В настоящее время большинство геологов-нефтяников полагает, что основная часть территории Томской области перспективна на нефтегазоносные комплексы, прежде всего юрского возраста, за исключением территории севера области (Стрежевской район), по типу нефтегазоносности тяготеющей к Широтному Приобью, где доминирующую роль играют нижнемеловые природные резервуары. Здесь и далее под "территорией" Томской области авторы будут понимать центральную и южную ее части, в пределах которых открыто 90 месторождений с основными запасами нефти в юрских отложениях и прежде всего в горизонте Ю₁. В то же время к настоящему моменту в пределах рассматриваемой части Томской области открыто всего лишь пять месторождений с запасами нефти в нижнемеловых природных резервуарах ( рис. 1 ). Суммарные извлекаемые запасы этих месторождений по категориям А+В+С₁ составляют -15,2 млн. т, что в десятки раз меньше подготовленных в юрском комплексе.

Возникает вопрос: неужели потенциал неокома настолько ниже потенциала юрского комплекса? По-видимому, это не так. Оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) нижнемелового и юрского комплексов являются величинами одного порядка. Так, на юрский комплекс приходится 70 % НСР, а на нижнемеловой 20 %.

Сопоставление имеет определенный смысл, хотя оно не вполне корректно из-за участия в оценке территорий, прилегающих к границе Томской области. Учитывая вышеизложенное, а также то обстоятельство, что выполненные отечественными геологами оценки НСР, как правило, подтверждаются, следует признать, что "невеселые" результаты поисков месторождений в нижнемеловых отложениях Томской области связаны не с низким потенциалом нижнемелового комплекса, а с отсутствием научно обоснованной стратегии его изучения.

При анализе истории изучения нижнемелового комплекса создается впечатление, что все пять месторождений были открыты случайным образом. Ярчайшим тому доказательством является хронология открытий. Три месторождения (Южно-Мыльджинское, Соболиное и Южно-Черемшанское) были открыты до 1970 г. Следующее открытие (Столбовое месторождение) произошло лишь в 1991 г., т.е. после более чем 20-летнего перерыва. И, наконец, "жемчужина" нижнемеловой нефти Томской области - Гураринское месторождение - было открыто в 1997 г. Отметим удивительный парадокс. Гураринское месторождение открыто ровно через 30 лет после Соболиного месторождения, расположенного от него менее чем в 10 км и приуроченного к той же геоструктуре - Соболиному валу. Конечно, можно без конца ссылаться на тяжелые для геологов-нефтяников 90-е гг., но до распада СССР геологоразведочный процесс в Томской области шел по нарастающей и до открытия Гураринского месторождения в пределах Соболиного вала (вокруг Соболиного месторождения) было пробурено шесть непродуктивных скважин.

Отсутствие осмысленной стратегии поиска и разведки нефтяных залежей в нижнемеловых резервуарах труднообъяснимо еще и потому, что перечисленные открытия продемонстрировали исключительно высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов нижнемелового комплекса. Об этом прямо свидетельствуют дебиты нефти в скв. 181 Гураринская (суммарный условный дебит по пяти пластам - -400 м³/сут), скв. 171 Соболиная - 104 м³/сут, скв. 91 Столбовая - 72 м³/сут и т.д. Отметим, что плотность запасов нефти на отдельных участках Соболиного вала по сумме продуктивных пластов превышает 500 тыс. т/км². Можно с уверенностью сказать, что нефтяные залежи в нижнемеловых резервуарах, будь они найдены в достаточном количестве, могут стать базой высокоэффективной нефтедобычи, что позволит сломить негативные тенденции в развитии нефтяной промышленности Томской области.

Прежде чем перейти к изложению взглядов на научно обоснованную стратегию поиска и разведки нефтяных залежей в нижнемеловых природных резервуарах, сформулируем некоторые геолого-геофизические положения, на которых эта стратегия могла бы базироваться.

