Необходимость проведения поисков и разведки месторождений нефти и газа палеозойских отложений Западной Сибири была обоснована еще в 60-е гг. А.А.Трофимуком. Позднее были выделены два самостоятельных объекта: 1) кровля палеозойских отложений и развитая по ним кора выветривания, получившие название нефтегазоносного горизонта зоны контакта отложений палеозоя и мезозоя (НГГЗК, по А.Э.Конторовичу и Е.Е.Даненбергу); 2) внутренние горизонты палеозоя [1]. В верхней, непосредственно подстилающей мезозой, части палеозойского комплекса за эти годы выявлен ряд месторождений УВ в Васюганской, Среднеобской, Фроловской, Ямальской нефтегазоносных областях, однако значительных (по запасам) месторождений пока не обнаружено. Эффективность поисково-разведочных работ в верхней части палеозойского разреза не очень высока, поскольку поиски в палеозойских отложениях в большинстве районов Западной Сибири велись попутно — в объектах, локализованных в мезозойских резервуарах. Между тем геологическое строение палеозойских комплексов и закономерности размещения нефтегазоносных коллекторов в них очень своеобразны и требуют целенаправленного изучения.

Значительная часть разведанных запасов, а также прогнозных и перспективных ресурсов отложений НГГЗК сосредоточена на территории Лугинецкого нефтегазоносного района (центральная часть Томской области) площадью около 35 тыс. км². В настоящее время это один из наиболее перспективных нефтедобывающих районов на юго-востоке Западной Сибири и единственный в регионе, где на сравнительно небольшой площади в НГГЗК выявлено значительное число месторождений и в непосредственной близости к которому на Еллей-Игайской и Малоичской площадях установлена нефтеносность внутренних резервуаров в отложениях палеозоя.

Доюрские отложения территории сложены разнообразными как по возрасту, так и по составу комплексами пород (рис 1). Возраст отложений на территории Лугинецкого района соответствует интервалу от среднего ордовика до перми включительно [4].

Отложения нижнего девона -известняки, доломиты, органогенные известняки — зафиксированы в центральной части изучаемой площади. Часто наблюдается переслаивание известняков и кремнисто-глинистых пород. На северо-западе района отложения нижнего девона представлены глинисто-сидеритовыми, глинисто-кремнистыми, сидерит-кремнисто-каолинитовыми породами и их брекчиями.

Нерасчлененные отложения среднего — верхнего девона сложены известняками, иногда сидеритизированными, глинисто-кремнистыми породами, перекрываясь осадками мезозоя в центральной части изучаемой территории.

На севере и северо-востоке территории выделен комплекс нерасчлененных отложений верхнего девона—нижнего карбона. Этот комплекс сложен глинисто-кремнистыми породами, гравелитоаргиллитами, каолинитизированными аргиллитами, сидерит-хлоритовыми и глинистыми метаморфизованными породами, роговиками.

Тектоника. Территория Лугинецкого нефтегазоносного района охватывает центральную часть Межовского срединного массива. Вероятно, массив в палеозое представлял собой плиту с длительным карбонатным накоплением. В позднегерцинское время карбонатный покров был деформирован и разбит на блоки. Доюрский комплекс пород отделяется от перекрывающих отложений несогласием и представляет собой сложнодислоцированную структуру северо-западного простирания [2, 5]. Палеозойские образования наблюдаются в виде системы блоков. Большинство разграничивающих разломов, так же как и другие крупнейшие тектонические элементы, в основном имеют северо-западное простирание. Проявление дополнительных тектонических нарушений северо-восточного простирания привело к формированию новых блоков. Наиболее перспективны для формирования пород-коллекторов системы блоков, контролируемых дизъюнктивными нарушениями, зонами дробления северо-западного простирания (см. рис. 1).

