Новые перспективы поиска нефтяных и газовых месторождений на юго-востоке Томской области | Вестн. Том. гос. ун-та. 2010. № 338.

Новые перспективы поиска нефтяных и газовых месторождений на юго-востоке Томской области

Томская область - крупный нефтегазодобывающий район России с падающей добычей углеводородов. Это обстоятельство требует открытия в короткие сроки крупных по запасам месторождений нефти и газа. Решить эту задачу предлагается за счет поиска нефтяных и газовых месторождений в Тегульдетской впадине.

New prospects of oil-and-gas fields exploration in the south-east of Tomsk region.pdf Томская область - один из крупных нефтегазодобы-падающем в тектоническом плане с Тегульдетскойвающих регионов Российской Федерации. Историявпадиной. Впервые эту впадину выделил в 1888 г.нефтяной промышленности области насчитывает болееИ.Д. Черский при составлении маршрутной геологиче-сорока лет, а газовой - более десяти лет. В этот периодской карты и профиля вдоль Сибирского почтовогобыли введены в разработку наиболее крупные по запа-тракта. Он рассматривал её как мульду с глубоко опу-сам месторождения нефти и газа, которые к настояще-щенным фундаментом и мощным мезо-кайнозойскимму моменту вступили в стадию падающей добычи.покровом, сделал вывод о продолжении в Тегульдет-Введенные в эксплуатацию за последние годы десяткискую впадину угленосных осадков Кузбасса и предпо-мелких месторождений, такие как Соболиное, Горсто-ложил существование в юрском периоде на её террито-вое, Южно-Охтеурское и ряд других, лишь на времярии обширного пресного озера.смогли обеспечить поддержание уровня добычи, но, кПервые серьёзные исследования на территории Те-сожалению, не его рост. Более того, соотношение объ-гульдетской впадины начались с 1933 г. сотрудникамиемов ежегодной добычи стало стабильно и существен-ВНИГРИ (г. Ленинград) при проведении геолого-но отставать от объемов прироста запасов. При этомпоисковых работ на нефть. С 1948 г. трест «Запсибнеф-прирост идет в основном за счет перевода запасов изтегеология» и Сибирский геофизический трест (СГТ)категории С2 в категорию С1, а не за счет открытых но-начинают планомерные работы по изучению геологи-вых месторождений, или залежей, и отдельные исклю-ческого строения и перспектив нефтегазоносности За-чения не меняют существо наметившейся тенденции.падно-Сибирской низменности и Тегульдетской впади-Для того чтобы обеспечить рост уровня добычи нефтины. Усилиями этих исследователей была разработанаи газа, требуется открытие на территории Томской об-стратиграфия осадочного комплекса пород, составленыласти крупных по запасам месторождений с извлекае-геологические карты, сформированы представления омыми запасами не менее 30 млн т.тектоническом строении района, высказано предполо-Открытие крупных месторождений в хорошо изу-жение, что впадина является северным продолжениемченной западной части Томской области весьма про-Минусинской котловины. В более позднее время вблематично. Это связано с тем, что все наиболее круп-1962 г. К.В. Боголепов и А.П. Шевцов предложили Те-ные структуры, выявленные сейсмическими исследо-гульдетскую (Чулымскую) впадину называть Приар-ваниями, разбурены, а новые технологии, направлен-гинской.ные на прямые поиски месторождений нефти и газа, неВ 1950-1951 гг. Тегульдетская впадина была охва-нашли широкого применения в силу консервативностичена аэромагнитной съёмкой, в масштабе 1:1000000,геологического мышления. Проведение широкомас-производившейся СГТ под руководством З.М. Макаро-штабных региональных геофизических исследований ивой, в результате чего выявлена положительная анома-бурение параметрических скважин в пределах право-лия интенсивностью около 200-300 гамм в районебережной части Томской области, ориентированных напос. Тегульдет, что объяснялось сходством строенияизучение практически неизученных палеозойских иизучаемой впадины с Кузнецкой и Минусинской кот-допалеозойских отложений, может дать положитель-ловинами, для которых характерно глубокое залеганиеные результаты только через десятилетия. Высокиепород нижнего палеозоя.перспективы нефтегазоносности мезозойских отложе-Данные электроразведочных профилей, один из ко-ний в этом районе, на которые указывалиторых пройден по линии Калиновка-Зимовье в 180 кмВ.Н. Ростовцев и С.Н. Резник [1], могут быть реализо-западнее пос. Тегульдет, а другой - по линии Боготол-ваны только при применении комплекса новейших ме-Кандат в 50-60 км восточнее пос. Тегульдет, показали,тодов поиска, и в первую очередь, с использованиемчто породы доюрского фундамента в районе Тегульде-технологии квантово-оптической фильтрации космиче-та залегают на глубинах 1700-1800 м и постепенноских снимков, которая способна выделять границы ме-погружаются к северу. Эти построения были подтвер-сторождений нефти и газа. Эта технология доказалаждены результатами сейсмических работ, проведённыхсвою эффективность на землях Красноярского края ив 1955 г. под руководством П.