Політехнічний Університет
КафедраГеофізики
Курсова робота
Комплексування правобережжя річки ОбіВиконав:
ст-т гр
Перевірив:
викладач
Зміст
| Введення ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... | 3 |
| 1. Геологічна будова району ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... | 4 |
2. Регіональний етап ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. | 12 |
3. Пошуковий етап ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. | 15 |
4. Розвідницький етап ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... | 21 |
Висновок ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... | 23 |
Список літератури ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... | 24 |
ВСТУП
Східні землі умовно обмежені правобережжям річки Обі і східною частиною адміністративного кордону Томської області. Геологічна вивченість цієї території, в порівнянні з лівобережною частиною, слабка. Обсяг проведених геологорозвідувальних робіт у межах східних земель дозволив на їх території підготувати і виявити досить велика кількість великих структур третього порядку, здатних за геоморфологічними ознаками контролювати великі поклади нафти і газу. Виходячи із загальних геологічних критеріїв, перспективи нафтогазоносності досліджуваного району в різний час і різними дослідниками оцінювалися по-різному.На правому березі річки Обі в різні роки і різними вченими проводилися дослідження, але комплексного дослідження району ніколи не було. Близько трьох років тому в даному районі були виявлені вільні газопроявления достатньої інтенсивності, щоб можна було припустити наявність у цьому районі покладів газу. У зимовий період, не дивлячись на великі морози, смуга протоки в районі досліджень не покривалася льодом, а на її поверхні спостерігалася плівка, що нагадує плівку бензину на воді. Цей факт дозволяє припустити, що крім газу в земній корі в даному районі знаходиться і нафту.
Все це дозволяє зробити висновок, що проведення комплексу пошуково-розвідувальних робіт у цьому районі може вважатися не тільки обгрунтованим, а й певною мірою необхідними.
1. Геологічна будова району
Досліджуваний ділянка характеризується слабкою геолого-геофізичної вивченістю. У тектонічному відношенні приурочений до Барабинськ-Піхтовской монокліналі (Мал. 1,2).Район робіт знаходиться в тектонічно активній зоні, пов'язаної з глибинними розломами на стику двох систем складчастості - герцинської і салаїрськой. Проміжний комплекс не встановлений. Про тріщинуватості осадових порід можна судити по кернового матеріалу Пісочно-Дубровських і Татьяновскіх свердловин. Науково-дослідна обробка кернового матеріалу виконувалася в лабораторних умовах і тематичних партіях комплексної тематичної експедиції НТГУ. У процесі сейсмічних досліджень МОГТ на Татьяновской і Бобровської площах, з метою пошуків пасток для підземних сховищ природного газу, встановлено, що в районі Бобровського та Малобрагінского локальних піднять тектонічні рухи з розривом суцільності залягання гірських порід виявилися найбільш контрастно, що призвело до утворення в чохлі лінійно -витягнутих у північно-західному напрямку зон дроблення гірських порід, усередині яких переважають грабенообразниє осідання.
Стратиграфічне розчленування розрізу проведено на підставі даних Пісочно-Дубровських параметричних ПР1, ПР2 і Татьяновскіх 1,2 свердловин, в яких знизу вгору виділені палеозой, Тюменська, наунакская, Мар'яновський свити юрського віку і ілекская, покурская, симская свити, складові крейдову систему. Перекриваються описані відкладення породами палеогену неогенової системи.
Палеозойські освіти фундаменту розкриті обома Пісочно-Дубровським, відповідно, на 32 і 38.5 м. У свердловині ПР1 представлені осадовими породами, що складаються з аргілітів і алевролітів, від світло-сірих до чорних, часто вуглистих, щільних, з прожилками кальциту, тонкослоістих.
Шаруватість в породі під кутом 60 0 до осі керна. Вік відкладів: верхній девон - нижній карбон. У верхній частині фундаменту подсечена кора вивітрювання, представлена вибіленими аргілітами. У свердловині ПР2 фундамент складають інтрузивні породи, що складаються з порфіровідних кварцових монцонітів і кварцових монцоніт-порфіритів.
Зі стратиграфічним незгодою на палеозойських відкладах залягають породи мезозойської-кайнозойського платформного чохла. Будова платформного чохла в основному вивчався сейсморозвідувальних робіт та в невеликому обсязі глибоким бурінням.
Розріз юрських відкладень виконують Тюменська, наунакская і Мар'яновський свити. Відкладення тюменської свити зустрінуті на Пісочно-Дубровської площі тільки в свердловині 1. Літологічних Тюменська свита представлена аргілітами з прошарками алевролітів і вугілля. Рідше зустрічаються пісковики і гравелітів. Фауністична охарактеризування слабка. Піщано-алевролітовие пласта не карбонати, їх абсолютна пористість вимірюється від 11.5 до 22%, відкрита пористість становить 10.2 - 21%. Проникність визначалася на сухих зразках, які проникністю не володіють.
Трансгресивної на континентальних відкладах тюменської свити залягають відкладення наунакской свити оксфордського віку, розріз якої представлений алевролітами, ізвестковістих пісковиками, іноді з прошарками галек і великою кількістю уламків раковин.