1. Необходимо признать, что нефтяные залежи в нижнемеловом комплексе приурочены к резервуарам двух совершенно разных типов: клиноформному (например, пласт Б₁₈ Столбового месторождения) и шельфовому (например, пласты Б₈-Б₁₂ Гураринского и Соболиного месторождений).

Что касается резервуаров клиноформного типа, то здесь совершенно очевидно, что осуществлять их изучение с опорой на структурный план баженовской свиты (а именно к этой границе приурочен главный отражающий горизонт (ОГ) Томской области IIа, индексируемый для большей части территории Западной Сибири как Б) является занятием заведомо неэффективным. Сегодня накоплен большой и позитивный опыт изучения сейсмическим методом клиноформных резервуаров в Широтном Приобье. Ничего подобного в Томской области не делается и никогда не делалось. Но, может быть, сейсмогеологические условия мешают этому непростому исследовательскому процессу? Ничуть не бывало. На рис. 2 , А показаны результаты оптимизированной обработки одного из сейсмических профилей в районе продуктивной скв. 91 на Столбовом месторождении. На временном разрезе в клиноформном комплексе отчетливо выделяется локально прослеживаемый ОГ, приуроченный к кровле песчаного тела, вскрытого скв. 91. Прослеживание этого ОГ по площади позволило откартировать шнурковое песчаное тело, контролирующее залежь пласта Б₁₈.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что сейсмогеологические условия к югу от Широтного Приобья благоприятны для решения тонких задач выделения и прослеживания продуктивных резервуаров в клиноформной части нижнемелового разреза.

Теперь о резервуарах шельфового типа. При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ в Томской области господствовало представление о практически полном совпадении структурных планов баженовской свиты и нижнемеловых пластов шельфового типа. В региональном плане это, безусловно, так. Однако в силу того, что структурный план нижнемеловых резервуаров формируется под действием не только тектонических, но и седиментационных факторов, возможны существенные различия в деталях. К аналогичным выводам в последние годы пришли и другие исследователи (Конторович В.А., 2000).

Таким образом, несомненную актуальность приобретает задача прямого изучения сейсмическим методом геометрии нижнемеловых природных резервуаров. Большим препятствием в решении этой задачи долгие годы являлось то, что при стандартной методике полевых работ и обработки сейсмических материалов, ориентированных преимущественно на юрские и частично палеозойские отложения, на временных разрезах практически отсутствовали отражающие горизонты в интервале развития нижнемеловых продуктивных пластов ( рис. 3 ). Указанное положение, безусловно, имеет и геологическое объяснение, заключающееся в менее выраженном в разрезе характере цикличности нижнемелового комплекса и, следовательно, меньшей жесткости отражающих горизонтов, чем, например, в Широтном Приобье. Однако, как показано на рис. 4 , даже на этапе обработки (без изменения методики полевых работ) при применении специального оптимизированного графа удается получить устойчивые отражения непосредственно от нижнемеловых продуктивных пластов. Основной особенностью примененного графа обработки является, прежде всего, его общая направленность, заключающаяся в достижении максимально возможных соотношения сигнал/помеха и частоты сигнала, а также разрешающей способности сейсмической записи и сигнала при приемлемой когерентности Это достигается выбором соответствующей системы суммирования с кратностью не менее 24 и максимального расстояния от пункта взрыва (ПВ) до 1,5 км, что позволяет минимизировать влияние помех отраженно-преломленной природы, а также возможных негиперболичности годографов ОГТ и искажения импульса при вводе кинематических поправок на удалении от ПВ более 1,5 км. Отмеченное особенно важно для изучения малоамплитудных особенностей рельефа ОГ и тектонических нарушений.

