углы наклона сбросов - от единиц до десятков градусов.
На изученной территории на основании комплексной интерпретации данных сейсморазведки, ГИС, результатов испытаний и т.д. выделяется до 23-х крупных блоков (по горизонту Г пласт ПК1-3). Определенные закономерности соотношения данных блоков сохраняются и вниз по разрезу. По амплитудному соотношению смещений между верхними и нижними отражающими горизонтами можно выделить три типа. Первый, наиболее распространенный, когда амплитуда смещения по вышележащему горизонту Г существенно превышает амплитуду по горизонту Б и нижележащим. Второй тип характеризуется сохранением величин смещения по всему интервалу разреза. Для третьего типа величина смещения по нижним горизонтам превышает амплитуду смещения по верхним горизонтам.
В плановом положении линии смещения имеют криволинейную форму, часто форму дуги. Максимальная длина достигает 15-20 км для горизонта Г. Преобладающее направление линий смещения субмеридиональное, что соответствует для Западно-Мессояхской структуры ее поперечному сечению, а для Восточно-Мессояхской - сечению под углом, близким к 450 относительно осевых линий. Максимальные амплитуды сбросов до 100 метров выделяются на Западно- и Восточно-Мессояхских поднятиях, для Центральномессояхской зоны амплитуда сбросов не превышает 30 метров. Следует отметить, что с глубиной система сбросов становится проще, линии смещений короче, амплитуда разрывов меньше.
В 2001 - 2002гг. на западе Восточно-Мессояхской площади были выполнены детальные сейсморазведочные работы 3D. Интерпретация материалов 3D сейсморазведки осуществлялась под руководством Бабинцева И.Г. Площадь куба составила 250 км2. Материалы 3D сейсморазведки позволили уточнить тектоническое строение западной части Восточно-Мессояхского месторождения (р-он скв.2Р и 49Р, рис.1.3). Выяснено, что в пределах площади 3D сейсморазведки крупный грабен, расположенный западнее скважины 2Р, представляет собой субмеридиональную зону растяжения, в пределах которой значительная роль принадлежит субвертикальным зонам дезинтеграции мезозойских пород, пронизывающим весь мезозойский разрез снизу вверх. Горстовое поднятие, примыкающее с востока к грабену, отличается более простым строением и представляет собой крупную антиклинальную складку, осложненную локальными антиформами.
По данным 3D сейсморазведки значительно уточнилось положение разрывных
нарушений. Выяснилось, что большинство крупных нарушений, которые были выделены
по материалам 2D сейсморазведки, представляют собой серию более мелких
дислокаций сбросового типа и вряд ли могут являться гидродинамическими
экранами.
1.5 Нефтегазоностность месторождения
Исходя из схемы районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Западно-Мессояхское нефтегазовое и Восточно-Мессояхское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположены в пределах Мессовского района Гыданской нефтегазоносной области. Изученность этого района пока остается низкой и очень неравномерной.
В разрезе осадочного чехла севера Западной Сибири выделяется целый ряд нефтегазоносных комплексов (НГК), характеризующихся единством условий формирования залежей, близостью величин основных подсчетных параметров и общими закономерностями их изменения на значительных по площади территориях. Каждый комплекс может рассматриваться в качестве единого объекта разведки и комплекса объектов с сопоставимыми параметрами для подсчета запасов.
В пределах Мессовского района наиболее изученными, с точки зрения нефтегазоносности, являются собственно Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское месторождения.
В связи с этим, для сопоставления нефтегазоносных комплексов привлекались данные по соседним Уренгойскому, Тазовскому, Сидоровскому и Норильскому нефтегазоносным районам. Здесь встречаются самые разнообразные, по фазовому состоянию, типы залежей: газовые, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газонефтяные и нефтяные. Диапазон распределения залежей по разрезу охватывает интервалы глубин от 800 м до 3200 м, причем основное количество открытых залежей приходится на глубины 1700-3200 м.
Различие в тектоническом развитии Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятий Средне-Мессояхского вала существенным образом повлияло на характер распределения залежей углеводородов. С этим обстоятельством связаны отличия в характере нефтегазоносности разреза на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском поднятиях, а также разный по величине этаж нефтегазоносности по разрезу. Кроме того, нарушения первичного залегания пород, вызванные смещениями осадочных толщ по линиям дизъюнктивных дислокаций, очевидно, приводят к разделению структурной ловушки на целый ряд ловушек, состоящих из отдельных тектонических блоков.