О. Дроздовского, кото-Томской области, Вьетнама и Афганистана.рые подтвердили, что опорный отражающий горизонтВ целом восточные районы Томской области мож-постепенно погружается с юга на север, примерно сно считать относительно изученными, учитывая, что наглубины 2600 м у с. Рубино до 4200 м в районе проек-этой территории проведена серия региональных сейс-тируемой Чулымской опорной скважины. Севернеемических профилей, пробурено более сорока глубокихс. Тегульдет наблюдается увеличение глубин допоисковых и целая серия параметрических скважин.4800 м, а затем их уменьшение, что объяснялось суще-Несколько иная ситуация на юго-востоке области, сов-ствованием крупного Среднечулымского вала. В 1955 г.234Г.Д. Баженов и В.И. Островский по данным гравиметри-ческих работ косвенно подтвердили наличие Среднечу-лымского вала, расположенного севернее пос. Тегульдет. Этот вал многими исследователями принимается за се-верную границу Тегульдетской впадины.Дискуссия о перспективах нефтегазоносности Те-гульдетской впадины особенно остро проходила в 1930-х гг.. В статье «Местное топливо Западно-Сибирского края», опубликованной в 1932 г. в Вестни-ке Западно-Сибирского геологоразведочного треста [2. C. 38], сибирский исследователь В.И. Высоцкий, оце-нивая перспективы нефтегазоносности структуры пришел к выводу, что «запасы Чулымо-Енисейского бассейна окажутся весьма значительными, и цифра в 20 000 000 т не покажется преувеличенной». С другой стороны, в 1939 г. ленинградский ученый Н.П. Туаев, рассматривая перспективы нефтегазоносности Запад-но-Сибирской низменности и план развития геологиче-ских работ в третьей пятилетке, утверждал, что Чулым-ская (Тегульдетская) впадина, в отличие от других, является областью развития исключительно континен-тальной седиментации, поэтому она бесперспективна в отношении нефтегазоносности.Высокую оценку нефтегазоносности палеозойских отложений этой территории в 1934 г. давал М.К. Коро-вин. Позднее, выступая в 1945 г. на заседании Западно-Сибирского филиала Академии наук СССР, М.К. Ко-ровин предложил южные районы Тегульдетской впа-дины считать первоочередным объектом для постанов-ки геолого-разведочных работ на нефть и газ. Этот вы-вод он обосновывал тем, что по фациальному составу средне- и верхнепалеозойские формации формирова-лись в системе заливов и лагун Обь-Енисейского моря, позже превратившихся в межгорные впадины - струк-туры, особо благоприятные в отношении нефтеноснос-ности. К такого рода структурам он относил впадины Кузбасса, Минусы, Тегульдетскую, Бийско-Барнауль-скую и Таймырскую.Из приведенных высказываний очевидно, что разные исследователи неоднозначно оценивали перспективы нефтегазоносности Тегульдетской впадины. Окончатель-но отрицательную оценку этой территории дали ленин-градские ученые. Нефтяная секция ученого совета ВНИГРИ в 1957 г., заслушав доклад З.Н. Поярковой о комплексном изучении всех материалов, полученных в результате строительства Чулымской опорной скважины, пришла к следующему выводу: «Секция, однако, считает необходимым отметить нецелесообразность проведения дальнейших разведочных работ, поскольку весь район является малоперспективным или, во всяком случае, вто-ростепенным в отношении возможной нефтегазоносно-сти. Природу рассеянных битумов, обнаруженных во вскрытых скважиной отложениях, секция полагает еще недостаточно выясненной» [3]. В настоящее время на всех современных картах перспектив нефтегазоносности разных авторов территория Тегульдетской впадины рас-сматривается как бесперспективная. Решение этого уче-ного совета привело к тому, что практически в течение последних 50 лет на всей огромной территории впадины поиски нефти и газа не проводились.В 1956 г. В.В. Дробышев, В.П. Казаринов, обобщив весь имеющийся материал, предложили рассматриватьТегульдетскую впадину как погребенное звено Тувин-ско-Минусинской системы впадин. При этом район пос. Тегульдет является наиболее погруженным участком этой системы с мощностью осадочного чехла по геофи-зическим данным от 4000 до 5000 м. Эти материалы по-служили основанием для заложения недалеко от с. Те-гульдет опорной Чулымской скважины № 1, которая должна была помочь в решении следующих задач:- изучить стратиграфию, литологию, фациальные особенности горных пород, провести корреляцию раз-резов всех опорных скважин этого района;- выяснить перспективы газонефтеносности кайно-зойских, мезозойских и палеозойских отложений;- попутно осуществить поиск других полезных ис-копаемых.