Скопления УВ в НГГЗК связаны с определенными типами блоков фундамента (Иванов И.А., Негоденко B.C., Ковешников А.Е. и др., 1989; Конторович А.Э., Иванов И.А., Ковешников А.Е. и др., 1991). Большинство из них тяготеют к карбонатной девонской платформе, выделенной в центральной и юго-западной частях Томской области. Это Урманское, Арчинское, Нижне-Табаганское, Южно-Табаганское, Солоновское, Лугинецкое, Герасимовское, Северо-Калиновое, Калиновое, Южно-Тамбаевское и Северо-Табаганское месторождения. Верхнекомбарское газоконденсатное месторождение, расположенное на юго-востоке района, приурочено к более древним известнякам нижнего девона, а Селимхановское, находящееся к северу от него — к известнякам турнейского яруса каменноугольной системы. Останинское, Южно-Останинское и Северо-Останинское месторождения связаны с кремнисто-глинистыми породами верхнего девона— нижнего карбона.

Месторождения, приуроченные к НГГЗК, пространственно тяготеют к зонам "деструктивного разуплотнения", или зонам трещиноватости, где, вероятно, формируются улучшенные коллекторы, связанные с карбонатными или глинисто-кремнистыми породами палеозоя. Многие из этих зон сформировались под воздействием вторичных процессов, таких как гипергенез (доломитизация, выщелачивание), гидротермальная переработка [З], либо вследствие развития кор химического выветривания. Контуры зон, охватывающие большую часть месторождений, достаточно уверенно выделяются по результатам детальных геофизических работ (Тищенко Г.И., 1995). Так, на Герасимовской площади, где залежь нефти в верхней части доюрских образований приурочена к кремнистым отложениям карбона, залегающим среди толщи девонских известняков, на временных разрезах четко фиксируются два типа волновых полей, свойственных НГГЗК. В зоне распространения кремнистых отложений отмечаются падение энергетического уровня горизонта Ф₂ (кровля палеозоя), нарушение его корреляции, наличие хаотического волнового поля в интервале разреза, отражающего внутреннюю структуру палеозоя, и т.д. Изменение характера волнового поля четко отображается в распределении амплитудно-энергетических параметров сейсмической записи. Таким образом, смена вещественного состава верхней части палеозойских отложений в этом случае может быть откартирована как визуально, так и с помощью математических средств — расчета динамических характеристик волнового поля.

Просматривается определенная связь развития зон улучшенных коллекторов с дизъюнктивными нарушениями и зонами дробления, служащими подводящими каналами для гидротерм. Наибольшему воздействию вторичных процессов подвергались блоки северо-западного и в меньшей степени — северо-восточного простирания. Это в основном отложения толщ силурийской и нижнедевонской, а также каменноугольной систем. Однако нельзя полностью исключить возможность формирования коллекторов иного генезиса, которые могут быть связаны с блоками палеозойского фундамента другого возраста и вещественного состава.

Запасы нефти и газа. С момента начала разработки на территории Лугинецкого района из НГГЗК добыто 0,11 млн т нефти и 0,01 млрд м³ газа, растворенного в нефти. Геологические запасы промышленных категорий А+В+С₁ в НГГЗК составляют 64,02 млн т нефти, извлекаемые — 15,83 млн т;

категории С₂ ~ 95,27 и 20,09 млн т соответственно. Запасы промышленных категорий а+в+С₁) свободного газа составляют 18,3 млрд м³ и категории С₂—1,44 млрд м³. Добыча свободного газа из недр Лугинецкого района не проводится, хотя открытые на его территории крупные газовые месторождения представляются главным резервом для реализации газовой программы Томской области.

степенью изученности объекта глубоким бурением (рис. 2) и геофизическими методами;

компактным расположением выявленных скоплений УВ (см. рис. 1);

Эталонные участки. В пределах Лугинецкого нефтегазоносного района было выделено два эталона (см. рис. 2) — связанных с карбонатными и кремнисто-глинистыми породами.

При оценке начальных геологических ресурсов (НГР) УВ на эталонах учитывались только запасы промышленных категорий С₁ и С₂, Причем экспортно, с учетом достоверности результатов подсчета запасов, подтверждаемость запасов категории С₁ принималась равной 70 %, а категории С₂ — 30 %. С учетом этих поправок и были оценены ресурсы эталонов. Такой подход гарантирует более высокую надежность полученных оценок.

