viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

        Александр Юрьевич Егоров, (Главный геолог, кандидат геолого-минералогических наук, ФГУНПП “Аэрогеология”)

 

 

 

А.Ю. Егоров

 

Не секрет, что основная часть бюджета Российской Федерации формируется за счет эксплуатации месторождений полезных ископаемых, главным образом нефти и газа. При этом следует отдавать себе отчет в том, что, как это ни странно, знаний об особенностях строения осадочных нефтегазоносных бассейнов страны явно недостаточно. Недостаток знаний в значительной степени является следствием консервативного (традиционного) подхода к исследованию бассейнов.
 

Прежде всего это касается регионального геологического картирования при исследовании осадочных бассейнов.

Согласно действующим инструкциям в процессе регионального геологического картирования любого масштаба и практически на любую территорию составляются:

  • карта четвертичных отложений;
  • карта дочетвертичных отложений;
  • карта полезных ископаемых;
  • гидрогеологическая карта и ряд вспомогательных схем, помещаемых в зарамочное пространство карты.

На примере любого осадочного бассейна легко увидеть, что содержание этих карт в полной мере не раскрывает его ресурсного потенциала, а с прагматической точки зрения является недостаточным, что отчетливо видно по статистике запросов на них в системе российских геологических фондов.

Например, в Западно-Сибирском бассейне под четвертичными отложениями повсеместно залегают палеогеновые толщи, которые и показываются на картах дочетвертичных отложений, а залежи углеводородов располагаются значительно ниже по разрезу – в неокоме и юре (баженовская и тюменская свиты). Этими горизонтами региональная геология уже не занимается – их изучают нефтяные компании в пределах своих лицензионных площадей и научно-исследовательские институты нефтяного профиля. Все они, работая по различным программам с разными задачами, создают разнородные информационные продукты, которые, однако, не могут заменить соответствующих геологических карт.

        Кроме этого, консервативный подход негативно сказывается на результатах проведения поисково-оценочных работ на нефть и газ.

В начальный период освоения Западной Сибири в нефтяной геологии господствовали представления о приуроченности подавляющего большинства месторождений углеводородного сырья к антиклинальным ловушкам. Уже первые результаты бурения на таких структурах оказались положительными, поэтому в дальнейшем все усилия геологов, геофизиков и буровиков были направлены на их поиск, оконтурирование, изучение и заверку бурением. Результаты были весьма впечатляющими – за полвека было открыто несколько сотен месторождений, в том числе уникальных по масштабам и экономической значимости.

Однако из-за столь консервативного подхода практически отсутствовала информация о перспективах неантиклинальных ловушек в зонах регионального выклинивания коллекторов под трансгрессивно залегающими глинистыми покрышками, в клиноформах, зонах разуплотнения, приуроченных к крупным разломам в чехле и фундаменте, карстовых и трещинных коллекторах и рифах в фундаменте, зонах надвигов в краевых частях бассейна.

То же самое с различными региональными нюансами можно сказать и о других осадочных бассейнах и структурах депрессионного типа, таких, как Тимано-Печорский и Волго-Уральский бассейны, Прикаспийская, Московская, Мезенская, Вилюйская и Тунгусская синеклизы, Енисей-Хатангский, Предверхоянский и Иркутский прогибы.

Еще хуже обстоит дело с нефтегазовыми месторождениями, которые могут быть локализованы в принципиально иных геологических обстановках, например в складчатых толщах пассивных континентальных окраин, перспективных на выявление залежей поднадвигового типа, или в складчатом фундаменте осадочных бассейнов.

Как известно, долгие годы о надвигах в отечественной геологии практически не упоминалось. Это нашло отражение на геологических картах первого поколения для Урала, Кавказа, Северо-Востока России. А поскольку на них не показывались надвиги, не ставились и задачи поисков залежей нефти поднадвигового типа. Сейчас ситуация существенно изменилась. Горизонтальные перемещения крупных блоков земной коры и вместе с ними наличие надвигов признаны большинством российских геологов. Однако за эти годы Россия отстала от ведущих стран мира в технологии изучения и картирования надвигов, от которых напрямую зависит эффективность поисковых работ на нефть в складчатых областях.