Бурение опорной скважины проводилось со сплош-ным отбором керна, что позволило детально изучить его литологический состав. Нижнеюрские отложения, представленные серыми песчаниками с подчиненными прослоями глин и аргиллитов, были выделены в мака-ровскую свиту. Среднеюрские отложения итатской свиты сформированы преимущественно угленосной алевролито-глинистой пачкой с прослоями серых пес-чаников. В подошве свиты зафиксированы многочис-ленные гальки изверженных и других пород, что сви-детельствует о тектонической активности района или прилегающих территорий на границе нижней и средней юры. Верхнеюрские отложения тяжинской свиты, в основном глинистые, с прослоями алевролитов и пес-чаников, преимущественно серого цвета с зеленоватым оттенком и многочисленными гнездами пирита. Эти отложения способны выполнять и выполняют функцию региональной покрышки для углеводородов нижнеюр-ской и среднеюрской генерации. Доказательством справедливости этого суждения служат результаты испытания юрских отложений в интервале 2318-2322 м и меловых в интервале 1266-1267 м, где были получе-ны значительные притоки пластовой воды с преобла-данием метанового газа в юрских отложениях и азот-ного газа в меловых.Окончательное представление о границах Тегуль-детской впадины сформировались после выхода в свет в 1994 г. тектонической карты мезозойского платфор-менного чехла Западно-Сибирской плиты, в составле-нии которой приняли участие ведущие ученые Запад-ной Сибири: Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторович, К.И. Ми-куленко, И.И. Нестеров, М.Я. Рудкевич, В.С. Старо-сельцев, В.С. Сурков. Согласно исследованиям этих ученых, границы Тегульдетской впадины практически совпадают со средним, широтным течением р. Чулым и юго-восточной административной границей Томской области.В начале этого века внимание исследователей к проблемам нефтегазоносности этой впадины было привлечено благодаря доценту ТПУ Б.Д. Васильеву. Он снова обратил внимание на естественные нефтепро-явления в Северо-Минусинской впадине, в урочище Сохочул, приуроченные к вулканогенно-осадочным отложениям нижнего девона, и нефтепризнаки во мно-гих колодцах, выкопанных для добычи воды местным населением в районе пос. Шира [4]. В связи с этим со-вершенно по-новому мы должны посмотреть на обиль-235ные включения твердых битумов в эффузивах нижнего девона в районе пос. Шира, которые ранее фиксирова-лись и изучались А.А. Ларищевым, А.В. Русановым, Г.Л. Рыжовой, А.И. Анатольевой, М.А. Спешиловой, В.А. Баженовым и др. [4, 5]. Нефтепроявление, выяв-ленное у подножия куэст, так же как и наличие твёр-дых битумов (импсонитов), позволяет предполагать существование многозалежного месторождения нефти, частично разрушенного эрозией и денудацией. Эти данные могут свидетельствовать о широких процессах нефтегазообразования и миграции углеводородов в палеозойских отложениях в пределах Северо-Минусинской впадины. Если учесть, что Тегульдетская впадина является естественным, но более погружен-ным продолжением Северо-Минусинской впадины, где палеозойские отложения сохранены под мощным мезо-зойско-кайнозойским чехлом осадков от денудации и эрозии, т.е. все основания предполагать, что именно здесь палеозойские залежи нефти и газа могли сохра-ниться в более полном объеме. Косвенным признаком возможного наличия в пределах Тегульдетской впади-ны месторождений углеводородов, но уже в осадочном чехле, являются выявленные естественные газопрояв-ления в пределах примыкающей к ней с юго-запада Барабинско-Пихтовской моноклинали.Второй прогнозируемый перспективный нефтегазо-носный комплекс Тегульдетской впадины контролиру-ется породами юрского комплекса. Он формировался, когда в силу тектонических процессов впадина отдели-лась от каскада Тувинско-Минусинских впадин, и на-копление юрских осадков шло под контролем Западно-Сибирского породно-осадочного бассейна. Юрский геологический разрез, вскрытый опорной скважиной в районе пос. Тегульдет, по своим литолого-фациальным комплексам мало отличается от юрских пород запад-ной части Томской области, где эти отложения рас-сматриваются как основной продуктивный комплекс. В нижней и средней юре происходило преимуществен-но континентальное осадконакопление. В верхнеюр-скую эпоху на территории впадины фиксируются сле-ды прибрежно-морского режима осадконакопления.Несмотря на принципиальное генетическое сходст-во юрских отложений западной части Томской области и района Тегульдетской впадины, между ними имеется и ряд существенных различий. Во-первых, по результа-там изучения керна скважины в пределах впадины об-щая мощность юрских отложений не менее 800-850 м, в то время как на западе в Нюрольской впадине она не боле 400-450 м. Во-вторых, современный гипсометри-ческий уровень кровли юрских отложений в Тегуль-детской впадине в основном на 700-800 м выше, чем в западных нефтедобывающих районах, что свидетельст-вует о существенной тектонической активности этой территории на границе юры и нижнего мела (валанжи-на, а возможно, и готерива). В-третьих, юрские песча-ники сцементированы карбонатным цементом, а не глинистым, как в западных районах области, и поэтому они обладают значительно лучшими коллекторскими свойствами. Об этом свидетельствует переливающий приток пластовой воды дебитом 10,8 м3/сут из песча-ников макаровской свиты, испытанных в интервале 2318-2322 м, и дебит в 24,19 м3/сут переливающей во-236ды, полученный при испытании интервала 2287-2292 м. Таких дебитов