Комплексирование правобережья реки Оби

Политехнический Университет

Кафедра

Геофизики

Курсовая работа

Комплексирование правобережья реки Оби

Выполнил:

ст-т гр

Проверил:

преподаватель

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

Восточные земли условно ограничены правобережьем реки Оби и восточной частью административной границы Томской области. Геологическая изученность этой территории, по сравнению с левобережной  частью, слабая. Объем проведенных геологоразведочных работ в пределах восточных земель позволил на их территории подготовить и выявить достаточно большое количество крупных структур третьего порядка, способных по геоморфологическим признакам контролировать крупные залежи нефти и газа.  Исходя из общих геологических критериев, перспективы нефтегазоносности исследуемого района в разное время и разными исследователями оценивались по-разному.

На правом берегу реки Оби в разные годы и разными учеными проводились исследования, но комплексного исследования района никогда не было. Около трех лет назад в данном районе были обнаружены свободные газопроявления достаточной интенсивности, чтобы можно было предположить наличие в этом районе залежей газа. В зимний период, несмотря на большие морозы, полоса протоки в районе исследований не покрывалась льдом, а на ее поверхности наблюдалась пленка, напоминающая пленку бензина на воде. Этот факт позволяет предположить, что помимо газа в земной коре в данном районе находится и нефть.

Все это позволяет сделать вывод, что проведение комплекса поисково-разведочных работ в этом районе может считаться не только обоснованным, но и в определенной мере необходимыми.

1. Геологическое строение района

Исследуемый участок характеризуется слабой геолого-геофизической изученностью. В тектоническом отношении приурочен к Барабинско-Пихтовской моноклинали (Рис. 1,2).

Район работ находится в тектонически активной зоне, связанной с глубинными разломами на стыке двух систем складчатости – герцинской и салаирской. Промежуточный комплекс не установлен. О трещиноватости осадочных пород можно судить по керновому материалу Песочно-Дубровских  и Татьяновских скважин. Научно-исследовательская обработка кернового материала выполнялась в лабораторных условиях и тематических партиях комплексной тематической экспедиции НТГУ. В процессе сейсмических исследований МОГТ на Татьяновской и Бобровской площадях, с целью поисков ловушек для подземных хранилищ природного газа, установлено, что в районе Бобровского и Малобрагинского локальных  поднятий тектонические движения с разрывом сплошности залегания горных пород проявились наиболее контрастно, что привело к образованию в чехле линейно-вытянутых в северо-западном направлении зон дробления горных пород, внутри которых преобладают грабенообразные просадки.

Стратиграфическое расчленение разреза проведено на основании данных Песочно-Дубровских параметрических ПР1, ПР2 и Татьяновских 1,2 скважин, в которых снизу вверх выделены палеозой, тюменская, наунакская, марьяновская свиты юрского возраста и илекская, покурская, сымская свиты, составляющие меловую систему. Перекрываются  описанные отложения породами палеоген-неогеновой системы.

Палеозойские образования фундамента вскрыты обоими Песочно-Дубровскими, соответственно, на 32 и 38.5 м. В скважине ПР1 представлены осадочными породами, состоящими из аргиллитов и алевролитов, от светло-серых до черных, часто углистых, плотных, с прожилками кальцита, тонкослоистыми.

Слоистость в породе под углом 600 к оси керна. Возраст отложений: верхний девон – нижний карбон. В верхней части фундамента подсечена кора выветривания, представленная отбеленными аргиллитами. В скважине ПР2 фундамент слагают интрузивные породы, состоящие из порфировидных кварцевых монцонитов и кварцевых монцонит-порфиритов.

Со стратиграфическим несогласием на палеозойских отложениях залегают породы мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Строение платформенного чехла в основном изучалось сейсморазведочными работами и в небольшом объеме глубоким бурением.

Разрез юрских отложений выполняют тюменская, наунакская и марьяновская свиты. Отложения тюменской свиты встречены на Песочно-Дубровской площади только в скважине 1. Литологически тюменская свита представлена аргиллитами с прослоями алевролитов и углей. Реже встречаются песчаники и гравелиты. Фаунистическая охарактеризованность слабая. Песчано-алевролитовые пласты не карбонаты, их абсолютная пористость измеряется от 11.5 до 22 %, открытая пористость составляет 10.2 – 21%. Проницаемость определялась на сухих образцах, которые проницаемостью не обладают.