Прибережно-морські відкладення Мар'янівській свити представлені переслаіваніе вапняків, доломітів, глин, алевролітів, брекчий. Така різноманітність літологічного складу, мабуть, можна пояснити близьким джерелом зносу та нестабільної фаціальної обстановкою осадконакопичення. Породи, що представляють свиту, охарактеризовано палеонтологически. Вік - нижній кімерідж-волзький. Відкладення входять до складу регіональної верхнеюрском-неокомських покришки. Про здатність виконувати роль флюїдоупор для нижчих пластів-колекторів у конкретному районі без додаткових досліджень говорити складно. Оцінка товщі-покришки, проведена на Татьяновской площі, не відповідає вимогам непроникного шару, як складової частини природного резервуара. Проте якість флюїдоупор повинно розглядатися на кожному локальному об'єкті автономно, це обумовлено існуванням ділянок з загасанням тектонічної активності і переходом в більш спокійний режим осадконакопичення. До таких ділянок, зокрема, можна віднести район Маркеловского і Кудринське піднять, за висновком звіту з / п 9 / 90 - 91 на яких рекомендується провести майданні пошукові роботи.
Згідно звіту по бурінню Пісочно-Дубровських свердловин стратиграфічний розріз юрських відкладень представлений трохи інакше. Наунакская свита увійшла до складу тюменської і окремо не виділена. Відкладення нижнього кімерідж-волзького століть віднесені до максімоярской почту. За даними буріння другої свердловини максімоярская свита залягає безпосередньо на палеозойських відкладах. За люмінісцентне-бітумінологичеський дослідженням відкладення названої свити в межах Пісочно-Дубровської площі характеризуються низькими значеннями бітумінозного. Відкрита пористість змінюється від 5.9 до 27.5%, проникність - 0.0219 - 0.0348 Дарсі, карбонатність коливається від «некарбонатних» до 42%.
Тим не менш, верхньоюрські відклади є найбільш перспективними в Томській області щодо нафтогазоносності. На їх частку припадає понад 70% промислових запасів вуглеводнів. Незважаючи на те обставин, що більшість покладів виявлені в західній і центральній частинах області, є підстави розглядати даний комплекс порід у якості найбільш перспективного і на території Шігарского ділянки надр. Закартовані зони розвитку піщаних тіл верхньоюрського сейсмофаціального комплексу, що мають бічні екрани і регіонально перекриття слабопроникних порід Мар'янівській свити, з позиції системного аналізу, проведеного в межах Татьяновской і Бобровської площах, підтверджують це припущення.
Накопичення відкладень ілекской свити нижньокрейдових віку відбувалося здебільшого у лагунних умовах і короткочасно в континентальних. Представлені однорідною товщею глин і аргілітів. У глинах рідко зустрічаються прошаруй пісків, іноді розростаються до значних потужностей, з хорошими колекторськими властивостями. У результаті аналізу зразка алевроліту з інтервалу 696.6 - 703 м. свердловини 2 пісочно-Дубровської площі його пористість склала 27.5%, проникність - 0.0219 Дарсі. У даному випадку фізичні властивості породи обумовлені її некарбонатну. Слабо зцементовані алевроліти і пісковики мають набагато кращими колекторськими властивостями.
Покурская свита залягає на ілекской з незначним нахилом і виконана пісковиками, пісками і глинами з прошарками алевролітів і алевритів, що включають обвуглені рослинні залишки, сформованими в поліфаціальних умовах. Відомостей про колекторні властивості порід і їх бітумінозного немає. На електрокаротажних діаграмах покурская свита відбивається підвищеними значеннями здаються опорів порід, в порівнянні з нижележащей, істотно глинистої ілекской почтом.
Завершує крейдяний розріз симская свита, яка складається з чергування пісків і глин з присутністю незначної кількості рослинного детриту.
Палеогенові відкладення, з стратиграфічні перервою, перекривають крейдяні відкладення і представлені прибережно-морськими, переважно глинистими опадами люлінворской свити, континентальними піщано-глинистими відкладеннями Юрковської і Новомихайлівський світ. У свою чергу, вони повсюдно перекриті опадами палеогенової і неогенової систем з прошарками пісковиків і глин.
На загальних північно-західному зануренні Барабинськ-Піхтовской монокліналі виділяється ряд структур третього порядку: Кривошеїнський, Лобичевскій, Ігловскій, Монастирський, Егоровскій, Цифровий, Шегарський, Білостоцький перегини і Малобрагінская, Бобровська та інші структури. Одночасно з підйомом фундаменту в напрямку гірничо-складчастого обрамлення плити спостерігається виклинювання і скорочення товщі осадових комплексів ніжнесреднеюрского віку, подтверждающееся бурінням Піщано-Дубровських свердловин (Мал. 2).
Своєрідний, не цілком з'ясований характер літолого-фаціальної мінливості верхньоюрських утворень, а також брак буровій і сейсмічної інформації ускладнює вироблення загальної для району робіт кореляційної схеми пластів.
Про процеси нафтоутворення, що відбувалися в межах Шегарський ділянки надр, можна судити за схемою (Мал. 3), складеній В. Г. Піскарьова, А.С. Фомічова. З позицій положення про головні фазах нефтегазообразования, породи юри і неокома району робіт знаходяться в зоні їх розвитку і в головну фазу не увійшли. На цьому етапі органічна речовина зазнає слабкі зміни. Йде процес газоутворення, пов'язаний з ранньої вуглефікації органічної речовини, зоною торфу та бурого вугілля.
У цей час народжується, в основному, метан у кількості до 5% загальної маси органічної речовини. Органічне речовина знаходиться в умовах недостатньо високих температур і низькому тиску в пластах, що залягають на відносно невеликих глибинах - до 1.5 - 2 км.
