Политехнический Университет
Кафедра
ГеофизикиКурсовая работа
Комплексированиеправобережья рекиОби
Выполнил:
ст-т гр
Проверил:
преподаватель
Оглавление
Введение ……………………………………………………………………. 3 1. Геологическое строение района ………………………………………. 4 2. Региональный этап ……………………………………………………… 12 3. Поисковый этап ………………………………………………………… 15 4. Разведочный этап ………………………………………………………. 21 Заключение ………………………………………………………………… 23 Список литературы ………………………………………………………. 24
ВВЕДЕНИЕ
Восточные земли условно ограничены правобережьем рекиОби и восточной частью административной границы Томской области. Геологическаяизученность этой территории, по сравнению с левобережной частью, слабая. Объемпроведенных геологоразведочных работ в пределах восточных земель позволил на ихтерритории подготовить и выявить достаточно большое количество крупных структуртретьего порядка, способных по геоморфологическим признакам контролироватькрупные залежи нефти и газа. Исходя из общих геологических критериев, перспективынефтегазоносности исследуемого района в разное время и разными исследователямиоценивались по-разному.
На правом берегу реки Оби в разные годы и разнымиучеными проводились исследования, но комплексного исследования района никогдане было. Около трех лет назад в данном районе были обнаружены свободныегазопроявления достаточной интенсивности, чтобы можно было предположить наличиев этом районе залежей газа. В зимний период, несмотря на большие морозы, полосапротоки в районе исследований не покрывалась льдом, а на ее поверхностинаблюдалась пленка, напоминающая пленку бензина на воде. Этот факт позволяетпредположить, что помимо газа в земной коре в данном районе находится и нефть.
Все это позволяет сделать вывод, что проведениекомплекса поисково-разведочных работ в этом районе может считаться не толькообоснованным, но и в определенной мере необходимыми.
1. Геологическое строение района
Исследуемый участок характеризуется слабойгеолого-геофизической изученностью. В тектоническом отношении приурочен кБарабинско-Пихтовской моноклинали (Рис. 1,2).
Район работ находится в тектонически активной зоне,связанной с глубинными разломами на стыке двух систем складчатости – герцинскойи салаирской. Промежуточный комплекс не установлен. О трещиноватости осадочныхпород можно судить по керновому материалу Песочно-Дубровских и Татьяновскихскважин. Научно-исследовательская обработка кернового материала выполнялась влабораторных условиях и тематических партиях комплексной тематическойэкспедиции НТГУ. В процессе сейсмических исследований МОГТ на Татьяновской иБобровской площадях, с целью поисков ловушек для подземных хранилищ природногогаза, установлено, что в районе Бобровского и Малобрагинского локальных поднятий тектонические движения с разрывом сплошности залегания горных породпроявились наиболее контрастно, что привело к образованию в чехлелинейно-вытянутых в северо-западном направлении зон дробления горных пород,внутри которых преобладают грабенообразные просадки.
Стратиграфическое расчленение разреза проведено наосновании данных Песочно-Дубровских параметрических ПР1, ПР2 и Татьяновских 1,2скважин, в которых снизу вверх выделены палеозой, тюменская, наунакская,марьяновская свиты юрского возраста и илекская, покурская, сымская свиты,составляющие меловую систему. Перекрываются описанные отложения породамипалеоген-неогеновой системы.
Палеозойские образования фундамента вскрыты обоимиПесочно-Дубровскими, соответственно, на 32 и 38.5 м. В скважине ПР1представлены осадочными породами, состоящими из аргиллитов и алевролитов, отсветло-серых до черных, часто углистых, плотных, с прожилками кальцита,тонкослоистыми.
/>
/>
Слоистость в породе под углом 600к осикерна. Возраст отложений: верхний девон – нижний карбон. В верхней частифундамента подсечена кора выветривания, представленная отбеленными аргиллитами.В скважине ПР2 фундамент слагают интрузивные породы, состоящие из порфировидныхкварцевых монцонитов и кварцевых монцонит-порфиритов.
Со стратиграфическим несогласием на палеозойскихотложениях залегают породы мезозойско-кайнозойского платформенного чехла.Строение платформенного чехла в основном изучалось сейсморазведочными работамии в небольшом объеме глубоким бурением.