Месторождений в складчатом фундаменте осадочных бассейнов в мире известно более сотни. Наиболее крупное из них – Белый Тигр – расположено на вьетнамском шельфе. Все подобные месторождения локализованы в ослабленных зонах кристаллических, в том числе и магматических, пород фундамента бассейнов, куда углеводороды попали в результате боковой миграции. Сторонниками неорганического происхождения нефти эти месторождения используются в качестве доказательства ее ювенильной природы. В России работы по их прогнозу и поискам проводятся в недостаточном объеме, хотя к настоящему времени выявлен и разрабатывается целый ряд таких месторождений (главным образом в Западной Сибири).

Получение принципиально новых знаний о строении осадочных бассейнов, непосредственно влияющих на оценку перспектив их нефтегазоносности, является одной из главных задач геолого-разведочных работ, выполняемых за счет средств федерального бюджета. Поэтому оказалось целесообразным концептуально сформулировать точку зрения на содержание работ, выполняемых организациями Роснедра на нефть и газ в ближайшие годы. В связи с этим в ФГУНПП “Аэрогеология” были разработаны концепции унифицированного картирования осадочных бассейнов и региональных исследований на поднадвиговую нефть.

        Концепция унифицированного картирования осадочных бассейнов

Концепция разработана с учетом опыта геологических служб развитых западных стран и крупных нефтяных компаний. Ее суть заключается в составлении трех типов карт по поверхностям несогласий:

  • в проекции сверху (карты со снятыми покровами);
  • в проекции снизу (карты “глазами червя”);
  • карты горизонтальных срезов на любых произвольно выбранных глубинах.

На первом типе карт рельеф поверхности несогласия показывается в виде изолиний (стратоизогипс), возраст пород – цветом, а литологический состав – крапом. Таким образом, карта представляет собой, по существу, привычную всем структурную карту, дополненную указанием на возраст пород, вскрытых поверхностью несогласия, и их состав.

Второй тип карт уникален тем, что позволяет прорисовать контуры отложений, выполняющих депрессии в рельефе поверхности несогласия. Эти отложения залегают там подобно “блинам”, из которых каждый вышележащий “блин” занимает большую площадь, чем предыдущий. Таким образом, при традиционном взгляде сверху виден только самый верхний “блин”, а при взгляде снизу все.

Карты горизонтальных срезов необходимо составлять в связи с тем, что поверхности несогласия совсем не обязательно располагаются на тех уровнях, которые интересны в отношении перспектив нефтегазоносности.

Концепция также предусматривает составление традиционных карт (масштаб 1:1 000 000 и 1:200 000) и дополнительных материалов:

  • карты четвертичных отложений;
  • структурных карт основных отражающих горизонтов;
  • различных карт трансформаций магнитного и гравитационного поля;
  • карт фундамента;
  • диаграмм пространство–время, иллюстрирующих историю формирования фундамента бассейна;
  • хроностратиграфических диаграмм осадочного чехла, позволяющих восстановить историю седиментации;
  • проведение так называемого “backstrip” анализа, позволяющего восстановить историю погружения различных частей осадочного бассейна, выяснить генерационный потенциал бассейна в целом, отдельных его частей и толщ, реконструировать историю развития структур, изменения коллекторских свойств резервуаров и покрышек.

Проведение региональных работ масштабов 1:1 000 000 и 1:500 000 в новой концепции необходимо на территории всех нефтегазоносных осадочных бассейнов России. Полученные результаты позволят существенно расширить потенциал традиционных регионов и продлить “эксплуатационную жизнь” бассейнов. После этого можно переходить к сейсморазведочным, гравиметрическим и буровым работам для выявления различных типов неантиклинальных ловушек и закономерностей их размещения. Гравиметрический контроль совершенно необходим из-за опасности появления сейсмических псевдопрогибов на участках пониженной плотности пород чехла, характеризующихся пониженными скоростями продольных волн.

Представленная концепция прошла апробацию в двух западно-сибирских научно-аналитических центрах. Там она встретила довольно упорное сопротивление, как представляется, исключительно из-за того, что для ее реализации необходимо было сделать общедоступными все данные сейсморазведки и бурения. Тем не менее концепция была утверждена МПР России, но пока осталась невостребованной, поскольку материалы для составления глубинных карт в стране практически недоступны широкому кругу геологов.