Існує ймовірність і латеральної міграції вуглеводнів з прикордонних районів, де породи знаходяться в зоні мезокатагенеза, тобто набрали головну фазу нафтоутворення.
Повертаючись до питання про флюїдоупор і колекторах, можна додати, що на малюнку X, крім процесів нафтоутворення, відображено регіональний розвиток переважно глинистих і піщано-алевролітових товщі осадових чохла Томської області, в цілому, та району досліджень, зокрема, цілком порівняних за потужностями з західними та центральними нафтогазоносними територіями.
2. Регіональний етап
Як зазначалося в попередньому розділі, в межах Шегарський району в процесі геологорозвідувальних робіт вже були досягнуті певні результати. Необхідно відзначити, що деякі нетрадиційні методи, такі як метод фільтрації тонких видів енергій та інші, відпрацьовані з метою пошуків вуглеводнів вперше. У разі достовірності прогнозу доцільно впровадити їх в комплекс стандартних геологічних робіт в якості нової дешевої розробки.Таким чином, всю територію ділянки можна розчленувати на окремі блоки, кожен з яких характеризується певною щільністю дослідних робіт і, як наслідок, повнотою геолого-геофізичної вивченості. Недоторканими, з цієї точки зору, залишилися райони, що примикають до східної межі ділянки і його південно-східна частина. Виконаний обсяг досліджень дозволяє використовувати ділянки найбільших концентрацій робіт в якості базових, з якими слід корелювати і погоджувати результати подальших досліджень.
Згідно тимчасового положення про етапи і стадії геологорозвідувальних робіт на нафту і газ, метою регіональних робіт є вивчення основних закономірностей геологічної будови території, забезпечення виконання оцінки перспектив її нафтогазоносності, виявлення та регіональне простежування нафтогазоперспективних комплексів порід, виділення районів, що представляють інтерес для пошукових робіт з визначенням першочерговості їх проведення.
Положення і орієнтування опорних профілів визначені з урахуванням даних попередніх геологічних і геофізичних досліджень. Опорні профілі перетинають основні великі структурні елементи та пов'язані із свердловинами глибокого буріння.
Рекомендується на даній території навхрест простягання структурного плану закласти три регіональних сейсмічних профілю (південний, центральний і північний) північно-західного простягання загальною довжиною 200 погонних км. Відстань між сейсмічними профілями - 40 - 50 км., Відповідно до інструкції по сейсморозвідці (Мал. 4).
Південний профіль пов'язаний зі свердловиною 1 Татьяновской площі. Розташування профілю частково пройде по району, відпрацьованому сейсмічними партіями з / п 23/84-85, з / п 23/85-86, і охарактеризує геологічна будова маловивченою південній частині ділянки.
До завдань центрального профілю входить вивчення геологічної будови центральної території і частково незайманого геолого-геофізичними роботами південно-східного району Шегарський ділянки, ув'язка отриманих матеріалів з результатами робіт сейсмічних партій різних років.
Профіль протрасовано південніше Білостоцького, Лобичевского перегинів, Малобрагінской, Бобровської структур і повинен відстежити розвиток цих потенційно перспективних у нафтогазоносному відношенні об'єктів у південному напрямку. У районі річки Об профіль перетне південну край виявленої зони газопроявления і ласт уявлення про геологічну будову глибоких горизонтів.
Початок північного профілю співпадає з районом робіт сейсмічних партій 12/69 і 23/85-86, далі він простягається до закруті річок Об і Томь, перетинаючи ділянки, відпрацьовані з / п 23/86-87 та 23/84-85. профіль охарактеризує геологічний розріз північно-західній частині ділянки, найбільш зануреної за сучасними уявленнями, і увяжется його з результатами робіт перелічених партій.
У завдання всіх трьох профілів також входить виявлення межі регіонального виклинювання юрських відкладень, що дасть можливість обмежити перспективну в нафтогазоносному відношенні територію пошуку і сконцентрувати подальші роботи в районах з найбільш сприятливими геологічними умовами.
На всіх етапах і стадіях геологорозвідувальних робіт на нафту і газ рекомендується сейсмічні профілі відпрацьовувати в комплексі з нетрадиційними методами досліджень, геохімічної зйомкою і поєднувати з іншими геофізичними профілями (гравій-, магніто-, електророзвідувальних та іншими), тобто виконувати більш дешеві дослідження перед сейсморозвідкою , але відповідно до затвердженого проекту на виробництво сейсморозвідувальних робіт, уточнюючи і координуючи його.
Одночасно з проведенням регіональних сейсморозвідувальних робіт доцільно закласти в районі Лобичевского перегину на перетині профілів, відпрацьованих з / п 9/90-91, і центрального регіонального профілю параметричну свердловину (П1) глибиною 2500 - 3000 м. (Мал. 4), з метою розкриття та вивчення найбільш повного розрізу осадового чохла і корінних порід палеозойського фундаменту, їх фаціального складу, характеру колекторів і водоносности розрізу, вирішення питань нафтогазоносності та отримання вихідних параметрів для якісної інтерпретації результатів геофізичних досліджень.