Разрез юрских отложений выполняют тюменская,наунакская и марьяновская свиты. Отложения тюменской свиты встречены наПесочно-Дубровской площади только в скважине 1. Литологически тюменская свитапредставлена аргиллитами с прослоями алевролитов и углей. Реже встречаютсяпесчаники и гравелиты. Фаунистическая охарактеризованность слабая.Песчано-алевролитовые пласты не карбонаты, их абсолютная пористость измеряетсяот 11.5 до 22 %, открытая пористость составляет 10.2 – 21%. Проницаемостьопределялась на сухих образцах, которые проницаемостью не обладают.
Трансгрессивно на континентальных отложениях тюменскойсвиты залегают отложения наунакской свиты оксфордского возраста, разрез которойпредставлен алевролитами, известковистыми песчаниками, иногда с прослоями галеки большим количеством обломков раковин.
Прибрежно-морские отложения марьяновской свитыпредставлены переслаиванием известняков, доломитов, глин, алевролитов, брекчий.Такое разнообразие литологического состава, по-видимому, можно объяснитьблизким источником сноса и нестабильной фациальной обстановкойосадконакопления. Породы, представляющие свиту, охарактеризованыпалеонтологически. Возраст – нижний кимеридж-волжский. Отложения входят всостав региональной верхнеюрско-неокомской покрышки. О способности выполнятьроль флюидоупора для нижележащих пластов-коллекторов в конкретном районе бездополнительных исследований говорить сложно. Оценка толщи-покрышки, проведеннаяна Татьяновской площади, не отвечает требованиям непроницаемого слоя, каксоставной части природного резервуара. Однако качество флюидоупора должнорассматриваться на каждом локальном объекте автономно, это обусловленосуществованием участков с затуханием тектонической активности и переходом вболее спокойный режим осадконакопления. К таким участкам, в частности, можноотнести район Маркеловского и Кудринского поднятий, по заключению отчета с/п9/90 – 91 на которых рекомендуется провести площадные поисковые работы.
Согласно отчета по бурению Песочно-Дубровских скважинстратиграфический разрез юрских отложений представлен несколько иначе.Наунакская свита вошла в состав тюменской и отдельно не выделена. Отложениянижнего кимеридж-волжского веков отнесены к максимоярской свите. По даннымбурения второй скважины максимоярская свита залегает непосредственно напалеозойских отложениях. По люминисцентно-битуминологическим исследованиямотложения названной свиты в пределах Песочно-Дубровской площади характеризуютсянизкими значениями битуминозности. Открытая пористость изменяется от 5.9 до27.5 %, проницаемость – 0.0219 – 0.0348 дарси, карбонатность колеблется от«некарбонатных» до 42%.
Тем не менее, верхнеюрские отложения являются наиболееперспективными в Томской области в отношении нефтегазоносности. На их долюприходится свыше 70% промышленных запасов углеводородов. Несмотря на то обстоятельств,что большинство залежей выявлены в западной и центральной частях области, естьоснование рассматривать данный комплекс пород в качестве наиболееперспективного и на территории Шигарского участка недр. Закартированные зоныразвития песчаных тел верхнеюрского сейсмофациального комплекса, имеющиебоковые экраны и регионально перекрытие слабопроницаемыми породами марьяновскойсвиты, с позиции системного анализа, проведенного в пределах Татьяновской иБобровской площадях, подтверждают это предположение.
Накопление отложений илекской свиты нижнемеловоговозраста происходило большей частью в лагунных условиях и кратковременно вконтинентальных. Представлены однородной толщей глин и аргиллитов. В глинахредко встречаются прослои песков, иногда разрастающиеся до значительныхмощностей, с хорошими коллекторскими свойствами. В результате анализа образцаалевролита из интервала 696.6 – 703 м. скважины 2 Песочн-Дубровской площади егопористость составила 27.5%, проницаемость – 0.0219 дарси. В данном случае физическиесвойства породы обусловлены ее некарбонатностью. Слабо сцементированныеалевролиты и песчаники обладают гораздо лучшими коллекторскими свойствами.
Покурская свита залегает на илекской с незначительнымнаклоном и выполнена песчаниками, песками и глинами с прослоями алевролитов иалевритов, включающих обуглившиеся растительные остатки, сформированными вполифациальных условиях. Сведений о коллекторских свойствах пород и ихбитуминозности не имеется. На электрокаротажных диаграммах покурская свита отбиваетсяповышенными значениями кажущихся сопротивлений пород, по сравнению снижележащей, существенно глинистой илекской свитой.