притока пластовых вод, на-сколько нам известно, нигде в западной части области из отложений средней и нижней юры получено не бы-ло. При бурении Тегульдетской опорной скважины в интервале 2200-2380 м газовым каротажом были за-фиксированы повышенные газопоказания в буровом растворе, при этом содержание метана доходило до 90%. В этой зоне было испытано два интервала, из ко-торых также были получены притоки воды и горючего газа. С нашей точки зрения, это связано с тем, что не совсем удачно были выбраны интервалы испытания, считаем, что было бы более правильным испытать ин-тервал 2312-2317 м, имеющий повышенное сопротив-ление. Тем не менее сам факт наличия слабых прито-ков горючего газа дебитом 20,9 м3/сут и присутствие тяжелых углеводородов в этом газе свидетельствует о перспективной нефтегазоносности этого района.Таким образом, разрез опорной скважины позволяет сделать вывод о наличии в юрском разрезе зональных и, как минимум, одной верхнеюрской, региональной покрышки и высокопроницаемых пластов. Испытание этих пластов свидетельствует о наличии генерацион-ных и миграционных процесов углеводородов, которые неизбежно должны были привести и к их аккумуляции. Остается главный вопрос - каковы объемы генериро-ванных углеводородов в юрском породно-осадочном комплексе. При решении этой проблемы имеется два подхода. Один базируется на исходных позициях оса-дочно-миграционной теории происхождения нефти и газа. Опираясь на них, мы должны отметить, что сум-марная мощность углей в разрезе Тегульдетской опор-ной скважины составляет 50 м. С учетом температур на глубине их залегания, которые колеблются от 83 до 93ºС, и давления - от 220 до 280 атмосфер, можно с большой долей вероятности принять, что юрские угли и все органическое вещество этих пород достигли ме-таморфизма стадии МК1.Зная мощность углей в Максимоярской, Белогорской и Мариинской опорных скважинах, можно с точностью до 10-15% подсчитать общие объемы концентрированно-го органического вещества (КОВ) в Тегульдетской впа-дине. Согласно этим расчетам в пределах впадины КОВ могло генерировать около 200 триллионов кубометров метанового газа. По аналогии с юрскими отложениями Чулым-Тымского междуречья, на территории которого рассеянное органическое вещество (РОВ) генерировало метанового газа в 1,3 раза больше, чем концентрирован-ное [1], можно считать, что это соотношение будет спра-ведливо и для Тегульдетской впадины. Такие допущения позволяют предположить, что суммарно все органическое вещество этой впадины могло генерировать до 460 трлн кубометров метанового газа.Обычно для Западной Сибири процент аккумуля-ции генерированного газа исследователями принимает-ся в диапазоне от 3 до 5%. Если мы примем в расчетах, что в Тегульдетской впадине аккумулировался всего 1% от генерированного газа РОВ и КОВ, то и тогда месторождения этой впадины способны контролиро-вать 4,6 трлн кубических метров горючего газа.При этом следует учесть и перспективы нефтегазо-носности палеозойских отложений, которые хотя мож-но оценивать только качественно, но с большой долейпользованию по Томской области («Томскнедра») иуверенности можно утверждать, что они не менее, а,Администрации Томской области начать исследованиеможет быть, даже и более перспективны, чем юрские.перспектив нефтегазоносности Тегульдетской впади-Опираясь на флюидно-динамические представленияны. Благодаря значительным усилиям начальникаформирования углеводородов, мы не можем опреде-Управления «Томскнедра» А.В. Комарова и заместите-лить масштабы генерации углеводородов, но должныля губернатора Томской области В.Г. Емешева в пре-подчеркнуть, что в пределах этой территории имеютсяделах этой впадины, на землях, считавшихся беспер-благоприятные тектонические условия, способствую-спективными, были начаты комплексные исследованиящие формированию залежей углеводородов.серией сейсмических профилей, которые подтвердилиОбработка космических снимков территории Те-представления о возможных высоких перспективахгульдетской впадины с помощью квантово-оптическойнефтегазоносности палеозойских и мезозойских отло-фильтрации позволила специалистам ЗАО «ТОМКО» вжений. При этом наиболее перспективные зоны, выде-её пределах наметить границы ряда прогнозируемыхленные по региональным сейсмическим профилям,месторождений. Одно из них, наиболее крупное, рас-совпадают с отдельными перспективными зонами, вы-полагается примерно в центральной зоне Тегульдет-деленными по данным квантово-оптической фильтра-ской впадины, второе - на границе трех регионов: Том-ции космического снимка этой территории.ской, Кемеровской областей и Красноярского края. ЭтиПрогнозируемое открытие в пределах Тегульдетскойданные позволили в своё время группе специалистоввпадины крупных месторождений углеводородов может(В.Н. Ростовцев, Г.И. Тищенко, В.В. Ростовцев,придать новый импульс развитию нефтегазодобывающейВ.Е. Пешков) рекомендовать Управлению по недро-отрасли в восточных районах Томской области.ЛИТЕРАТУРА