3. Пошуковий етап
Пошукові роботи забезпечують виявлення і локалізацію об'єктів, перспективних на нафту і газ, з метою їх підготовки під пошукове буріння.Для вирішення поставлених завдань рекомендується на Малобрагінском локальному піднятті провести сейсморозвідувальні роботи методом ОГТ з кратністю простежування не менше 24. Це дозволить забезпечити необхідне співвідношення сигнал-перешкода, надійно простежити слабкі відбиття із збереженням їх динаміки і форми. Сейсмічні дослідження слід проводити в комплексі з нетрадиційними видами досліджень, геохімічної зйомкою, електро-, магніто-, гравиразведки більш дрібного масштабу. Метою постановки робіт є підготовка Малобрагінского підняття по глибоке буріння, деталізація структурного плану, шляхом доведення щільності профілів до1.2 км / км 2. першорядність вивчення даного об'єкта викликана найбільш значною доведеною площею і амплітудою структури, в порівнянні з виявленими на ділянці, найбільш близька до достатньої щільність мережі сейсмічних спостережень і незначний вплив на видалення від місця розташування зони природного газопроявления.
Південніше Малобрагінского підняття розташована депрессионная зона, яка відокремлює його від Бобровської структури. Другим об'єктом вивчення є Бобровська структура. Її площа по оконтурювальних ізогіпс мінус 1000 м дорівнює 12 км 2, розміри 3.5 * 2 км і амплітуда 128м. щільність мережі сейсмічних спостережень досягла 0.6 км / км 2. Спільно з Малобрагінской площею Бобровська структура складає єдиний полігон. Обсяг робіт, необхідний на польовий сезон однієї сейсмопартіі, слід наростити за рахунок збільшення площі зазначеного полігона, протрасовано мережа профілів до зони природного виходу газу, приєднавшись територію полігону до русла річки Об. Для досягнення зазначеної щільності необхідно відпрацювати 300 погонних км профілів.
За результатами сейсмічних робіт слід передбачити закладення однієї пошукової свердловини на кожен об'єкт. Закладення свердловин націлене на прогнозні пастки Юрського-крейдяного нафтогазоносного комплексу.
Початок пошукового етапу саме з даних об'єктів обгрунтовується ще й тим, що структурні плани закартовані більш сучасним методом сейсморозвідки (МОГТ), який на досвіді довів надійність представленої інформації і дає можливість якісно, на високому рівні інтерпретувати сейсмічні матеріали. Щільність мережі профілів на прилеглих, частково перекриваються ділянках робіт сейсмопартій, за нашими даними складає 0.91 км / км 2. Найвища щільність робіт і досягнуті результати на ділянці дають право використовувати його в якості еталону для подальших проектних робіт.
Аналогічні роботи планується провести на всіх ділянках, контролюючих виявлені перегини: Ігловской, Монастирській, Шегарський, Цифровий, Белостокской, Егоровскій, Лобичевской. Зіставлення одержуваних даних з матеріалами еталонного ділянки (Мал. 4) дозволить коректувати виконання програми і дасть можливість підвищити якість геологорозвідувальних робіт.
Черговість проведення робіт встановлено згідно концентрації перегинів на полігоні і потенціалом їх нафтогазоносності (обсягу можливих пасток і приуроченості до території з найбільш повним розрізом осадового комплексу або до зони різкого його скорочення). Характеристики об'єктів, розташованих безпосередньо на Шегарський ділянці надр і поблизу його кордонів, наведені в таблиці 1.
Виходячи з умов, що площа Шегарський ділянки складає 4576 км 2, а достатній обсяг робіт однієї сейсмопартіі на польовий сезон дорівнює близько 400 км 2, кількість полігонів має бути близько до десяти. З урахуванням вищевикладеного, нами визначені наступні полігони: I - Малобрагінско-Трубачевскій, II - Монастирський, III - Лобичевскій, IV - Білостоцький, V - Ігловскій, VI - Мельниківської, VII - Шегарський, VIII - Міжрічинський, IX - Правобережний, X - Подібний (Мал. 4). Номери полігонів вказують на черговість їх введення в пошукові роботи. Площа першого збільшена за рахунок аналізу та переорієнтації раніше виконаних досліджень.
На VIII, IX і X полігонах геологорозвідувальні роботи практично не велися.
Існує ймовірність того, що доцільність проведення робіт на кількох полігонах відпадає після отримання результатів регіонального етапу, коли буде виявлена межа виклинювання юрських відкладів на ділянці надр. Імовірно такими ділянками виявляться VII, VIII, IX, X.
Спочатку, з метою підтвердження наявності раніше передбачуваних структур та виявлення нових, необхідно по черзі відпрацювати території полігонів (II - X) мережею профілів, заданий крок між якими не повинен перевищувати 5 км. Така щільність забезпечить виявлення локального об'єкта його перетином не менше, ніж двома профілями, і за нашими даними дасть можливість картировать зони в розрізі чохла, пов'язані зі складнопобудованих неантіклінальнимі пастками, розвиток яких прогнозується вздовж кордону виклинювання юрської товщі порід. Обсяг сейсморозвідувальних робіт при цьому складе 1600 погонних км, що забезпечить щільність, рівну 0.4 км / км 2.
При пошукових сейсмічних роботах на виявлених структурах, за аналогією з полігоном 1, найбільш раціональним буде забезпечення щільності мережі профілів 1.2 км / км 2. сейсмічні профілі також рекомендується поєднувати з іншими видами зйомок і пов'язати з результатами, отриманими в ході проведення геолого-геофізичних робіт на сусідніх полігонах.
Хочеться відзначити, що відпрацювання профілів на деяких полігонах можна вести цілий рік, завдяки підвищеним відмітками рельєфу місцевості. На цей факт необхідно звернути увагу при проектуванні геологорозвідувальних робіт.