Завершает меловой разрез сымская свита, состоящая изчередования песков и глин с присутствием незначительного количества растительногодетрита.
Палеогеновые отложения, со стратиграфическимперерывом, перекрывают меловые отложения и представлены прибрежно-морскими,преимущественно глинистыми осадками люлинворской свиты, континентальнымипесчано-глинистыми отложениями юрковской и новомихайловской свит. В своюочередь, они повсеместно перекрыты осадками палеогеновой и неогеновой систем спрослоями песчаников и глин.
На общем северо-западном погруженииБарабинско-Пихтовской моноклинали выделяется ряд структур третьего порядка:Кривошеинский, Лобычевский, Игловский, Монастырский, Егоровский, Цифровой,Шегарский, Белостокский перегибы и Малобрагинская, Бобровская и другиеструктуры. Одновременно с подъемом фундамента в направлении горно-складчатогообрамления плиты наблюдается выклинивание и сокращение толщи осадочныхкомплексов нижнесреднеюрского возраста, подтверждающееся бурениемПесчано-Дубровских скважин (Рис. 2).
Своеобразный, не вполне выясненный характерлитолого-фациальной изменчивости верхнеюрских образований, а так же недостатокбуровой и сейсмической информации затрудняет выработку общей для района работкорреляционной схемы пластов.
О процессах нефтеобразования, протекавших в пределахШегарского участка недр, можно судить по схеме (Рис. 3), составленной В. Г.Пискаревым, А.С. Фомичевым. С позиций положения о главных фазахнефтегазообразования, породы юры и неокома района работ находятся в зоне ихразвития и в главную фазу не вошли. На этом этапе органическое веществопретерпевает слабые изменения. Идет процесс газообразования, связанный с раннейуглефикацией органического вещества, зоной торфа и бурых углей.
В это время рождается, в основном, метан в количестведо 5% общей массы органического вещества. Органическое вещество находится вусловиях недостаточно высоких температур и низком давлении в пластах,залегающих на относительно небольших глубинах – до 1.5 – 2 км.
Существует вероятность и латеральной миграцииуглеводородов с приграничных районов, где породы находятся в зонемезокатагенеза, то есть вступили в главную фазу нефтеобразования.
Возвращаясь к вопросу о флюидоупорах и коллекторах,можно добавить, что на рисунке X, помимо процессов нефтеобразования, отраженорегиональное развитие преимущественно глинистых и песчано-алевролитовых толщьосадочного чехла Томской области, в целом, и района исследований, в частности,вполне сопоставимых по мощностям с западными и центральными нефтегазоноснымитерриториями.
/>
2. Региональный этап
Как отмечалось в предыдущей главе, в пределахШегарского района в процессе геологоразведочных работ уже были достигнутыопределенные результаты. Необходимо отметить, что некоторые нетрадиционныеметоды, такие как метод фильтрации тонких видов энергий и другие, отработаны сцелью поисков углеводородов впервые. В случае достоверности прогнозацелесообразно внедрить их в комплекс стандартных геологических работ в качественовой дешевой разработки.
Таким образом, всю территорию участка можно расчленитьна отдельные блоки, каждый из которых характеризуется определенной плотностьюисследовательских работ и, как следствие, полнотой геолого-геофизическойизученности. Нетронутыми, с этой точки зрения, остались районы, примыкающие квосточной границе участка и его юго-восточная часть. Выполненный объемисследований позволяет использовать участки наибольших концентраций работ вкачестве базовых, с которыми следует коррелировать и увязывать результатыдальнейших изысканий.
Согласно временного положения об этапах и стадияхгеологоразведочных работ на нефть и газ, целью региональных работ являетсяизучение основных закономерностей геологического строения территории,обеспечение выполнения оценки перспектив ее нефтегазоносности, выявление ирегиональное прослеживание нефтегазоперспективных комплексов пород, выделениерайонов, представляющих интерес для поисковых работ с определениемпервоочередности их проведения.
Положение и ориентировка опорных профилей определены сучетом данных предыдущих геологических и геофизических исследований. Опорныепрофили пересекают основные крупные структурные элементы и увязаны соскважинами глубокого бурения.