        Концепция проведения региональных исследований на поднадвиговую нефть

Концепция разработана на основе аналогии со структурно-геологическими особенностями Канадских Скалистых гор (Canadian Rocky) применительно к трем известным российским регионам – Верхоянью, Уралу и Таймыру.

Всех, кто когда-либо знакомился с информацией о структурно-геологических особенностях Скалистых гор, поражало их сходство с Верхояньем и прилегающими районами. В обоих регионах в основании лежит дорифейский кристаллический фундамент, с верхнего рифея до середины визе формировалась карбонатная платформа, с середины визе до альба – пассивная окраина, на которой шла лавинная седиментация обломочных пород с флишоидным типом разреза. В альбе в обоих регионах формировалась складчатость, сопровождающаяся широким развитием палингенных коллизионных гранитоидов. За складчатостью последовали горообразование и формирование молассоидных комплексов в предгорных и межгорных прогибах. Даже рассеянный рифтинг проходил в обоих регионах синхронно: в рифее, девоне, триасе и на границе мела и палеогена.

Однако есть одно серьезнейшее отличие Верхоянья от Скалистых гор – в Канаде есть нефть и много, а у нас нет. Почему? Чтобы ответить на этот вопрос, необходимо выяснить, где в Скалистых горах залегает нефть. Поскольку литературы на эту тему существует очень много, можно легко увидеть, что нефть в Скалистых горах залегает преимущественно в девонских отложениях, в карбонатных коллекторах под надвигами, которые в местах перегибов сместителей образуют ловушки, и, что самое главное, вблизи зоны фациального перехода пород карбонатной платформы в глубоководные сланцы, богатые органическим веществом. Таким образом, в сланцах нефть генерировалась, затем мигрировала в карбонатные трещинные и карстовые резервуары и там запечатывалась надвигами.

Почему же до сих пор не выявлены нефтяные залежи в Верхоянье? Потому что в девоне в результате глобального рифтогенеза край Сибирской платформы, где была расположена аналогичная переходная зона, был отколот, перемещен далеко на восток, где из него сформировалось так называемое обрамление Колымского массива с Омулевскими горами, хребтом Черского и Полоусным кряжем. Впоследствии в меловой период эти структуры в результате ряда коллизий были деформированы в петлю сложной формы. Таким образом, аналог канадской нефти надо искать не вдоль современного восточного края Сибирской платформы, а далеко в глубине Черско-Колымской складчатой области.

Кое-какие признаки нефтегазоносности там известны уже сейчас. Описана высокая степень битуминозности девонских и раннекаменноугольных пород на Полоусном кряже и в Омулевских горах, известны находки жидкой нефти в карбонатных конкрециях пермских отложений в Омулевских горах. Однако никаких серьезных работ там не проводилось. Не известно, где находится переходная зона шельфовых карбонатов в глубоководные сланцы, сколько в этих сланцах органического вещества, каков состав битумоидов и керогенов, какого генетического типа это вещество, какова степень его катагенеза, каковы коллекторские свойства потенциальных резервуаров, и даже как следует не картировались надвиги, чтобы выявить в зонах их развития потенциальные ловушки. Там нет ни одного сейсмического профиля (за исключением 150 км, пройденных по Колымской трассе) и ни одной буровой скважины достаточной глубины.

Между тем вполне вероятно, что исследования на обрамлении Колымского массива приведут к открытию новой нефтегазоносной провинции.

Сходная ситуация на Урале. С запада к нему примыкают два крупных бассейна – Волго-Уральский и Тимано-Печорский, где в девонских карбонатных коллекторах уже выявлено много нефтяных месторождений. В пределах самого Урала уже давно откартированы глубоководные аналоги этих отложений. Так почему же там не быть поднадвиговой нефти? Вероятно, она есть. На это указывают притоки нефти в одной из скважин, расположенной в самом сердце Урала в 6 км к югу от Магнитогорска, присутствие жидкой нефти в девонских карбонатных породах под надвигами в притоках р.Белая в Башкирии и т.д.