Прогноз кількості об'єктів, які можна виявити після проведення пошукового етапу, здійснений на основі Малобрагінско-Трубачевского полігону (Мал. 4). При середньоарифметичної щільності мережі сейсмічних спостережень, що дорівнює 0.9 км / км 2, на площі дослідження, складовою 445 км 2, партіями з / п 23/86-87 і з / п 9/90-91, які проводили пошуково-сейсморозвідувальні роботи методом ОГТ, виявлені Малобрагінская і Бобровська перспективні структури, то є два пошукових об'єкта. Простежуючи еволюцію поглядів на будову Барабинськ-Піхтовской монокліналі, зазначено, що її пологе залягання на картах деяких авторів обумовлено відсутністю геологічних робіт. При появі таких на тлі монокліналі вимальовується розчленованість поверхні зрізу і виявляються структури третього порядку. Враховуючи, що район робіт частково розташований в зоні виклинювання найбільш перспективних в Томській області юрських відкладень і неосвітлена з геологічних позицій його частина може цілком складатися з комплексу порід з несприятливими умовами щодо нафтогазоносності, для іншої частини досліджуваного району ми маємо право як песимістичний варіант обчислити кількість прогнозних структур, знаючи число таких на одиниці площі еталонного ділянки. Таким чином, кількість об'єктів, майбутніх виявити в ході проведення пошукових робіт, становить 14, шість з яких у вигляді перегинів було намічено попередніми дослідженнями. У разі відсутності зони виклинювання юрських відкладень на території Шегарський ділянки надр кількість об'єктів може бути збільшено до 20. Для нарощування щільності сейсморозвідувальних робіт до 1.2 км / км 2 на всіх 20 вказаних об'єктах необхідно додатково відпрацювати 800 погонних км профілів.
Виходячи з матеріалів, достатніх для того, щоб судити про форму та розміри структур, середній розмір об'єктів району досліджень складає 11 * 6.7 км, на еталонному ділянці - 8.25 * 5.5 км. Аналогія розрахунку оцінки ресурсів по категорії С 3 на перспективних об'єктах Томської області показує, що площа такої середньозваженої структури здатна контролювати близько 3 мільйонів тонн умовних вуглеводнів. Отже, сумарні ресурси ділянки надр на 20 підготовлених структурах можуть скласти 60 мільйонів тонн умовних вуглеводнів. Прогнозовані об'єкти за класифікацією крупності відносяться до дрібних, проте розвинена інфраструктура в районі робіт і невелика прогнозна глибина залягання робить їх привабливими.
За результатами сейсмічних робіт передбачити закладення в зведенні по одній пошуковій свердловині на кожному з 20 підготовлених об'єктів. Їх закладення націлене на виявлення прогнозних пасток Юрського-крейдяного нафтогазоносного комплексу, а так само на проведення їх випробування. На підставі випробувань передбачається встановлення фільтраційно-ємнісних властивостей пластів, а при позитивному результаті і властивостей флюїдів.
Таблиця 1 Результати вивченості об'єктів сейсморозвідувальних роботами
Примітка. Є підстави вважати, що Ігловскій, Крівошсінскій та Монастирський перегини відповідає локальним поднятиям 111 порядку (з / п 12/71, Канарсйкін Б.А.).
На об'єктах з встановленою нафтогазоносністю, при необхідності уточнення структурного плану, контурів і меж поширення поклади, передбачається підвищення детальності геофізичних робіт у комплексі з нетрадиційними методами досліджень, геохімічної зйомкою, електро-, магніто-і гравиразведки.
Рекомендована відстань між профілями 1 км. Це дозволить забезпечити достатню точність відображення структури в плані і не дасть перевищити межу, за якою помилка інтерполяції вже не буде впливати на точність карти.
На підставі отриманих даних і результатів пошукового буріння слід уточнити основні характеристики родовищ з метою визначення їх промислової значимості.
Спроектувати закладення трьох-чотирьох розвідувальних свердловин на кожному з виявлених родовищ, з урахуванням подальшого продовження робіт по профільній системі, і провести буріння. Розробити комплекс геологічних, геофізичних та гідродинамічних досліджень у розвідувальних свердловинах з метою детального вивчення покладів, отримання необхідних геолого-промислових даних для підрахунку запасів нафти і газу та складання технологічної схеми проекту розробки.
Незважаючи на зменшення перспектив нафтогазоносності розрізу Томської області в східному і південно-східному напрямках, можна експертно спрогнозувати кількість родовищ на Шегарський ділянці надр, використовуючи коефіцієнт успішності геологорозвідувальних робіт, а контрольовані ними запаси категорії А, В, З 1 розрахувати, застосувавши коефіцієнт переведення ресурсів З 3 в запаси.
Глибоке буріння в Томській області проводилося на 385 структурах. Відкрито 105 промислових родовищ нафти і газу. Коефіцієнт успішності дорівнює 0.27. Опускаючи незначна кількість випадків подсечения поклади не першої свердловиною, можна стверджувати, що на нашій ділянці вдасться відкрити 5 родовищ вуглеводнів в пастках комбінованого типу.
Коефіцієнт приведення кількості прогнозних ресурсів або запасів даної категорії до кількості запасів промислових категорій, тобто перехід ресурсів або запасів менш достовірних категорій в більш вірогідні - це стандартний прийом, використовуваний у практиці прогнозу перспектив нафтогазоносності території. Для кожного конкретного району він дещо відмінний і приймається більшою частиною статистико-експертним шляхом. У нашому конкретному випадку при слабкої вивченості ділянки даний коефіцієнт може бути вище.