Рекомендуется на данной территории вкрест простиранияструктурного плана заложить три региональных сейсмических профиля (южный,центральный и северный) северо-западного простирания общей протяженностью 200погонных км. Расстояние между сейсмическими профилями – 40 – 50 км., согласноинструкции по сейсморазведке (Рис. 4).
Южный профиль увязан со скважиной 1 Татьяновскойплощади. Местоположение профиля частично пройдет по району, отработанномусейсмическими партиями с/п 23/84-85, с/п 23/85-86, и охарактеризуетгеологическое строение малоизученной южной части участка.
В задачи центрального профиля входит изучениегеологического строения центральной территории и частично нетронутогогеолого-геофизическими работами юго-восточного района Шегарского участка,увязка полученных материалов с результатами работ сейсмических партий разныхлет.
Профиль протрассирован южнее Белостокского,Лобычевского перегибов, Малобрагинской, Бобровской структур и должен отследитьразвитие этих потенциально перспективных в нефтегазоносном отношении объектов вюжном направлении. В районе реки Обь профиль пересечет южную оконечностьвыявленной зоны газопроявления и ласт представление о геологическом строенииглубоких горизонтов.
Начало северного профиля совпадает с районом работсейсмических партий 12/69 и 23/85-86, далее он протягивается к излучине рек Обьи Томь, пересекая участки, отработанные с/п 23/86-87 и 23/84-85. профильохарактеризует геологический разрез северо-западной части участка, наиболеепогруженной по современным представлениям, и увяжет его с результатами работперечисленных партий.
В задачи всех трех профилей также входит выявлениеграницы регионального выклинивания юрских отложений, что даст возможностьограничить перспективную в нефтегазоносном отношении территорию поиска исконцентрировать дальнейшие работы в районах с наиболее благоприятнымигеологическими условиями.
/>
На всех этапах и стадиях геологоразведочных работ нанефть и газ рекомендуется сейсмические профили отрабатывать в комплексе снетрадиционными методами исследований, геохимической съемкой и совмещать сдругими геофизическими профилями (грави-, магнито-, электроразведочными идругими), то есть выполнять более дешевые исследования перед сейсморазведкой,но в соответствии с утвержденным проектом на производство сейсморазведочныхработ, уточняя и координируя его.
Одновременно с проведением региональныхсейсморазведочных работ целесообразно заложить в районе Лобычевского перегибана пересечении профилей, отработанных с/п 9/90-91, и центрального региональногопрофиля параметрическую скважину (П1) глубиной 2500 – 3000 м. (Рис. 4), с цельювскрытия и изучения наиболее полного разреза осадочного чехла и коренных породпалеозойского фундамента, их фациального состава, характера коллекторов иводоносности разреза, решения вопросов нефтегазоносности и получения исходных параметровдля качественной интерпретации результатов геофизических исследований.
3. Поисковый этап
Поисковые работы обеспечивают выявление и локализациюобъектов, перспективных на нефть и газ, с целью их подготовки под поисковоебурение.
Для решения поставленных задач рекомендуется наМалобрагинском локальном поднятии провести сейсморазведочные работы методом ОГТс кратностью прослеживания не менее 24. Это позволит обеспечить необходимоесоотношение сигнал-помеха, надежно проследить слабые отражения с сохранением ихдинамики и формы. Сейсмические исследования следует проводить в комплексе снетрадиционными видами исследований, геохимической съемкой, электро-, магнито-,гравиразведкой более мелкого масштаба. Целью постановки работ являетсяподготовка Малобрагинского поднятия по глубокое бурение, детализацияструктурного плана, путем доведения плотности профилей до1.2 км/км2.первостепенность изучения данного объекта вызвана наиболее значительнойдоказанной площадью и амплитудой структуры, по сравнению с выявленными научастке, наиболее близкая к достаточной плотность сети сейсмических наблюденийи незначительное удаление от местоположения зоны естественного газопроявления.
Южнее Малобрагинского поднятия расположенадепрессионная зона, отделяющая его от Бобровской структуры. Вторым объектомизучения является Бобровская структура. Ее площадь по оконтуривающей изогипсеминус 1000 м равна 12 км2, размеры 3.5*2 км и амплитуда 128м.плотность сети сейсмических наблюдений достигла 0.6 км/км2.Совместно с Малобрагинской площадью Бобровская структура составляет единыйполигон. Объем работ, необходимый на полевой сезон одной сейсмопартии, следуетнарастить за счет увеличения площади указанного полигона, протрассировав сетьпрофилей до зоны естественного выхода газа, примкнув территорию полигона круслу реки Обь. Для достижения указанной плотности необходимо отработать 300погонных км профилей.