Однако и в этом близко расположенном и хорошо изученном регионе с развитой инфраструктурой ничего не известно о современном местоположении переходной зоны от карбонатов к сланцам, нефтегенерационном потенциале последних, коллекторских свойствах резервуаров, отсутствуют детальные карты надвиговых зон. На большинстве имеющихся карт надвиги рисуются весьма произвольно, без указания о том, дуплексы это или чешуйчатые веера. На большинстве карт совершенно не представлены геометрия надвиговых систем и кинематика движений в них.

Сходная, но еще более сложная картина на Таймыре. Искали нефть в Енисей-Хатангском прогибе, не нашли, работы прекратили, а под надвиги даже “не заглянули”.

Таким образом, для выявления в России нефтегазоносных бассейнов нового типа представляется чрезвычайно важным и перспективным приступить к целенаправленному изучению этих трех регионов (для начала наиболее доступного из них – Урала). В концепции в первую очередь предлагается провести малозатратные работы региональной стадии:

  • картирование зон перехода отложений карбонатной платформы в глубоководные черные сланцы;
  • изучение опорных разрезов в переходной зоне для выяснения, с одной стороны, нефтегенерационного потенциала глубоководных сланцев, а с другой – коллекторских свойств карбонатных пород;
  • картирование надвиговых зон в пределах переходной зоны и несопряженных участках с целью выявления флексурных ловушек в поверхностях сместителя;
  • ревизия имеющихся материалов аэромагнитной и гравиметрической съемок.
  • Затем можно переходить к более дорогим геофизическим и буровым работам:
  • проведение региональных сейсморазведочных работ МОГТ (с длиной записи > 10 с) – минимум по 3 профиля на каждый регион;
  • при необходимости – дополнительное проведение аэромагнитной и гравиметрической съемок;
  • бурение параметрических скважин – не менее трех на регион.

***

Если оценивать эффективность региональных геологических исследований, проводимых организациями Роснедра, по числу и масштабу выявленных перспективных объектов нефтегазоносных провинций и областей, рудных зон и узлов, то, к сожалению, придется отметить, что в последние 15 лет она значительно снизилась. Для этого, несомненно, есть и объективные причины, поскольку число месторождений конечно и большинство их было найдено при проведении первого цикла региональных и последующих детализационных работ. Однако результативность региональных работ могла бы быть значительно выше, если бы удалось избавиться от консервативных подходов при определении их стратегических направлений.

В связи с этим геолого-съемочные работы необходимо четко разделить на две группы.

        К первой группе следует относить работы по “дежурному” обновлению мелкомасштабных геологических карт, которые являются графическим отражением современного уровня геологических знаний. Учитывая, что территория России охватывает около 140 листов масштаба 1:1 000 000, можно примерно оценить годовой бюджет этого направления работ в 50 млн р.

        К второй группе следует относить все средне- и крупномасштабные картосоставительские и тематические работы, которые должны иметь строго поисковую направленность. Поэтому районы и задачи таких работ должны определяться при непосредственном участии профильных управлений Роснедра – по твердым полезным ископаемым и углеводородному сырью. Работы должны объединяться в региональные целевые программы, которые по аналогии с другими странами, например с Канадой, могут финансироваться одновременно из нескольких источников: федерального бюджета, региональных, местных бюджетов и даже частных инвестиций. В зависимости от уровня решаемых задач (“степени их федеральности”) доля различных источников финансирования может быть различной.

Поскольку целевые региональные программы решают задачи различных уровней и финансируются из разных источников, коллективы исполнителей этих программ должны быть смешанными как по ведомственной принадлежности, так и по составу специалистов. В них должны входить геологи-съемщики и поисковики, а также узкие специалисты – стратиграфы, петрографы, литологи, седиментологи, рудники, геофизики из отраслевых и академических институтов и даже иностранные специалисты, если результаты работ не содержат государственную тайну. (Такая необходимость действительно может возникнуть, особенно в отношении палеонтологов, которых в России почти не осталось.)

В зависимости от доли того или иного источника финансирования назначается предприятие-лидер программы из числа федеральных, региональных или частных предприятий. В это предприятие стекаются и все ассигнования, за которые лидер несет персональную ответственность. Предприятие-лидер должно составить программу, апробировать ее во всех организациях-участницах, набрать команду, организовать и провести все работы. Ежегодно результаты работ должны рассматриваться на НТС Роснедра, по результатам которого в программу могут вноситься коррективы.


 

 

©  А.Ю.Егоров, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление", 1-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru