Ростовцев В. В., Липихина Е. Ю., Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Ростовцев В. Н., Лайнвебер В. В., АО «ТОМКО»
Начиная с 2016 года в регионе наметилась устойчивая тенденция падения уровня добычи нефти. Первоочередными объектами геологоразведочных работ должны стать новая нефтегазоносная область и два новых нефтегазоносных района юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Реализация этих предложений позволит вывести нефтяную промышленность Томской области из кризиса.
В 2004 году Томская область добывала 15 млн тонн нефти и считалась в России заметным нефтедобывающим регионом страны. В 2019 году всеми нефтедобывающими предприятиями области было добыто 8,5 млн тонн.
Причин такого снижения уровня добычи нефти много. Начиная с 1966 года значимые по запасам месторождения нефти региона были введены в разработку. Массовое применение заводнения при разработке месторождений, а затем широкое использование гидроразрывов продуктивных пластов привели к преждевременному их обводнению и снижению коэффициента нефтеотдачи по сравнению с проектными документами. С переходом к рыночной экономике практически прекратились плановые, масштабные поисковые работы на нефть и газ. В области нет резерва для нефтяников в виде открытых крупных по величине запасов месторождений нефти и газа.
Опираясь на мнение ведущих специалистов и ученых, администрация области вынуждена была взять курс на трудноизвлекаемые запасы и сложно построенный палеозойский комплекс. Реализация этого курса малоэффективна даже для стабилизации добычи нефти на уровне 9 млн тонн. Выход из кризиса нефтяной промышленности области могут обеспечить только инновационные техно-логии и новые нефтегазоносные районы, которые находятся на «бесперспективных» землях Томской области.
Томская область располагается в самой юго-восточной части Западно-Сибирской низменности. Она занимает территорию площадью в 314,3 тыс. км2. С юго-востока на северо-запад протекает река Обь, которая по диагонали делит практически пополам территорию региона на две части (рис. 1). Левобережная часть, где открыта большая часть месторождений, считается перспективной. Мезозойские отложения правобережной части области большинством ученых, специалистов считаются бесперспективными для поисков нефти и газа.
Первые признаки реальной нефти в Западной Сибири были получены в Томской области в зоне контакта юрских и палеозойских отложений в районе г. Колпашево в 1953 году. Планомерные геологоразведочные работы на поиски месторождений нефти и газа в области были начаты в 1948 году. Первое Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождение было открыто в 1962 году. По состоянию на 1 января 2018 года на территории региона открыто 131 месторождение: 103 нефтяных, 20 нефтегазоконденсатных, 8 газоконденсатных.
Подавляющее большинство из них открыто на левобережной части реки Оби. Промышленная нефтедобыча в Томской области была начата в 1966 году, газа – в 1999 г. За 54 года промышленного освоения наиболее крупных нефтяных месторождений было добыто более 500 млн тонн нефти. В настоящий момент наблюдается устойчивое падение уровня добычи с интенсивностью порядка 300–400 тысяч тонн нефти в год. Нет надежных резервов и у газовой промышленности области, падение уровня добычи газа, по нашим прогнозам, начнется с 2024 года. В дальнейшем эта тенденция будет усиливаться.
Ввод в разработку месторождений нефти с мелкими запасами в период с 2012 года позволило поддерживать уровень добычи нефти в целом по области до 2016 года.
Перед нефтяниками и администрацией Томской области остро стоит вопрос, как поддержать созданную мощную нефтегазовую инфраструктуру региона, куда направить квалифицированные кадры нефтяников, сокращение которых не за горами на фоне падающих объемов добычи нефти. Сложность решения этих проблем связана с тем, что многие исследователи признают, что большая часть территории Томской области (более 100 тыс. км2) бесперспективна для поисков нефти и газа (рис. 2). Эти представления базируются на научно-теоретических основах осадочно-миграционной теории происхождения нефти, отрицательных результатах бурения десятков поисковых, параметрических скважин, пробуренных на этой территории. Окончательная отрицательная оценка перспективам нефтегазоносности мезозойских отложений правобережной части области была дана в 2009 году в статье группы авторов, возглавляемой академиком А. Э. Конторовичем [1]. В этой статье авторы пришли к выводу: «Все эти данные не дают основания для положительной оценки перспектив нефтегазоносности мезозоя этой части провинции».
