Комплексирование правобережья реки Оби

Тем не менее, верхнеюрские отложения являются наиболее перспективными в Томской области в отношении нефтегазоносности. На их долю приходится свыше 70% промышленных запасов углеводородов. Несмотря на то обстоятельств, что большинство залежей выявлены в западной и центральной частях области, есть основание рассматривать данный комплекс пород в качестве наиболее перспективного и на территории Шига

рского участка недр. Закартированные зоны развития песчаных тел верхнеюрского сейсмофациального комплекса, имеющие боковые экраны и регионально перекрытие слабопроницаемыми породами марьяновской свиты, с позиции системного анализа, проведенного в пределах Татьяновской и Бобровской площадях, подтверждают это предположение.

Накопление отложений илекской свиты нижнемелового возраста происходило большей частью в лагунных условиях и кратковременно в континентальных. Представлены однородной толщей глин и аргиллитов. В глинах редко встречаются прослои песков, иногда разрастающиеся до значительных мощностей, с хорошими коллекторскими свойствами. В результате анализа образца алевролита из интервала 696.6 – 703 м. скважины 2 Песочн-Дубровской площади его пористость составила 27.5%, проницаемость – 0.0219 дарси. В данном случае физические свойства породы обусловлены ее некарбонатностью. Слабо сцементированные алевролиты и песчаники обладают гораздо лучшими коллекторскими свойствами.

Покурская свита залегает на илекской с незначительным наклоном и выполнена песчаниками, песками и глинами с прослоями алевролитов и алевритов, включающих обуглившиеся растительные остатки, сформированными в полифациальных условиях. Сведений о коллекторских свойствах пород и их битуминозности не имеется. На электрокаротажных диаграммах покурская свита отбивается повышенными значениями кажущихся сопротивлений пород, по сравнению с нижележащей, существенно глинистой илекской свитой.

Завершает меловой разрез сымская свита, состоящая из чередования песков и глин с присутствием незначительного количества растительного детрита.

Палеогеновые отложения, со стратиграфическим перерывом, перекрывают меловые отложения и представлены прибрежно-морскими, преимущественно глинистыми осадками люлинворской свиты, континентальными песчано-глинистыми отложениями юрковской и новомихайловской свит. В свою очередь, они повсеместно перекрыты осадками палеогеновой и неогеновой систем с прослоями песчаников и глин.

На общем северо-западном погружении Барабинско-Пихтовской моноклинали выделяется ряд структур третьего порядка: Кривошеинский, Лобычевский, Игловский, Монастырский, Егоровский, Цифровой, Шегарский, Белостокский перегибы и Малобрагинская, Бобровская и другие структуры. Одновременно с подъемом фундамента в направлении горно-складчатого обрамления плиты наблюдается выклинивание и сокращение толщи осадочных комплексов нижнесреднеюрского возраста, подтверждающееся бурением Песчано-Дубровских скважин (Рис. 2).

Своеобразный, не вполне выясненный характер литолого-фациальной изменчивости верхнеюрских образований, а так же недостаток буровой и сейсмической информации затрудняет выработку общей для района работ корреляционной схемы пластов.

О процессах нефтеобразования, протекавших в пределах Шегарского участка недр, можно судить по схеме (Рис. 3), составленной В. Г. Пискаревым, А.С. Фомичевым. С позиций положения о главных фазах нефтегазообразования, породы юры и неокома района работ находятся в зоне их развития и в главную фазу не вошли. На этом этапе органическое вещество претерпевает слабые изменения. Идет процесс газообразования, связанный с ранней углефикацией органического вещества, зоной торфа и бурых углей.

В это время рождается, в основном, метан в количестве до 5% общей массы органического вещества. Органическое вещество находится в условиях недостаточно высоких температур и низком давлении в пластах, залегающих на относительно небольших глубинах – до 1.5 – 2 км.

Существует вероятность и латеральной миграции углеводородов с приграничных районов, где породы находятся в зоне мезокатагенеза, то есть вступили в главную фазу нефтеобразования.

Возвращаясь к вопросу о флюидоупорах и коллекторах, можно добавить, что на рисунке X, помимо процессов нефтеобразования, отражено региональное развитие преимущественно глинистых и песчано-алевролитовых толщь осадочного чехла Томской области, в целом, и района исследований, в частности, вполне сопоставимых по мощностям с западными и центральными нефтегазоносными территориями.

2. Региональный этап

Как отмечалось в предыдущей главе, в пределах Шегарского района в процессе геологоразведочных работ уже были достигнуты определенные результаты. Необходимо отметить, что некоторые нетрадиционные методы, такие как метод фильтрации тонких видов энергий и другие, отработаны с целью поисков углеводородов впервые. В случае достоверности прогноза целесообразно внедрить их в комплекс стандартных геологических работ в качестве новой дешевой разработки.

Таким образом, всю территорию участка можно расчленить на отдельные блоки, каждый из которых характеризуется определенной плотностью исследовательских работ и, как следствие, полнотой геолого-геофизической изученности. Нетронутыми, с этой точки зрения, остались районы, примыкающие к восточной границе участка и его юго-восточная часть. Выполненный объем исследований позволяет использовать участки наибольших концентраций работ в качестве базовых, с которыми следует коррелировать и увязывать результаты дальнейших изысканий.

Согласно временного положения об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, целью региональных работ является изучение основных закономерностей геологического строения территории, обеспечение выполнения оценки перспектив ее нефтегазоносности, выявление и региональное прослеживание нефтегазоперспективных комплексов пород, выделение районов, представляющих интерес для поисковых работ с определением первоочередности их проведения.

Положение и ориентировка опорных профилей определены с учетом данных предыдущих геологических и геофизических исследований. Опорные профили пересекают основные крупные структурные элементы и увязаны со скважинами глубокого бурения.

Рекомендуется на данной территории вкрест простирания структурного плана заложить три региональных сейсмических профиля (южный, центральный и северный) северо-западного простирания общей протяженностью 200 погонных км. Расстояние между сейсмическими профилями – 40 – 50 км., согласно инструкции по сейсморазведке (Рис. 4).

Южный профиль увязан со скважиной 1 Татьяновской площади. Местоположение профиля частично пройдет по району, отработанному сейсмическими партиями с/п 23/84-85, с/п 23/85-86, и охарактеризует геологическое строение малоизученной южной части участка.

В задачи центрального профиля входит изучение геологического строения центральной территории и частично нетронутого геолого-геофизическими работами юго-восточного района Шегарского участка, увязка полученных материалов с результатами работ сейсмических партий разных лет.

 Скачать реферат