Промышленные скопления УВ связаны с толщиной, распространенностью и качеством глинистых покрышек.
Большую роль также играют разрывные нарушения, которые вызывают активную межрезервуарную миграцию УВ.
Во вскрытом разрезе терригенно-осадочного чехла в пределах Западно- и Восточно-Мессояхского, а также ближайших к ним, наиболее изученных, месторождений выделяется семь НГК:
· турон-коньякский;
· альб-сеноманский;
· аптский;
· верхненеокомский;
· нижненеокомский;
· верхнеюрский;
· нижнесреднеюрский
Ниже приводится краткая характеристика залежей Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений снизу-вверх по разрезу.
Пласт ПК 1-3
Признаки нефтегазоносности определены в скважинах 10, 33, 35, 36, 41 и 49, остальные скважины водоносны.
В пределах пласта выделено шесть залежей: одна газовая, одна газонефтяная и четыре нефтегазовых. В целом, месторождение характеризуется сложным тектоническим строением, все залежи ограничены тектоническими экранами и имеют самостоятельные уровни ГНК, ВНК и ГВК.
Залежь в районе скважины 49 выявлена в тектоническом блоке, вскрытом этой скважиной на а.о.-743,1 м. При интерпретации данных ГИС в пласте ПК1-3 выделено 41,6 м эффективных газонасыщенных толщин. Интервал пласта в скважине 49 испытанием не охарактеризован. По данным ГИС подошва нижнего газонасыщенного коллектора находится на а.о. -814,9 м, а кровля следующего водонасыщенного на а.о. -815,3 м, ГВК устанавливается на а.о. -815 м.
Залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 18 км х 10 км, высота газовой залежи - 95 м.
Залежь в районе скважины 36 установлена по данным интерпретации ГИС в скважине 36, где выделяются 50,5 м эффективных газонасыщенных толщин и 15,5 м эффективных нефтенасыщенных толщин. Положение ГНК и ВНК по данным ГИС устанавливается довольно однозначно и принято на а.о. -783 м (по подошве газонасыщенного коллектора) и а.о. -810 м соответственно.
Залежь ограничена тектоническими экранами, причем особо следует отметить, что скважина 36 в плане находится в непосредственной близости от дизъюнктивного нарушения, а на временных разрезах хорошо видно, что скважина пересекает наклонную плоскость разлома.
При этом уровень ГНК и ВНК в скважине 36, отличный от контактов в прилегающих тектонических блоках, свидетельствует о гидродинамической разобщенности отдельно взятых залежей.
Размеры залежи в районе скважины 36 составили 13 км х 1,5 км, высота газовой шапки - 85 м, нефтяной оторочки - 27 м.
Залежь в районе скважины 41 вскрыта бурением этой скважины на а.о. -807,5 м. В структурном плане скважина расположена на наиболее погруженном участке тектонического блока. Испытанием скважины 41 охарактеризованы и нефте-, и газонасыщенные интервалы плата. Так, из интервала а.о. -807,5-812,5 м был получен смешанный приток нефти и газа. При этом дебит нефти составил 5,12 м3/сут., а газа - 66,83 тыс.м3/сут. на 16 мм штуцере. По данным ГИС в скважине 41 выделены 1 м эффективных газонасыщенных и 4,1 м эффективных нефтенасыщенных толщин.
ГНК принят на а.о. -809 м по подошве газонасыщенного коллектора. ВНК принят на а.о. -818 м, отвечающей подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя.
Согласно выполненной тектоническо-блоковой модели месторождения, залежь экранирована тектоническими нарушениями по всему своему периметру.
Залежь в районе скважины 41 по типу - нефтегазовая.
Ее размеры составили 8,5 км х 1 км, высота 98 м.
Залежь в районе скважины 33 выявлена при испытании скважины в интервале а.о. -836,9-840,9 м, где был получен приток нефти дебитом 6,98 м3/сут. на Нсду=302 м. По данным ГИС в пласте выделяется 6,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 12,3 м - нефтенасыщенных. Испытанием охарактеризован только нефтенасыщенный интервал разреза.
ГНК установлен по данным ГИС достаточно однозначно на а.о. -804 м. В пределах тектонического блока пробурены 2 скважины (33 и 38). Скважина 33 вскрыла пласт ПК1-3 на а.о. -793,5 м, а в скважине 38 - на а.о. -853,9 м, причем интервал пласта в скважине 38 полностью водонасыщен.