Детальный анализ данных, приведенных в статье [1], представлен в статье [2], в которой показана несостоятельность ранее сделанных академиком и его соавторами выводов. В 2004 году высокие перспективы Чулым-Тымского междуречья, большей части востока области, были обоснованы В. Н. Ростовцевым и С. Н. Резником [3]. Земли южнее реки Чулыма некоторые специалисты СНИИГГиМС даже не включают в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, о перспективах вообще речи нет. Высокая оценка перспектив нефтегазоносности самой юго-восточной части Томской области базируется на выявленных естественных газоконденсатных проявлениях, переоценке геологических материалов прошлых лет, данных инновационных технологий, бурения, испытания, на признаках нефти в палеозойском керне, повышенных газопоказаниях в них и новейших сейсмических разрезах этой области [4]. Сопоставляя схемы изученности бурением (рис. 1) и сейсмическими работами (рис. 2) западной и восточной частей Томской области, необходимо отметить, что самый юго-восток региона, от Колпашево до Томска, ни бурением, ни сейсмикой практически не изучен. Необходимо отметить, при такой низкой плотности бурения скважин на востоке Томской области, – а они были пробурены в основном до 1980 года, т. е., как минимум, более 40 лет назад, – дать однозначную оценку перспективам нефтегазоносности сложно. На приведенной схеме (рис. 2) отчетливо видно, что на востоке Томской области, за исключением небольших фрагментов территории, сейсмические исследования проведены методом отраженных волн (МОВ).
На этой территории трудно сопоставить структурные построения по данным сейсмики с данными бурения в связи с тем, что на выявленных сейсмикой структурах, как правило, пробурена одна поисковая скважина. В качестве примера можно привести Вездеходную структуру, морфология которой трижды перестраивалась после бурения первой, второй и третьей скважины. Такая изученность сейсмическими методами явно недостаточна и не гарантирует адекватных результатов при выявлении положительных структур. Кроме того, никто не учитывает резкую тектоническую перестройку востока территории, которая произошла, вероятнее всего, в берриасском веке и могла привести к региональному наклону положительных структур. Об этом свидетельствует соотношение толщин юрских и меловых отложений востока и запада региона. Вероятнее всего, в келловее западная часть Томской области резко опустилась, а восточная начала интенсивно подниматься.
На ранних этапах исследований на перспективы нефтегазоносности востока указывали многие нестандартные результаты. Привлекает внимание перелив пластовой воды дебитом 654,9 м3/сут. из пласта Б10 Белоярской (на Кети) скважины № 1. Такие переливы в скважинах, как показывает практика, указывают на то, что скважина пробурена в зоне водонефтяного контакта залежи углеводородов. Нельзя однозначно оценивать результаты испытания палеозойских отложений в скважине Вездеходная № 4, где с помощью испытателя пластов в интервале 3456–3545 м и 4158–4207 м были получены слабые признаки нефти. По оперативной информации с буровой, при бурении этих интервалов в буровом растворе была зафиксирована обильная пленка нефти. Специалисты геологического управления и геохимики ТомскНИПИнефть признали, что эта Кулгинская юрская нефть, которая вводилась в раствор при бурении. Вопрос о появлении нефти в буровом растворе остался для нас открытым и важным для оценки перспектив нефтегазоносности палеозоя востока области. При переливе пластовой воды дебитом в 29,4 м3/сут. из пласта А1 (инт. 1460–1470 м) скважины № 1 Колпашевской площади была зафиксирована нефтяная эмульсия. При испытании серии юрских пластов при переливе пластовых вод дебитом от 36 до 52,6 м3/сут. в Максимоярской скважине № 1 приток газа составлял соответственно от 33,07 до 52,6 тыс. м3/сут. [3]. Все эти данные прошлых лет не позволяют утверждать о бесперспективности правобережной части Томской области. Еще более убедительные данные о высоких перспективах юго-восточной части этой территории получены начиная с 1999 года. В этот период в одной из проток, примыкающей к реке Обь, авторами статьи и охотником Лапа А. напротив села Половинка (зона слияния рек Оби и Томи) были обнаружены естественные выходы газа и конденсата, за которыми до настоящего времени ведутся системные наблюдения. Возможно, об этом газопроявлении упоминал и профессор М. К. Коровин [5], рассматривая перспективы нефтегазоносности Западной Сибири. В 1945 году он писал: «Сюда относятся, например, выходы углеводородных, возможно болотных газов в низовьях по р. Томь и ниже по р. Обь». В настоящее время образцы газа и конденсата из этих газоконденсатных проявлений изучены учеными ДВО и СО РАН (А. И. Обжиров, О. В. Серебренникова). Они неоднократно описаны в различных публикациях [3, 6]. Системное наблюдение за естественным газопроявлением позволило наблюдать, как в природных условиях формируются и разрушаются залежи углеводородов.
