Глубокий поиск

Глубокий поиск

Ученые ищут нефтегазовые резервы в Западной Сибири.

«Томск нефть» выделяется как компания с очень низкими показателями отрицательных результатов при поисково-оценочном бурении

По мнению ученых, углеводородные сливки в Томской области уже сняты, и регион вряд ли ждут открытия масштабов Советского, Крапивинского (на фото), Мыльджинского или Лугинецкого месторождений

Фото: Алексей Родионов, Максим Печерский

Ученые ищут нефтегазовые резервы в Западной Сибири.

Текст: Светлана Анисимова

Разведка и освоение недр — многосторонняя комплексная работа, в которой задействованы представители различных сфер. Ее венцом является извлечение углеводородного сырья, и здесь, конечно, первую скрипку играют добывающие предприятия. Но не менее важна роль ученых, причем на всех этапах процесса, от создания теорий до составления прогнозов нефтегазоносности территорий, оценки запасов конкретных месторождений и выдаче рекомендации по эффективному проведению геологоразведочных работ. На традиционных «Трофимуковских чтениях» — Всероссийской молодежной научной конференции, проводящейся при поддержке «Томскнефти», — речь шла о нефтегазовых перспективах Западной Сибири вообще и Томской области в частности.

БАЗОВЫЙ РЕЗЕРВ

Начиная с середины 60-х годов прошлого века вся геологическая нефтяная наука в Томской области по сути является епархией двух организаций — Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН, первоначально именовался Объединенным институтом геологии, геофизики и минералогии, затем Институтом геологии нефти и газа СО РАН. — СН) и Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС). Именно они разрабатывали в регионе первую схему лицензирования, оценивали минерально-сырьевую базу.

«За последние 10 лет по заказам нефтяников нами защищено около десяти отчетов, — рассказал руководитель лаборатории сейсмогеологического и математического моделирования природных нефтегазовых систем ИНГГ, член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук Владимир Конторович. — Кроме того, проведена оценка ресурсной базы отдельных участков Томской области — Александровского и Каймысовского сводов, Нюрольской впадины. Сейчас совместно изучаем северо-западные районы Томской области и прилегающие территории Ханты-Мансийского автономного округа. Постоянно общаемся по этому поводу с представителями института „ТомскНИПИнефть“, обсуждаем все насущные вопросы, начиная с выдачи рекомендаций по геологоразведочным работам (ГРР), постановки сейсморазведочных работ, вспомогательных геофизических методов, выбора точек поисково-оценочного бурения». В этом тандеме ИНГГ выступает в двух ипостасях — как эксперт и как организация, выполняющая интерпретацию геолого-геофизических материалов на разных этапах построения региональных, зональных и локальных моделей. В частности, учеными института были рекомендованы скважины, бурение которых позволило существенно прирастить запасы на Западно-Останинском месторождении.

С их подачи открыто Гураринское месторождение, получены притоки на Полуденном месторождении. Этот список можно продолжить. Сегодня приложением научной мысли являются главным образом поисковый, разведочный и оценочный этапы.

«Определенный резерв воспроизводства минерально-сырьевой базы у томских нефтяников, безусловно, есть, — констатирует Владимир Конторович. — В первую очередь, это традиционные объекты в верхнеюрских отложениях, которые далеко не полностью опоискованы. Во-вторых, практически не задействованные неокомские комплексы на северо-западе области. В свое время, когда мы выдавали рекомендации по бурению скважин на Южно-Александровской площади, настоятельно советовали провести испытания в меловых отложениях. Надо отдать должное руководству и специалистам „Томскнефти“ и „ТомскНИПИнефти“ — несмотря на удорожание работ, они целенаправленно боролись за эти новые для компании объекты. Пришлось пойти на некоторый риск, что в конечном итоге себя оправдало. К примеру, на Гураринском месторождении целая серия неокомских пластов дала очень хорошие притоки безводной нефти, подтвердившие наши прогнозы».

Еще один резерв «Томскнефти» — палеозойский комплекс пород Калинового, Северо-Калинового, Герасимовского и других месторождений, геологическое строение которых сродни гигантской Юрубчено-Тохомской зоне нефтенакоплений. Правда, пока экономическая целесообразность их разработки не очевидна, тем более учитывая сохранение в регионе запасов относительно простой добычи. Однако тенденция в Западной Сибири — смещение в область добычи трудноизвлекаемых углеводородов — очевидна. Это требует от недропользователей гораздо более солидных инвестиций и разработки соответствующих методов, причем эту работу нельзя откладывать на потом: при существующих объемах ГРР страна уже начинает «проедать» энергетическое будущее следующих поколений.