По результатам сейсмических работ следуетпредусмотреть заложение одной поисковой скважины на каждый объект. Заложениескважин нацелено на прогнозные ловушки юрско-мелового нефтегазоносногокомплекса.
Начало поискового этапа именно с данных объектовобосновывается еще и тем, что структурные планы закартированы более современнымметодом сейсморазведки (МОГТ), который на опыте доказал надежностьпредставляемой информации и дает возможность качественно, на высоком уровнеинтерпретировать сейсмические материалы. Плотность сети профилей напримыкающих, частично перекрывающихся участках работ сейсмопартий, по нашимданным составляет 0.91 км/км2. Наивысшая плотность работ идостигнутые результаты на участке дают право использовать его в качествеэталона для дальнейших проектных работ.
Аналогичные работы планируется провести на всехучастках, контролирующих выявленные перегибы: Игловской, Монастырской,Шегарской, Цифровой, Белостокской, Егоровской, Лобычевской. Сопоставлениеполучаемых данных с материалами эталонного участка (Рис. 4) позволиткорректировать выполнение программы и даст возможность повысить качествогеологоразведочных работ.
Очередность проведения работ установлена согласноконцентрации перегибов на полигоне и потенциалам их нефтегазоносности (объемувозможных ловушек и приуроченности к территории с наиболее полным разрезомосадочного комплекса или к зоне резкого его сокращения). Характеристикиобъектов, расположенных непосредственно на Шегарском участке недр и вблизи егограниц, приведены в таблице 1.
Исходя из условий, что площадь Шегарского участкасоставляет 4576 км2, а достаточный объем работ одной сейсмопартии наполевой сезон равен около 400 км2, количество полигонов должно бытьблизко к десяти. С учетом вышеизложенного, нами определены следующие полигоны: I –Малобрагинско-Трубачевский, II – Монастырский, III — Лобычевский, IV – Белостокский, V – Игловский, VI –Мельниковский, VII – Шегарский, VIII –Междуреченский, IX – Правобережный, X – Подобный(Рис. 4). Номера полигонов указывают на очередность их ввода в поисковыеработы. Площадь первого увеличена за счет анализа и переориентации ранеевыполненных исследований.
На VIII, IX и X полигонах геологоразведочные работы практически невелись.
Существует вероятность того, что целесообразностьпроведения работ на нескольких полигонах отпадает после получения результатоврегионального этапа, когда будет выявлена граница выклинивания юрских отложенийна участке недр. Предположительно такими участками окажутся VII,VIII, IX, X.
Первоначально, с целью подтверждения наличия ранеепредполагаемых структур и выявления новых, необходимо поочередно отработатьтерритории полигонов (II — X) сетью профилей, заданный шаг между которыми недолжен превышать 5 км. Такая плотность обеспечит выявление локального объектаего пересечением не менее, чем двумя профилями, и по нашим данным даствозможность картировать зоны в разрезе чехла, связанные со сложнопостроенныминеантиклинальными ловушками, развитие которых прогнозируется вдоль границывыклинивания юрской толщи пород. Объем сейсморазведочных работ при этомсоставит 1600 погонных км, что обеспечит плотность, равную 0.4 км/км2.
При поисковых сейсмических работах на выявленныхструктурах, по аналогии с полигоном 1, наиболее рациональным будет обеспечениеплотности сети профилей 1.2 км/км2. сейсмические профили такжерекомендуется совмещать с другими видами съемок и увязать с результатами,полученными в ходе проведения геолого-геофизических работ на соседнихполигонах.
Хочется отметить, что отработку профилей на некоторыхполигонах можно вести круглый год, благодаря повышенным отметкам рельефаместности. На этот факт необходимо обратить внимание при проектированиигеологоразведочных работ.