Геохимические исследования проб газа и конденсата, отобранных в разных участках естественного газоконденсатного проявления, позволили сделать вывод о наличии залежей углеводородов в этой зоне. Это естественное газоконденсатное проявление хорошо коррелируется с выявленными региональными разломами. Оно располагается в непосредственной близости от их пересечения. Общеизвестно, что практически все значимые нефтегазоносные провинции мира были открыты за счет наличия естественных выходов нефти и газа. Западная Сибирь не исключение. Еще в 1914 году товарищество, которым руководил Пономаренко, в районе Сургута получило, говоря современным языком, лицензию на поиски нефти [7]. Для выявления границ предполагаемых залежей углеводоров в зоне естественного газоконденсатного проявления была использована технология квантово-оптической фильтрации фотографических снимков (Патент № 59843 от 17.08.2016 г). Первоначально в этой зоне была снята целая серия фотографий вдоль русла протоки и реки Обь. Их обработка позволила выявить границы месторождения с небольшими размерами. Затем с вертолета также было снято много фотографий. После их обработки были получены границы месторождения в зоне естественного газоконденсатного проявления со значительно большими размерами, чем при пешеходной съемке. Обработка космических снимков технологией квантово-оптической фильтрации космоснимков (КОФиКС) позволила выявить не только границы месторождений в зоне естественного газоконденсатного проявления, но и целую серию месторождений на землях, считающихся бесперспективными (рис. 3). Их расположение относительно друг друга сопоставимо с расположением широко известных крупных по величине запасов месторождений севера Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции. Это совпадение не случайно, оно косвенно указывает на эффективность технологии КОФиКС и подтверждает реальное наличие месторождений на бесперспективных землях Томской области. На ряде выявленных месторождений технологией КОФиКС были использованы и другие инновационные модернизированные технологии, базирующиеся на однозначно понятных физико-геохимических принципах (электроразведка, высокоточная магниторазведка, радиогеохимия и даже снеговая съемка). Эти виды исследований проведены под руководством и участием докторов и кандидатов наук СНИИГГиМС Г. М. Тригубовича, В. С. Моисеева, Н. И. Паули, а также Л. Я. Ерофеева, Л. П. Рихванова, И. С. Соболева, В. П. Меркулова Томского политехнического университета.
На всех месторождениях, выявленных технологией КОФиКС, где проводились эти работы, были выделены аномалии типа «залежь». На одном из выявленных КОФиКС Лайнвеберском месторождении, в пределах которого, по экспертным оценкам, извлекаемые запасы нефти могут составлять 98,4 млн тонн, газа – 18 млрд м3, была пробурена поисковая скважина. Эта скважина вскрыла 8 продуктивных горизонтов. Из юрских и неокомских пластов получены притоки газа.
Выявленные технологией КОФиКС месторождения, приведенные на рисунке 3, располагаются на Барабинско-Пихтовской моноклинале и отнесены нами к Барабинско-Пихтовскому нефтегазоносному району (НГР) Обь-Чулымской нефтегазоносной области (НГО) [4]. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности этих месторождений, выделенных технологией КОФиКС, судя по разрезу скв. № 7, очень широк – от сеномана до палеозоя (рис. 4).
Залежи контролируются ловушками разного типа – от структурно-сводовых, стратиграфически и тектонически экранированных до «шнурковых».