Враховуючи досвід геологорозвідувальних робіт по родовищах Томської області, розташованим в більшості випадків у складнопобудованих нафтогазоносній верхнеюрском горизонті, величина переказного коефіцієнта для попередньо оцінених ресурсів категорії С 3 у запаси А, В, З 1 прийнята нами в розмірі 0.3.
Таким чином, цінність ділянки після переведення ресурсів у запаси по всім 20 прогнозними структурам становитиме 18 мільйонів тонн умовних вуглеводнів. Якщо прийняти, що на 20 структурах буде відкрито п'ять родовищ, то цінність ділянки знизиться до 4.5 мільйонів тонн умовних вуглеводнів.
Як видно з роботи, на даній території існує достатня кількість об'єктів перспективних на нафту і газ. Тим не менше, ці об'єкти потребують подальшого вивчення, з тим, щоб виявити пастки нафти і газу, контрольовані цими об'єктами.
У разі успіху описаних робіт для Томської області відкриваються великі перспективи. Незважаючи на те, що запаси в даному районі не такі великі, досить розвинена інфраструктура району та близькість його до обласного центру дозволить значно знизити витрати на розробку родовищ. Такий стан справ дозволяє стверджувати, що бюджет області значно поповниться.
Таким чином, даний район слід вважати перспективним на нафту і газ, і піддати його самому ретельному аналізу.
2. С. Ф. Баландін, В. М. Ростовцев. Оцінка перспектив нафтогазоносності ділянки надр Томської області методом інформаційної фільтрації їх фотографічних зображень. Звіт ТОВ «Сузір'я», Томськ, 1999.
3. Л. П. Ріхванов. Попередня геолого-геохімічна оцінка Трубачевского газопроявления. Звіт МДП «Екогеос», Томськ, 2000.
4. Г. А. Сисолятіна. Сейсмічний дослідження МОГТ на Татьяновской і Бобровської площах з метою пошуків пасток для підземних сховищ природного газу. Звіт з / п 9/90-91 про результати пошукових робіт МОГТ масштабу 1:50000, проведених взимку 1990-91 р. р. в Шегарський і Кривошеїнський районах Томської області. Колпашево, ТГТ, 1991.
За результатами сейсмічних робіт слід передбачити закладення однієї пошукової свердловини на кожен об'єкт. Закладення свердловин націлене на прогнозні пастки Юрського-крейдяного нафтогазоносного комплексу.
Початок пошукового етапу саме з даних об'єктів обгрунтовується ще й тим, що структурні плани закартовані більш сучасним методом сейсморозвідки (МОГТ), який на досвіді довів надійність представленої інформації і дає можливість якісно, на високому рівні інтерпретувати сейсмічні матеріали. Щільність мережі профілів на прилеглих, частково перекриваються ділянках робіт сейсмопартій, за нашими даними складає 0.91 км / км 2. Найвища щільність робіт і досягнуті результати на ділянці дають право використовувати його в якості еталону для подальших проектних робіт.
Аналогічні роботи планується провести на всіх ділянках, контролюючих виявлені перегини: Ігловской, Монастирській, Шегарський, Цифровий, Белостокской, Егоровскій, Лобичевской. Зіставлення одержуваних даних з матеріалами еталонного ділянки (Мал. 4) дозволить коректувати виконання програми і дасть можливість підвищити якість геологорозвідувальних робіт.
Черговість проведення робіт встановлено згідно концентрації перегинів на полігоні і потенціалом їх нафтогазоносності (обсягу можливих пасток і приуроченості до території з найбільш повним розрізом осадового комплексу або до зони різкого його скорочення). Характеристики об'єктів, розташованих безпосередньо на Шегарський ділянці надр і поблизу його кордонів, наведені в таблиці 1.
Виходячи з умов, що площа Шегарський ділянки складає 4576 км 2, а достатній обсяг робіт однієї сейсмопартіі на польовий сезон дорівнює близько 400 км 2, кількість полігонів має бути близько до десяти. З урахуванням вищевикладеного, нами визначені наступні полігони: I - Малобрагінско-Трубачевскій, II - Монастирський, III - Лобичевскій, IV - Білостоцький, V - Ігловскій, VI - Мельниківської, VII - Шегарський, VIII - Міжрічинський, IX - Правобережний, X - Подібний (Мал. 4). Номери полігонів вказують на черговість їх введення в пошукові роботи. Площа першого збільшена за рахунок аналізу та переорієнтації раніше виконаних досліджень.
На VIII, IX і X полігонах геологорозвідувальні роботи практично не велися.
Існує ймовірність того, що доцільність проведення робіт на кількох полігонах відпадає після отримання результатів регіонального етапу, коли буде виявлена межа виклинювання юрських відкладів на ділянці надр. Імовірно такими ділянками виявляться VII, VIII, IX, X.
Спочатку, з метою підтвердження наявності раніше передбачуваних структур та виявлення нових, необхідно по черзі відпрацювати території полігонів (II - X) мережею профілів, заданий крок між якими не повинен перевищувати 5 км. Така щільність забезпечить виявлення локального об'єкта його перетином не менше, ніж двома профілями, і за нашими даними дасть можливість картировать зони в розрізі чохла, пов'язані зі складнопобудованих неантіклінальнимі пастками, розвиток яких прогнозується вздовж кордону виклинювання юрської товщі порід. Обсяг сейсморозвідувальних робіт при цьому складе 1600 погонних км, що забезпечить щільність, рівну 0.4 км / км 2.