Оценка ресурсов. По эталонам рассчитывались два значения плотности НГР УВ — в среднем для всей площади эталонного участка и для площади зон развития улучшенных коллекторов. По "карбонатному" эталону в целом плотность ресурсов составляет 59,3 тыс. т условных УВ/км² и 119,3 тыс. т условных УВ/км² для зон развития улучшенных коллекторов. По "кремнисто-глинистому" эталону в целом плотность ресурсов составляет 21,2 тыс. т условных УВ/км² и 29,8 тыс. т условных УВ/км² для зон развития улучшенных коллекторов.

В тех случаях, когда территорию расчетного участка можно было считать достаточно изученной в отношении выделения зон развития улучшенных коллекторов, для них принималась соответствующая плотность ресурсов. Так как нельзя исключить наличие скоплений УВ на территориях, прилегающих к зонам развития улучшенных коллекторов, для этих территорий экспертно принималась плотность ресурсов менее 5 тыс. т/км². В тех случаях, когда зоны развития улучшенных коллекторов выявлялись не на всей площади расчетного участка (в силу его неравномерной изученности), такой участок оценивался в целом по средней плотности ресурсов соответствующего эталона. Так же оценивались участки, где зоны развития улучшенных коллекторов пока не выявлены.

Коэффициент аналогии при оценке расчетных участков принимался за единицу, так как параметры, по которым выделялись эталоны и расчетные участки, практически полностью совпадали. Поскольку участки, сложенные другими типами пород, не соответствующими литологии эталонов, нельзя считать полностью бесперспективными, для них экспертно принималась плотность ресурсов менее 5 тыс.т/км².

Результаты. В соответствии с изложенной схемой была построена карта перспектив нефтегазоносности (рис. 3) и оценены ресурсы каждого расчетного участка и территории в целом. Начальные геологические ресурсы нефти в НГГЗК Лугинецкого нефтегазодобывающего района оценены в 830,18 млн т, извлекаемые — в 208,03 млн т . Большая часть извлекаемых ресурсов нефти (171,76 млн т) отнесена к категории Д₁. Геологические ресурсы газа, растворенного в нефти, составляют 145,51 млрд м³, извлекаемые — 26,11 млрд м³. Геологические ресурсы свободного газа составляют 101,98 млрд м³, конденсата — 24,28 млн т, извлекаемые — 12,5 млн т.

Важной особенностью сырьевой базы углеводородного сырья Лугинецкого нефтегазоносного района, по сравнению с более западными районами Томской области, является то, что значительная доля ресурсов (не менее 40 %) находится в НГГЗК. По уровню относительной концентрации УВ в отложениях этого комплекса рассматриваемый район не имеет аналогов в Западно-Сибирском мегабассейне. В нем добыто и переведено в запасы промышленных категорий 18,3 % от суммы начальных извлекаемых ресурсов. Прогнозные ресурсы составляют 284,9 млн т (81,27 %), перспективные и прогнозные извлекаемые ресурсы нефти в этих резервуарах составляют 171,76 млн т.

1. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. —М.: Недра, 1975.

2. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук и др. — Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1994.

3. Розин А.А., Сердюк З.Я. Некоторые аспекты геохимии углекислого газа на территории Обь-Иртышского междуречья Западно-Сибирского артезианского бассейна // ДАН СССР. — 1970. - Т. 193, №5. - С. 1159-1162.

4. Степанов С.А., Краснов В.И., Новгородов Н.С. Чижапская карбонатная банка (средний палеозой Западно-Сибирской плиты) //Геология и геофизика. - 1990. - №1. - С. 32-38.

5. Сурков B.C., Жеро О.Г. Палеозойские осадочные бассейны Западной Сибири и перспективы их нефтегазоносности // Проблемы геологии и нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской плиты. — Новосибирск, 1977. —С. 5-15.

Коллектив авторов, 1998

1 — зоны деструкции; 2 — граниты; 3 — липариты; 4 — андезиты; 5 — слан-цы; б — кремнисто-глинистые породы; 7 — карбонаты; 8 — зоны разломов; 9 — месторождения

1 — скважины; 2 — граница эталонных участков; эталонные участки: / — "карбонатный", // — "кремнисто-глинистый"

Условные обозначения см. на рис. 1