«Это проблема всей России, подоплекой которой является твердая убежденность в несметном богатстве наших подземных кладовых, — прокомментировал ситуацию Владимир Конторович. — Но недра — не бездонная бочка, из которой можно бесконечно черпать. Параллельно нужно заботиться о приросте запасов. И в данном отношении „Томскнефть“, например, выглядит весьма неплохо. У компании очень низкие показатели отрицательных результатов при поисково-оценочном бурении».

ЗАПАСЫ КРАЙНЕГО ВОСТОКА

Если говорить о всей Томской области, то, по мнению новосибирских ученых, ключевым резервом является крайний восток, именуемый в обиходе Правобережьем реки Обь. Его разведка по региональным федеральным программам (Усть-Тым, Восток, Предъенисейская субпровинция, Райгинско-Ажарминская гряда) ведется уже несколько лет. С учетом накопленного материала понимание Правобережья сегодня стало другим, нежели в начале работ. Однако оценки нефтегазоносности этой территории ИНГГ и СНИИГГиМС существенно отличаются.

В Институте им. Трофимука оптимистично оценивают перспективы нефтегазоносности неопротерозойских и кембрийских отложений Предъенисейской субпровинции, равно как и юрских отложений Усть-Тымской впадины. А вот что касается мезозоя Предъенисейской зоны, геохимики ИНГГ утверждают, что все органическое вещество, которое находится в этой части разреза, — незрелое. В СНИИГГиМС перспективы мезозоя оценивают гораздо выше. «Возможно, истина лежит где-то посредине, — предположил Владимир Конторович. — В этом году на северо-востоке Томской области на западном склоне Пыль-Караминского мегавала открыто месторождение в верхней юре. Но это продолжение Караминской седловины, нефтегазоносность которой была доказана еще в 80-х годах прошлого века. В центральной части УстьТымской мегавпадины на Толпаровской площади и в восточной части этой депрессии на Пыжинской площади получен приток нефти. Значит, можно рассчитывать на то, что она есть и рядом. Только не в верхней юре, а в базальных горизонтах осадочного чехла, где ее будет значительно труднее искать и добывать».

В настоящее время ИНГГ СО РАН совместно со СНИИГГиМС по заказу Роснедр проводят крупную обобщающую работу по юго-востоку Западной Сибири. Территория исследований включает Усть-Тымскую мегавпадину, крайний северо-восток Томской области и сопредельные территории Красноярского края, входящие в состав Предъенисейской субпровинции.

Реализуемая на крайнем востоке Томской области программа с первоначальным названием «Восток» разрабатывалась в ИНГГ СО РАН. Сотрудники института рекомендовали две первые параметрические скважины — «Восток-1» и «Восток-3», — бурение которых позволило уточнить модель геологического строения этой территории, а третья скважина — «Восток-4», чуть позже пробуренная на юго-западе Красноярского края, — подтвердила эту модель. «В ходе бурения выполнен полный комплекс ГИС, проведено вертикально сейсмическое профилирование, получена уникальная геологическая информация, — уточнил Владимир Конторович. — Впервые в разрезе скважин доказано развитие венда в этой зоне. Причем подтверждающие палеонтологические находки впервые обнаружены в северном полушарии. Раньше такое случалось только в районе Австралии».

На основе полученных результатов строятся планы продолжения разведки крайнего востока, включающие в себя бурение двух разных по нагрузке скважин. Первая, Восточно-Пайдугинская, возможно, окончательно ответит на вопрос о перспективах нефтегазоносности мезозоя. Вторая, «Восток-7», с глубиной проходки 5100 метров даст дополнительную уточняющую информацию, от чего напрямую зависят дальнейшие действия. В случае положительного результата можно будет поставить точку, в случае отрицательного — продолжать поиск.

«Эти скважины многое решат, — уверен Владимир Конторович. — В том числе и для стратегии развития нефтегазового комплекса региона, в разработке которой наш институт принимает непосредственное участие. Сейчас главное — во-первых, завершить работы по востоку и осмыслить полученную картину; во-вторых, добиться увеличения объемов ГРР и выполнения лицензионных соглашений».

Новосибирские ученые считают, что перспективны оба этих направления, хотя отмечают, что углеводородные сливки в Томской области уже сняты и регион вряд ли ждут открытия масштабов Советского, Крапивинского, Мыльджинского или Лугинецкого месторождений. Равно как в ХМАО уже не будет второго Самотлора. «Но это не повод для пессимизма, — подчеркнул Владимир Конторович. — Дальше все определяется одним: сколько вложишь, столько и получишь. Прирост запасов прямо пропорционален количеству пробуренных скважин, иначе он носит бумажный характер. Сегодня для нахождения новых и реанимации старых месторождений необходимо активно внедрять передовые геофизические и геохимические методы».

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