Состав и последовательность обрабатывающих процедур, а также их параметры подобраны таким образом, чтобы обеспечить плавное накопление положительного эффекта, без резких изменений волнового поля от одной или двух-трех процедур. Все это позволяет получить качественные временные разрезы (см. рис. 4 ) - основу для дальнейшей интерпретационной обработки, которая заключается в оптимизированных импульсной деконволюции, псевдоакустических преобразованиях и спектрально-временной (СВАН) параметризации.

Такой набор результативных сейсмических материалов, ориентированных на временной интервал регистрации нижнемеловых отражений, является необходимым и достаточным для его интегральной интерпретации с данными бурения и ГИС с целью построения не только структурно-тектонической модели нижнемеловых отложений, но и изучения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве, а также картирования различных типов разреза продуктивных интервалов по разработанным нами методам.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что в основу стратегии поиска нефтяных залежей в нижнемеловом комплексе прежде всего должно быть положено обеспечение такого комплекса сейсмических исследований (полевые работы, обработка, интерпретация), который позволил бы получить информацию о геологическом строении нижнемеловых продуктивных резервуаров.

2. В основу стратегии поиска нефтяных залежей в нижнемеловых отложениях Томской области должно быть также положено правильное понимание механизма формирования и деструкции залежей УВ в осадочном чехле. Дело в том, что парадоксы нефтегазоносности резервуаров нижнемелового комплекса не могут быть объяснены только недостаточностью нашего знания об их структурном плане. На многих унаследованных локальных поднятиях, доказанных бурением, прекрасные песчаные пласты-коллекторы нижнего мела оказываются водоносными. Объяснить такое положение невозможно без учета адекватного механизма формирования залежей нефти в нижнемеловом комплексе.

В настоящей статье предлагается гипотеза о таком механизме. В этой гипотезе главное место отводится вертикальной миграции УВ по многочисленным малоамплитудным или практически безамплитудным дизъюнктивным дислокациям. Собственно, факт наличия многочисленных разрывных тектонических нарушений в доюрском комплексе давно известен и не вызывает сомнений. Однако долгое время предполагалось, что эти дизъюнктивные дислокации затухают в нижних секциях юрского разреза. Приведенные на рис. 2 временные разрезы свидетельствуют, что значительная часть дизъюнктивных дислокаций прослеживается практически по всему осадочному чехлу, прорывая баженовскую свиту, являющуюся региональным флюидоупором, разобщающим флюидальные системы юры и мела.

В последние десятилетия показана сложная и не всегда поддающаяся прогнозу роль дизъюнктивных дислокаций. Одни и те же разломы на разных этапах геологического развития территории могут играть две совершенно противоположные роли (Славкин B.C., 1999)( Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. - М.: Наука, 1996.). В одно время они являются каналами вертикальной миграции, а в другое - латеральными флюидоупорами. Выполняя роль каналов вертикальной миграции, мало- и безамплитудные разломы в принципе должны способствовать частичному или полному расформированию более древних залежей и формированию новых более молодых.

Рассмотрим под этим углом зрения ситуацию в Томской области. Сегодня зафиксирован факт частичного разрушения палеозалежей в подбаженовских отложениях, т.е. в резервуарах горизонта Ю₁. Об этом убедительно свидетельствует достаточно высокая остаточная нефтенасыщенность в керне ряда скважин, находящихся за пределами современных контуров залежи (скв. 193 и 206 Крапивинские, скв. 8 Южно-Моисеевская и др.). Учитывая доказанное наличие высокоамплитудных разломов, прорывающих баженовскую свиту в непосредственной близости от места расположения палеозалежей, считаем, что переток УВ в вышележащие секции осадочного чехла здесь более возможен, чем внутрирезервуарное перераспределение флюидов.