При пошукових сейсмічних роботах на виявлених структурах, за аналогією з полігоном 1, найбільш раціональним буде забезпечення щільності мережі профілів 1.2 км / км 2. сейсмічні профілі також рекомендується поєднувати з іншими видами зйомок і пов'язати з результатами, отриманими в ході проведення геолого-геофізичних робіт на сусідніх полігонах.
Хочеться відзначити, що відпрацювання профілів на деяких полігонах можна вести цілий рік, завдяки підвищеним відмітками рельєфу місцевості. На цей факт необхідно звернути увагу при проектуванні геологорозвідувальних робіт.
Прогноз кількості об'єктів, які можна виявити після проведення пошукового етапу, здійснений на основі Малобрагінско-Трубачевского полігону (Мал. 4). При середньоарифметичної щільності мережі сейсмічних спостережень, що дорівнює 0.9 км / км 2, на площі дослідження, складовою 445 км 2, партіями з / п 23/86-87 і з / п 9/90-91, які проводили пошуково-сейсморозвідувальні роботи методом ОГТ, виявлені Малобрагінская і Бобровська перспективні структури, то є два пошукових об'єкта. Простежуючи еволюцію поглядів на будову Барабинськ-Піхтовской монокліналі, зазначено, що її пологе залягання на картах деяких авторів обумовлено відсутністю геологічних робіт. При появі таких на тлі монокліналі вимальовується розчленованість поверхні зрізу і виявляються структури третього порядку. Враховуючи, що район робіт частково розташований в зоні виклинювання найбільш перспективних в Томській області юрських відкладень і неосвітлена з геологічних позицій його частина може цілком складатися з комплексу порід з несприятливими умовами щодо нафтогазоносності, для іншої частини досліджуваного району ми маємо право як песимістичний варіант обчислити кількість прогнозних структур, знаючи число таких на одиниці площі еталонного ділянки. Таким чином, кількість об'єктів, майбутніх виявити в ході проведення пошукових робіт, становить 14, шість з яких у вигляді перегинів було намічено попередніми дослідженнями. У разі відсутності зони виклинювання юрських відкладень на території Шегарський ділянки надр кількість об'єктів може бути збільшено до 20. Для нарощування щільності сейсморозвідувальних робіт до 1.2 км / км 2 на всіх 20 вказаних об'єктах необхідно додатково відпрацювати 800 погонних км профілів.
Виходячи з матеріалів, достатніх для того, щоб судити про форму та розміри структур, середній розмір об'єктів району досліджень складає 11 * 6.7 км, на еталонному ділянці - 8.25 * 5.5 км. Аналогія розрахунку оцінки ресурсів по категорії С 3 на перспективних об'єктах Томської області показує, що площа такої середньозваженої структури здатна контролювати близько 3 мільйонів тонн умовних вуглеводнів. Отже, сумарні ресурси ділянки надр на 20 підготовлених структурах можуть скласти 60 мільйонів тонн умовних вуглеводнів. Прогнозовані об'єкти за класифікацією крупності відносяться до дрібних, проте розвинена інфраструктура в районі робіт і невелика прогнозна глибина залягання робить їх привабливими.
За результатами сейсмічних робіт передбачити закладення в зведенні по одній пошуковій свердловині на кожному з 20 підготовлених об'єктів. Їх закладення націлене на виявлення прогнозних пасток Юрського-крейдяного нафтогазоносного комплексу, а так само на проведення їх випробування. На підставі випробувань передбачається встановлення фільтраційно-ємнісних властивостей пластів, а при позитивному результаті і властивостей флюїдів.
Таблиця 1 Результати вивченості об'єктів сейсморозвідувальних роботами
| Назва структури; сейсмічний відображає горизонт | Оконтурювальне ізогіпс, м | Площа підняття, км | Щільність мережі сейсмічних профілів, км / км | Розміри, км | Амплітуда, м | |
| Бобровська | III | -580 | 0.6 | |||
| 1Г | -1000 | 12 | 3.5х2 | 128 | ||
| Ф2 | -1120 | 14 | 7х2 | 160 | ||
| Білостоцький л / п | Ш | 0.13 | ||||
| 1Г | -1600 | 50х23 | 10х6 | 40 | ||
| 02 | ||||||
| Егоровскій л / п | Ш | 0.28 | ||||
| 1Г | -1500 | 14 | 6х2.5 | 20 | ||
| Фз | ||||||
| Татьяновская | 111 | -500 | 15 | 1.0 | 3х5 | 26 |
| 1Г | -1060 | 30 | 8х7 | 84 | ||
| Ф2 | -1280 | 32 | 6х3 | 320 | ||
| Ігловскій л / п | III | -620 | -15 | 0.2 | 8х3 | 10 |
| 1Г | -1450 | -18 | 13х8 | 50 | ||
| 02 | « | |||||
| Кривошеїнський л / п | Ш | 0.18 | ||||
| 11 " | -1650 | 60 | 20х20 | 30 | ||
| Ф2 | ||||||
| Лобичевскій л / п | III | 0.29 | ||||
| 1Г | -1550 | 75 | 14х7 | 70 | ||
| Ф2 | ||||||
| Монастирський л / п | 111 | 0.07 | ||||
| 1Г | -1450 | 25 | 10х2 | 30 | ||
| 02 | ||||||
| Малобрагінская | Ш | -600 | 25 | 0.56 | 10.7 х 6 | 22 |
| 1Г | -1120 | 52 | 13х9 | 190 | ||
| Ф2 | -1280 | 60 | 14х 10 | 230 | ||
| Шегарський л / п | III | 0.1 | ||||
| 1Г | -1150 | 25 | 12х2.5 | 30 | ||
| Ф2 | ||||||
| Цифровий л / п | III | 0.4 | ||||
| 1Г | -2175 | 65 | 13х8 | 40 | ||
| Ф2 | ||||||
4. Розвідницький етап
Даний етап включає детальні роботи, спрямовані на вивчення геологічної будови і структурно-формаційних характеристик виявлених об'єктів, з метою їх підготовки до розробки, підрахунку запасів і диференціації стосовно до методів вилучення.На об'єктах з встановленою нафтогазоносністю, при необхідності уточнення структурного плану, контурів і меж поширення поклади, передбачається підвищення детальності геофізичних робіт у комплексі з нетрадиційними методами досліджень, геохімічної зйомкою, електро-, магніто-і гравиразведки.