Исходя из новой парадигмы поиска месторождений, согласно которой первые поисковые скважины закладываются по данным технологии КОФиКС (такая возможность есть), после открытия этой скважиной месторождения намечаются оптимальные объемы сейсмических работ и начинается разведка месторождения. Месторождения Барабинско-Пихтовского НГР должны стать первоочередными объектами нефтяной промышленности Томской области, которые не только выведут ее из кризиса, но и дадут мощный толчок для развития. Вторым этапом выхода из кризиса томской нефтянки должны стать месторождения, выделенные технологией КОФиКС в Чулымском нефтегазоносном районе (НГР) и данные сейсмических разрезов (рис. 5 и рис. 6). При испытании юрских пластов в 1-й Чулымской опорной скважине отмечались переливы пластовой воды и притоки газа, это указывало на наличие залежей углеводородов в непосредственной близости от скважины. По данным КОФиКС, в непосредственной близости от скважины выявлено крупное по площади месторождение углеводородов (рис. 5).
Эти факты позволяют утверждать о возможностях открытия юрских залежей углеводородов в Тегульдетском НГР, тектонически приуроченного к Тегульдетской впадине. Кроме этого, высокие перспективы этой впадины мы связываем с палеозойскими отложениями. Во-первых, Тегульдетская впадина генетически связана с Минусинскими впадинами, где промышленная газоносность этих отложений доказана в Южно-Минусинской впадине получением фонтана газа в разные годы на Ново-Михайловской площади, не считая многочисленные притоки нефти и газа из серии поисковых скважин. В Северо-Минусинской впадине также имеются естественные нефтепроявления и антраксолиты в куэстах в районе поселка Шира. Палеозойские отложения в Тегульдетской впадине менее дислоцированы и перекрыты мощным чехлом мезозойских отложений, что благоприятствовало сохранению палеозойских залежей этих впадин.
Во-вторых, геологическое строение и природа палеозойских отложений коренным образом отличается от строения западной части области, в которой сейсмические методы не работают. В Тегульдетской впадине проведенные по инициативе Ростовцева В. Н. и других авторов статьи [8] четыре сейсмических профиля не только показали эффективность сейсмики для изучения палеозоя, но и наметили зоны, в пределах которых могут быть выявлены крупные по размерам перспективные объекты поиска (рис. 6).
Академик А. А. Трофимук подчеркивал в личных беседах: «Обосновать перспективы нефтегазоносности района, где уже открыты месторождения, это не наука. Это описание фактов и объяснение их с той или иной позиции. Наука, когда по крупицам данных, на которые часто многие не обращают внимания, дается оценка перс- пективам нефтегазоносности, и есть настоящая наука».
В центральной части профиля отчетливо намечается большая по площади палеозойская структура, осложненная глубоким прогибом. Эта структура должна стать первоочередным объектом поиска палеозойской нефти в Томской области.
Литература
• Конторович А. Э. Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений юго-востока Западной Сибири (по результатам бурения скважин Восток-1, 3, 4) / А. Э. Конторович, Е. А. Костырева, В. Н. Меленевский и др. // Геология нефти и газа. – 2009. № 1.
• Ростовцев В. В., Ростовцев В. Н. Два подхода к оценке нефтегазоносности – два разных результата // Геология нефти и газа. – 2013. № 4. С. 65–70.
• Ростовцев В. Н., Резник С. Н. Юрский комплекс Чулым-Тымского междуречья – перспективный объект для поисков нефти и газа в правобережье Оби Томской области. – Томск. Изд-во Том. ун-та. 2004. – 162 с.
• Ростовцев В. В. Новые перспективные объекты для открытия крупных месторождений нефти и газа на юго-востоке Томской области/ В. В. Ростовцев, Е. Ю. Липихина, В. Н. Ростовцев, В. В. Лайнвебнр,// Геология нефти и газа. – 2019. № 2.
• Коровин М. К. Перспективы нефтегазоносности Западной Сибири. – Новосибирск: АН СССР, Западно-Сибирский филиал. 1945. – 31 с.
• Ростовцев В. В., Ростовцев В. Н. Оценка перспектив нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири инновационной технологией // Вестник академии естественных наук. Западно-Сибирское отделение. – 2010. Вып. 12. С. 80–85.
• Нефть и газ Тюмени в документах (1901–1965 гг.) / Сборник. Т. 1. Свердловск: Изд-во Средне-Уральское. 1971. – 340 с.
• Ростовцев В. Н., Тищенко Г. И., Ростовцев В. В. Экспертная оценка перспектив нефтегазоносности Чулымской впадины. – Томск: Изд-во ТГУ. 2005. – 25 с.
Журнал «НГС (Нефть и Газ Сибири)» № 1(42) 2021 г.