Таким образом, существует вероятность что, по крайней мере, часть УВ из разрушающихся палеозалежей могла и должна была быть уловлена ловушками в нижнемеловых природных резервуарах

С позиции сегодняшних знании ни авторы настоящей статьи ни думается другие научные коллективы не могут дать однозначное объяснение тому факту что природные резервуары улавливают субвертикально мигрирующие УВ каким-то избирательным образом, что приводит к весьма сложной картине распределения нефте и водонасыщенных пластов в разрезе. По-видимому это связано с особенностями строения вертикальных каналов миграции и распределением аномалий пластовых палеодавлений. Решение этих вопросов - дело будущего, но уже сегодня есть прямые аналитические геохимические доказательства формирования залежей по указанному механизму, по крайней мере, для ряда природных резервуаров Широтного Приобья (Дахнова М.В. , 2000).

При создании стратегии поисков залежей нефти в нижнемеловом комплексе нельзя игнорировать общую динамику формирования и деструкции залежей. Поэтому крайне важно искать и оконтуривать такие потенциальные ловушки УВ в нижнемеловых резервуарах, которые на современных гипсометрических отметках выше линии пересечения поверхности разлома с поверхностью истинной покрышки были бы минимально нарушены дизъюнктивными дислокациями. Иначе на очередном этапе тектонической активизации ловушка потеряет способность консервировать залежь из-за вертикальных перетоков по разломам.

В свете изложенного могут быть сформулированы основы стратегии поиска нефтяных залежей в нижнемеловом комплексе для значительной части территории Томской области.

Важнейшими элементами стратегии являются следующие:

• массовый анализ сейсмических материалов ОГТ для зонально-регионального выявления и трассирования областей развития высокоамплитудных разломов, прорывающих баженовские отложения (потенциальных каналов миграции УВ),
• выявление и оконтуривание приподнятых и относительно стабильных участков земной коры в нижнемеловом комплексе, соседствующих с такими высокоамплитудными разломами, для этого необходимы как постановка новых сейсмических исследований специально на нижнемеловые отражающие горизонты, так и попытки, где это возможно, переобработки и переинтерпретации по рассмотренной в статье методике релевантных сейсмических материалов прошлых лет. Критерием выделения относительно стабильных участков земной коры должна быть пониженная плотность малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций,
• целенаправленная подготовка, с опорой на нижнемеловые сейсмические отражающие горизонты, ловушек различных типов, приуроченных непосредственно к нижнемеловым природным резервуарам и являющихся объектами поискового бурения, в пределах выделенных приподнятых относительно стабильных участков земной коры.

Для реализации указанной стратегии необходимо создание целевой комплексной программы, предусматривающей значительный объем научно-исследовательских работ, современной сейсморазведки и глубокого бурения. Необходимость создания такой целевой комплексной программы давно назрела в силу высокого интереса, проявляемого потенциальными недропользователями к высокодебитным месторождениям нефти с высокими плотностями запасов (Соболиное, Гураринское и др.).

Научные соображения, положенные в основу статьи, не являются чем-то неожиданным. К весьма похожим выводам независимо пришел в последнее время В.А. Конторович. В настоящей статье мы стремились, прежде всего, продемонстрировать реальные сегодняшние возможности сейсмического метода - краеугольного камня предложенной стратегии - в решении тонких задач изучения нижнемеловых природных резервуаров на территории Томской области.

Авторы надеются, что затронутая тема даст повод для обсуждения проблемы нижнемеловой нефти в Томской области в научной периодике и подтолкнет органы управления недрами к конкретным шагам в освоении ресурсов в пределах рассматриваемого региона.

The article presents the strategy of oil prospecting and exploration in Lower Cretaceous formations including the following elements:

-mass analysis of seismic materials of CDP for zonal-regional revealing and tracing of high-amplitude faults as potential channels for hydrocarbon migration;

-revealing and contouring of lifted and rather stable parts of the Earth's crust in Lower Cretaceous complex neighbouring with high-amplitude faults;

-target-oriented preparation of different types traps confined to Lower Cretaceous beds.

To realize the strategy it is necessary to elaborate the target-oriented integrated program that involves a significant volume of research works, modern seismic survey and deep drilling.