Трансгрессивно на континентальных отложениях тюменской свиты залегают отложения наунакской свиты оксфордского возраста, разрез которой представлен алевролитами, известковистыми песчаниками, иногда с прослоями галек и большим количеством обломков раковин.

Прибрежно-морские отложения марьяновской свиты представлены переслаиванием известняков, доломитов, глин, алевролитов, брекчий. Такое разнообразие литологического состава, по-видимому, можно объяснить близким источником сноса и нестабильной фациальной обстановкой осадконакопления. Породы, представляющие свиту, охарактеризованы палеонтологически. Возраст – нижний кимеридж-волжский. Отложения входят в состав региональной верхнеюрско-неокомской покрышки. О способности выполнять роль флюидоупора для нижележащих пластов-коллекторов в конкретном районе без дополнительных исследований говорить сложно. Оценка толщи-покрышки, проведенная на Татьяновской площади, не отвечает требованиям непроницаемого слоя, как составной части природного резервуара. Однако качество флюидоупора должно рассматриваться на каждом локальном объекте автономно, это обусловлено существованием участков с затуханием тектонической активности и переходом в более спокойный режим осадконакопления. К таким участкам, в частности, можно отнести район Маркеловского и Кудринского поднятий, по заключению отчета с/п 9/90 – 91 на которых рекомендуется провести площадные поисковые работы.

Согласно отчета по бурению Песочно-Дубровских скважин стратиграфический разрез юрских отложений представлен несколько иначе. Наунакская свита вошла в состав тюменской и отдельно не выделена. Отложения нижнего кимеридж-волжского веков отнесены к максимоярской свите. По данным бурения второй скважины максимоярская свита залегает непосредственно на палеозойских отложениях. По люминисцентно-битуминологическим исследованиям отложения названной свиты в пределах Песочно-Дубровской площади характеризуются низкими значениями битуминозности. Открытая пористость изменяется от 5.9 до 27.5 %, проницаемость – 0.0219 – 0.0348 дарси, карбонатность колеблется от «некарбонатных» до 42%.

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 Шигарского 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.

Профиль протрассирован южнее Белостокского, Лобычевского перегибов, Малобрагинской, Бобровской структур и должен отследить развитие этих потенциально перспективных в нефтегазоносном отношении объектов в южном направлении. В районе реки Обь профиль пересечет южную оконечность выявленной зоны газопроявления и ласт представление о геологическом строении глубоких горизонтов.

Начало северного профиля совпадает с районом работ сейсмических партий 12/69 и 23/85-86, далее он протягивается к излучине рек Обь и Томь, пересекая участки, отработанные с/п 23/86-87 и 23/84-85. профиль охарактеризует геологический разрез северо-западной части участка, наиболее погруженной по современным представлениям, и увяжет его с результатами работ перечисленных партий.

В задачи всех трех профилей также входит выявление границы регионального выклинивания юрских отложений, что даст возможность ограничить перспективную в нефтегазоносном отношении территорию поиска и сконцентрировать дальнейшие работы в районах с наиболее благоприятными геологическими условиями.

На всех этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ рекомендуется сейсмические профили отрабатывать в комплексе с нетрадиционными методами исследований, геохимической съемкой и совмещать с другими геофизическими профилями (грави-, магнито-, электроразведочными и другими), то есть выполнять более дешевые исследования перед сейсморазведкой, но в соответствии с утвержденным проектом на производство сейсморазведочных работ, уточняя и координируя его.

Одновременно с проведением региональных сейсморазведочных работ целесообразно заложить в районе Лобычевского перегиба на пересечении профилей, отработанных с/п 9/90-91, и центрального регионального профиля параметрическую скважину (П1) глубиной 2500 – 3000 м. (Рис. 4), с целью вскрытия и изучения наиболее полного разреза осадочного чехла и коренных пород палеозойского фундамента, их фациального состава, характера коллекторов и водоносности разреза, решения вопросов нефтегазоносности и получения исходных параметров для качественной интерпретации результатов геофизических исследований.

Страницы: 1, 2