USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 24.67

-1.07

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.35

0

AИ-98 51.09

+0.03

ДТ 47.67

-0.01

102

К вопросу об оценке перспектив нефтегазоносности восточных районов Томской области с позиции флюидодинамической модели нефтегазообразования

  Оценка перспектив нефтегазоносности восточных районов Томской области — сложная и многофакторная задача. У разных исследователей существуют разные точки зрения на эту проблему, но большинство сходится на том, что наибольшие перспективы связаны со средне- и нижнеюрскими отложениями и комплексом палеозойских толщ. На оценку нефтеперспективности востока области в целом влияет и принимаемая модель формирования залежей нефти и газа.
  В свою очередь, продуктивность палеозойских отложений тесно связана с особенностями их формирования и строения. По мнению В. С. Суркова, О. Г. Жеро и др. (1981), эта территория относится к наиболее древней в фундаменте Западно-Сибирской плиты Енисейской складчатой системе, геосинклинальное развитие которой завершилось в конце докембрия. Перекрывающие докембрийское складчатое основание породы палеозоя имеют существенно платформенный облик и характеризуются невысокой степенью метаморфизма. В. А. Каштанов и др. (1995) рассматривают эту территорию в качестве погребенного продолжения Сибирской платформы с архейско-протерозойским фундаментом и двумя структурными комплексами чехла: рифейско-палеозойским и мезозойско-кайнозойским. До сих пор нет единого мнения о перспективах нефтегазоносности отложений палеозоя. Одни исследователи относились к этому вопросу с известной долей настороженности, в то время как другие, как, например, А. А. Трофимук (1997), считают возможным сохранение высоких генерационных свойств нефтематеринских пород на значительных глубинах и распространяют главную фазу нефтеобразования вплоть до стадии апокатагенеза, т. е. до глубин 8–10 км.
  Метаморфизм осадочных пород в кровле доюрского комплекса в восточной части Томской области оценен по степени катагенеза органического вещества, которая колеблется от МК1 до АК3. Полученные результаты свидетельствует о том, что палеозойские породы на этой территории в основном сохраняют потенциал для генерации углеводородов. Это подтверждают и наблюдаемые в скважинах значения температуры в кровле палеозойских отложений. Они колеблются в широком диапазоне: от 100 °С вблизи р. Оби, повышаются до 120 °С в районе северной оконечности Тымского грабен-рифта и постепенно понижаются к востоку до 75 °С. Таким образом, по температурному режиму главная область нефтеобразования, приуроченная в западной части Томской области в основном к юрским отложениям, перемещается в восточных районах в толщи палеозоя. Это резко повышает перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений.
Глубинная зона интенсивного газообразования, согласно исследованиям А. Э. Конторовича (1976) и ряда других авторов, располагается на глубинах до 6 км, при температурах примерно 200–230 °С и стадии катагенеза органического вещества до АК1. По этой причине перспективы палеозойских отложений с точки зрения газоносности даже выше, чем перекрывающих их юрских и меловых. Согласно флюидодинамической модели нефтегазообразования возможное присутствие газообразных углеводородов глубинной генерации может также послужить причиной формирования залежей нефти в более высоких стратиграфических горизонтах.
  Развитие представлений о процессах нефтегазообразования привели к возникновению флюидодинамической модели (Б. А. Соколов, В. Е. Хайн, 2000), допускающей формирование нескольких зон разуплотнения на разных глубинных уровнях осадочного бассейна; образование углеводородов как постоянно действующий процесс, протекающий в широком диапазоне температур и глубин; преимущественно вертикальную миграцию как углеводородов, так и прогретых растворов ионного типа, обеспечивающих тепло- и массоперенос; приуроченность последних к зонам тектонических нарушений; вовлечение в процесс нефтегазообразования органического вещества из вышезалегающих горизонтов.
Такое представление о процессах формирования залежей нефти и газа позволяет по-новому взглянуть на перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Томской области. Они обладают всеми необходимыми качествами для того, чтобы служить вмещающей толщей для залежей УВ: они сложены преимущественно нормальными осадочными образованиями с невысокой степенью метаморфизма, вмещают захороненное органическое вещество, расположены в благоприятном для нефте- и газообразования диапазоне глубин и температур. Однако, несмотря на общие благоприятные факторы, при поисках зон аккумуляции УВ в палеозойских отложениях необходимо постоянно уточнять их геологическое строение; причем в условиях крайне ограниченного объема фактического материала, надежность оценок необходимо подкреплять как можно более широким спектром применяемых инструментов и методик. К таковым относятся ядерно-физические методы исследования горных пород, развиваемые в ТФ СНИИГГиМСа. Методы оказались эффективными при типизации захороненного ОВ и изучении нефтематеринских пород. В керогене типа II, наиболее распространенном в нефтематеринских породах, содержание переходных металлов, в том числе урана, возрастает по сравнению с исходным ОВ в десятки раз, что дает возможность использовать концентрации урана для приблизительной оценки количества ураноносного керогена типа II, т. е. для косвенной оценки нефтегенерационного потенциала палеозойских пород. Ядерно-физические исследования пород показали, что устойчивая геохимическая связь урана с ОВ в древних отложениях земной коры не нарушается даже в отложениях нижнего протерозоя.
  Еще одной особенность ядерно-физических методов является то, что изменение величин отношения U/Al2O3 возможно за счет процессов наложенного эпигенеза. Значения U/Al2O3, меньшие 0,18•10–4, позволяют выделять отрицательные литогеохимические аномалии, соответствующие участкам развития процессов наложенного эпигенеза, которые способствуют формированию зон разуплотненных пород. В комплексе с петрографическими исследованиями анализ положительных аномалий отношения U/Al2O3 позволяет изучать качество пород-покрышек, возникающих за счет процессов инфильтрационного эпигенеза.
  Так, например, результаты изучения палеозойских отложений, вскрытых Толпаровской скв. 2, показывают, что призабойная часть скважины представлена слабобитуминозными глинистыми сланцами с концентрацией урана 5,0–6,2 г/т (в среднем по измерениям девяти проб — 5,7 г/т). Очевидно, что изученные породы обогащены сапропелевым ОВ. Эти отложения могут рассматриваться как потенциально нефтематеринские.
Результаты ядерно-физических исследований подтверждаются данными, полученными при петрографическом изучении образцов горных пород палеозойского возраста. Образцы пород имеют глинисто-кремнистый состава и относятся к тому же интервалу (3281–3300 м). Породы обогащены ЗОВ, нарушены серией карбонатных прожилков и субпараллельных тонких трещин, выполненных окисленными битумоидами черного цвета, а также неокисленными, миграционными углеводородами.
  Таким образом, опираясь на флюидодинамическую модель формирования залежей углеводородов и результаты ядерно-физических и петрографических исследований горных пород, можно говорить о достаточно высокой перспективности палеозойских отложений восточных районов Томской области на поиски месторождений нефти и газа.

 

 

Автор:


Система Orphus