Прогноз количества объектов, которые можно выявитьпосле проведения поискового этапа, осуществлен на основеМалобрагинско-Трубачевского полигона (Рис. 4). При среднеарифметическойплотности сети сейсмических наблюдений, равной 0.9 км/км2, наплощади исследования, составляющей 445 км2, партиями с/п 23/86-87 ис/п 9/90-91, проводившими поисково-сейсморазведочные работы методом ОГТ,выявлены Малобрагинская и Бобровская перспективные структуры, то есть двапоисковых объекта. Прослеживая эволюцию взглядов на строениеБарабинско-Пихтовской моноклинали, отмечено, что ее пологое залегание на картахнекоторых авторов обусловлено отсутствием геологических работ. При появлениитаковых на фоне моноклинали вырисовывается расчлененность поверхности среза ивыявляются структуры третьего порядка. Учитывая, что район работ частичнорасположен в зоне выклинивания наиболее перспективных в Томской области юрскихотложений и неосвещенная с геологических позиций его часть может целиком состоятьиз комплекса пород с неблагоприятными условиями в отношении нефтегазоносности,для остальной части изучаемого района мы вправе как пессимистический вариантвычислить количество прогнозных структур, зная число таковых на единице площадиэталонного участка. Таким образом, количество объектов, предстоящих выявить входе проведения поисковых работ, составляет 14, шесть из которых в видеперегибов было намечено предыдущими изысканиями. В случае отсутствия зонывыклинивания юрских отложений на территории Шегарского участка недр количествообъектов может быть увеличено до 20. Для наращивания плотностисейсморазведочных работ до 1.2 км/км2 на всех 20 указанных объектахнеобходимо дополнительно отработать 800 погонных км профилей.
Исходя из материалов, достаточных для того, чтобысудить о форме и размерах структур, средний размер объектов района исследованийсоставляет 11*6.7 км, на эталонном участке – 8.25*5.5 км. Аналогия расчетаоценки ресурсов по категории С3 на перспективных объектах Томскойобласти показывает, что площадь такой средневзвешенной структуры способнаконтролировать около 3 миллионов тонн условных углеводородов. Следовательно,суммарные ресурсы участка недр на 20 подготовленных структурах могут составить60 миллионов тонн условных углеводородов. Прогнозируемые объекты поклассификации крупности относятся к мелким, однако развитая инфраструктура врайоне работ и небольшая прогнозная глубина залегания делает ихпривлекательными.
По результатам сейсмических работ предусмотретьзаложение в своде по одной поисковой скважине на каждом из 20 подготовленныхобъектов. Их заложение нацелено на выявление прогнозных ловушек юрско-меловогонефтегазоносного комплекса, а так же на проведение их испытания. На основаниииспытаний предполагается установление фильтрационно-емкостных свойств пластов,а при положительном результате и свойств флюидов.
Таблица 1 Результатыизученности объектов сейсморазведочными работамиНазвание структуры; сейсмический отражающий горизонт Оконтуривающая изогипса, м Площадь поднятия, км Плотность сети сейсмических профилей, км/км Размеры, км Амплитуда, м Бобровская III -580 0.6 1Г -1000 12 3.5х2 128 Ф2 -1120 14 7х2 160 Белостокский л/п Ш 0.13 1Г -1600 50х23 10х6 40 02
Егоровский
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
Игловский
л/п III -620 -15 0.2 8х3 10 1Г -1450 -18 13х8 50 02 « Кривошеинский л/п Ш 0.18 11" -1650 60 20х20 30 Ф2 Лобычевский л/п III 0.29 1Г -1550 75 14х7 70 Ф2 Монастырский л/п 111 0.07 1Г -1450 25 10х2 30 02 Малобрагинская Ш -600 25 0.56 10.7 х 6 22 1Г -1120 52 13х9 190 Ф2 -1280 60 14х 10 230 Шегарский л/п III 0.1 1Г -1150 25 12х2.5 30 Ф2
Цифровой
л/п III 0.4 1Г -2175 65 13х8 40 Ф2
Примечание. Есть основания считать, чтоИгловский, Кривошсинский и Монастырский перегибы соответствует локальнымподнятиям 111 порядка (с/п 12/71, Канарсйкин Б.А.).
4. Разведочный этап
Данный этап включает детальные работы, направленные наизучение геологического строения и структурно-формационных характеристиквыявленных объектов, с целью их подготовки к разработке, подсчету запасов идифференциации применительно к методам извлечения.
На объектах с установленной нефтегазоносностью, принеобходимости уточнения структурного плана, контуров и границ распространениязалежи, предполагается повышение детальности геофизических работ в комплексе снетрадиционными методами исследований, геохимической съемкой, электро-,магнито- и гравиразведкой.