Рекомендована відстань між профілями 1 км. Це дозволить забезпечити достатню точність відображення структури в плані і не дасть перевищити межу, за якою помилка інтерполяції вже не буде впливати на точність карти.
На підставі отриманих даних і результатів пошукового буріння слід уточнити основні характеристики родовищ з метою визначення їх промислової значимості.
Спроектувати закладення трьох-чотирьох розвідувальних свердловин на кожному з виявлених родовищ, з урахуванням подальшого продовження робіт по профільній системі, і провести буріння. Розробити комплекс геологічних, геофізичних та гідродинамічних досліджень у розвідувальних свердловинах з метою детального вивчення покладів, отримання необхідних геолого-промислових даних для підрахунку запасів нафти і газу та складання технологічної схеми проекту розробки.
Незважаючи на зменшення перспектив нафтогазоносності розрізу Томської області в східному і південно-східному напрямках, можна експертно спрогнозувати кількість родовищ на Шегарський ділянці надр, використовуючи коефіцієнт успішності геологорозвідувальних робіт, а контрольовані ними запаси категорії А, В, З 1 розрахувати, застосувавши коефіцієнт переведення ресурсів З 3 в запаси.
Глибоке буріння в Томській області проводилося на 385 структурах. Відкрито 105 промислових родовищ нафти і газу. Коефіцієнт успішності дорівнює 0.27. Опускаючи незначна кількість випадків подсечения поклади не першої свердловиною, можна стверджувати, що на нашій ділянці вдасться відкрити 5 родовищ вуглеводнів в пастках комбінованого типу.
Коефіцієнт приведення кількості прогнозних ресурсів або запасів даної категорії до кількості запасів промислових категорій, тобто перехід ресурсів або запасів менш достовірних категорій в більш вірогідні - це стандартний прийом, використовуваний у практиці прогнозу перспектив нафтогазоносності території. Для кожного конкретного району він дещо відмінний і приймається більшою частиною статистико-експертним шляхом. У нашому конкретному випадку при слабкої вивченості ділянки даний коефіцієнт може бути вище.
Враховуючи досвід геологорозвідувальних робіт по родовищах Томської області, розташованим в більшості випадків у складнопобудованих нафтогазоносній верхнеюрском горизонті, величина переказного коефіцієнта для попередньо оцінених ресурсів категорії С 3 у запаси А, В, З 1 прийнята нами в розмірі 0.3.
Таким чином, цінність ділянки після переведення ресурсів у запаси по всім 20 прогнозними структурам становитиме 18 мільйонів тонн умовних вуглеводнів. Якщо прийняти, що на 20 структурах буде відкрито п'ять родовищ, то цінність ділянки знизиться до 4.5 мільйонів тонн умовних вуглеводнів.
ВИСНОВОК
Таким чином, в даній роботі ми розглянули перспективи ділянки надр у районі селища Трубачова. Крім того, було запропоновано комплекс розвідувальних робіт і заходів, які повинні забезпечити виявлення та оцінку кількох можливих об'єктів.Як видно з роботи, на даній території існує достатня кількість об'єктів перспективних на нафту і газ. Тим не менше, ці об'єкти потребують подальшого вивчення, з тим, щоб виявити пастки нафти і газу, контрольовані цими об'єктами.
У разі успіху описаних робіт для Томської області відкриваються великі перспективи. Незважаючи на те, що запаси в даному районі не такі великі, досить розвинена інфраструктура району та близькість його до обласного центру дозволить значно знизити витрати на розробку родовищ. Такий стан справ дозволяє стверджувати, що бюджет області значно поповниться.
Таким чином, даний район слід вважати перспективним на нафту і газ, і піддати його самому ретельному аналізу.
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Положення про етапи і стадії геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. М.: ВНІГНІ, 1983.2. С. Ф. Баландін, В. М. Ростовцев. Оцінка перспектив нафтогазоносності ділянки надр Томської області методом інформаційної фільтрації їх фотографічних зображень. Звіт ТОВ «Сузір'я», Томськ, 1999.
3. Л. П. Ріхванов. Попередня геолого-геохімічна оцінка Трубачевского газопроявления. Звіт МДП «Екогеос», Томськ, 2000.
4. Г. А. Сисолятіна. Сейсмічний дослідження МОГТ на Татьяновской і Бобровської площах з метою пошуків пасток для підземних сховищ природного газу. Звіт з / п 9/90-91 про результати пошукових робіт МОГТ масштабу 1:50000, проведених взимку 1990-91 р. р. в Шегарський і Кривошеїнський районах Томської області. Колпашево, ТГТ, 1991.