Ключевые слова

нефть, газ, поиски, запасы, Тегульдетская впадина, key borehole, the Chulym depression, hydrocarbon prospecting, oil-and-gas industry

Авторы

ФИООрганизацияДополнительноE-mail
Ростовцев Виталий ВалерьевичИнститут геологии и нефтегазового дела Томского политехнического университетастарший преподаватель кафедры геофизикиrostovcev@tpu.ru
Всего: 1

Ссылки

Ростовцев В.Н., Резник С.Н. Юрский комплекс Чулым-Тымского междуречья - перспективный объект для поисков нефти и газа в правобережье Оби Томской области. Томск: ТГУ, 2004. 162 с.
Высоцкий В.И. Местное топливо Западно-Сибирского края // Вестник Западно-Сибирского геологоразведочного треста. Томск: ЗСГРТ, 1932. Вып. 3, 4. С. 37-40.
Пояркова З.Н., Розин А.А., Шевченко С.А. Сводный отчет по Чулымской опорной скважине. Л.: ВНИГРИ, 1957. 154 с.
Серебренникова О.В., Васильев Б.Д. и др. Нефтепроявление «Сохочул» в Северной Хакасии // Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений: Известия ТПУ. Вып. 8, т. 35. Томск: ТПУ, 2002. С. 78-83.
Геология и минерагения Северной Хакасии. Путеводитель по учебному геологическому полигону вузов Сибири / Под ред. В.П. Парначёва и Б.Д. Васильева. Томск: ТПУ, 2009. 236 с.
 Новые перспективы поиска нефтяных и газовых месторождений на юго-востоке Томской области | Вестн. Том. гос. ун-та. 2010. № 338.

Новые перспективы поиска нефтяных и газовых месторождений на юго-востоке Томской области | Вестн. Том. гос. ун-та. 2010. № 338.

Полнотекстовая версия