Рекомендуемое расстояние между профилями 1 км. Этопозволит обеспечить достаточную точность отображения структуры в плане и недаст превысить предел, за которым ошибка интерполяции уже не будет влиять наточность карты.
На основании полученных данных и результатовпоискового бурения следует уточнить основные характеристики месторождений сцелью определения их промышленной значимости.
Спроектировать заложение трех-четырех разведочныхскважин на каждом из выявленных месторождений, с учетом дальнейшегопродолжения работ по профильной системе, и провести бурение. Разработатькомплекс геологических, геофизических и гидродинамических исследований вразведочных скважинах с целью детального изучения залежей, получениянеобходимых геолого-промысловых данных для подсчета запасов нефти и газа исоставления технологической схемы проекта разработки.
Несмотря на уменьшение перспектив нефтегазоносностиразреза Томской области в восточном и юго-восточном направлениях, можноэкспертно спрогнозировать количество месторождений на Шегарском участке недр,используя коэффициент успешности геологоразведочных работ, а контролируемые имизапасы категории А, В, С1 рассчитать, применив коэффициент переводаресурсов С3 в запасы.
Глубокое бурение в Томской области проводилось на 385структурах. Открыто 105 промышленных месторождений нефти и газа. Коэффициентуспешности равен 0.27. Опуская незначительное количество случаев подсечениязалежи не первой скважиной, можно утверждать, что на нашем участке удастсяоткрыть 5 месторождений углеводородов в ловушках комбинированного типа.
Коэффициент приведения количества прогнозных ресурсовили запасов данной категории к количеству запасов промышленных категорий, тоесть переход ресурсов или запасов менее достоверных категорий в болеедостоверные – это стандартный прием, используемый в практике прогнозаперспектив нефтегазоносности территории. Для каждого конкретного района оннесколько отличен и принимается большей частью статистико-экспертным путем. Внашем конкретном случае при слабой изученности участка данный коэффициент можетбыть выше.
Учитывая опыт геологоразведочных работ поместорождениям Томской области, расположенным в большинстве случаев всложнопостроенном нефтегазоносном верхнеюрском горизонте, величина переводногокоэффициента для предварительно оцененных ресурсов категории С3 взапасы А, В, С1 принята нами в размере 0.3.
Таким образом, ценность участка после переводаресурсов в запасы по всем 20 прогнозным структурам будет составлять 18миллионов тонн условных углеводородов. Если принять, что на 20 структурах будетоткрыто пять месторождений, то ценность участка снизится до 4.5 миллионов тоннусловных углеводородов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, в данной работе мы рассмотрелиперспективы участка недр в районе поселка Трубачево. Кроме того, был предложенкомплекс разведочных работ и мероприятий, которые должны обеспечитьобнаружение и оценку нескольких возможных объектов.
Как видно из работы, на данной территории существуетдостаточное количество объектов перспективных на нефть и газ. Тем не менее, этиобъекты требуют дальнейшего изучения, с тем, чтобы выявить ловушки нефти игаза, контролируемые данными объектами.
В случае успеха описанных работ для Томской областиоткрываются большие перспективы. Несмотря на то, что запасы в данном районе нетак велики, достаточно развитая инфраструктура района и близость его кобластному центру позволит значительно снизить затраты на разработкуместорождений. Такое положение дел позволяет утверждать, что бюджет областизначительно пополнится .
Таким образом, данный район следует считатьперспективным на нефть и газ, и подвергнуть его самому тщательному анализу.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Положение об этапах и стадиях геологоразведочныхработ на нефть и газ. М.: ВНИГНИ, 1983.
2. С. Ф. Баландин, В. Н. Ростовцев.Оценка перспектив нефтегазоносности участка недр Томской области методоминформационной фильтрации их фотографических изображений. Отчет ООО«Созвездие», Томск, 1999.
3. Л. П. Рихванов. Предварительнаягеолого-геохимическая оценка Трубачевского газопроявления. Отчет МГП «Экогеос»,Томск, 2000.
4. Г. А. Сысолятина. Сейсмическийисследования МОГТ на Татьяновской и Бобровской площадях с целью поисков ловушекдля подземных хранилищ природного газа. Отчет с/п 9/90-91 о результатахпоисковых работ МОГТ масштаба 1:50000, проведенных зимой 1990-91 г. г. вШегарском и Кривошеинском районах Томской области. Колпашево, ТГТ, 1991.