CC BY
17
УДК 553.981
ДВА ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ -ДВА РАЗНЫХ РЕЗУЛЬТАТА
В.В.Ростовцев (Национальный исследовательский Томский политехнический университет), В.Н.Ростовцев (ЗАО "Томко")
Восточная и особенно юго-восточная части Томской области изучены крайне недостаточно. Эта территория считалась малоперспективной, а ее отдельные участки даже относятся к бесперспективным. На указанной территории пробурено более 60 поисковых скважин в разных зонах правобережья, которые не привели к открытию месторождений УВ. Однако на правобережье р.Обь открыты Вартовское, Киев-Еганское, Тунгольское нефтяные месторождения. Авторы статьи приводят достаточно убедительные материалы, подтверждающие высокую оценку перспектив нефтегазоносности восточной части Томской области, в отличие от заключения ряда исследователей, что породы нижней — средней юры юго-востока Западной Сибири (в состав которой входит вся Томская область) обладали изначально низким генерационным потенциалом и никогда не находились в главной зоне нефтеобразования. Перспективность территории авторы подтверждают результатами исследований генерационного потенциала и катагенеза, наличием минерализованных вод (а не пресных), флюидоупоров и покрышек. Для подтверждения перспектив нефтегазаносности территории востока Томской области была использована инновационная технология квантово-оптической фильтрации космоснимков, по результатам которой удалось выявить границы пяти прогнозируемых месторождений с предполагаемыми геологическими запасами более 600 млн т. Результаты, полученные по данным использования технологии квантово-оп-тической фильтрации космоснимков, хорошо согласуются с данными наземных геофизических методов.
Ключевые слова: перспективы; восточная часть Томской области; квантово-оптическая фильтрация космоснимков.
Геологическая общественность Томской области в 2012 г. широко отметила 50-летие получения на территории региона первого газового фонтана на Усть-Силь-гинской и первого нефтяного — на Соснинской площадях, а также 60-летие начала подготовки, впервые за Уралом, в Томском политехническом институте специалистов по поиску и разведке нефтяных и газовых месторождений. За 50 лет интенсивных геолого-разведочных работ в Томской области пробурено около 1300 поисковых и поисково-разведочных, 7 опорных и 58 параметрических скважин [12]. Это позволило открыть более 100 месторождений нефти и газа, в основном расположенных в левобережной части р.Обь, которая по диагонали рассекает территорию Томской области, деля ее условно на западную и восточную части. Томская область стала крупным нефтедобывающим районом России, стабилизировав в последние годы объем добычи нефти около 11 млн т, газа до 4 млрд м3/год [1].
Основные объемы геолого-разведочных работ были сосредоточены в западной части.
К настоящему времени эта территория изучена настолько, что открытие крупных по величине запасов месторождений без использования новейших технологий поиска ожидать сложно.
Восточная и особенно юго-восточная части изучены слабо. Долгое время большинством исследователей эти земли считались малоперспективными, несмотря на
то, что здесь много выявленных крупных по размерам положительных структур. На всех официальных картах перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции эти земли отнесены к землям с низкой плотностью запасов или малоперспективным, а отдельные, значительные по площади, — даже к бесперспективным [6]. Основанием для таких выводов послужило отсутствие в геологическом разрезе отложений баженовской свиты — основной нефтематерин-ской свиты Западной Сибири. Считалось, что мезозойские отложения в этом районе "промыты" более пресными водами. Несмотря на сравнительно большие глубины залегания отложений фундамента и наличие юрских отложениий мощностью 600-900 м, считалось, что катагенез юрских отложений не достиг уровня, который мог бы обеспечить массовую генерацию нефти из рассеянного и концентрированного ОВ. Еще более важным аргументом в пользу бесперспективности этих земель служили результаты бурения более 60 поисковых скважин в разных зонах правобережья, которые не привели к открытию месторождений УВ. При этом Вар-товское, Киев-Еганское, Тунгольское нефтяные месторождения, открытые на правобережье р.Обь, почему-то выпадали из поля зрения исследователей. В конечном счете ведущие ученые и геологи, занимающиеся проблемами нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири, границу нефтегазоносной провинции провели на
юго-востоке чуть южнее Белого Яра [12]. В результате этого 1/3 восточной части Томской области, площадью более 100 тыс. км2, оказалась за пределами нефтегазоносной провинции. Вопрос о необходимости разворота широкого фронта геолого-разведочных работ в восточной части Томской области еще в конце 80-х гг. прошлого столетия остро ставился на Колпашевском совещании, посвященном планам геолого-разведочных работ в Томской области на следующую пятилетку. Совещание не поддержало предложение в связи с тем, что эти работы могут резко снизить эффективность геолого-разведочных работ в регионе (протокол Колпашев-ского совещания, 1989). Динамика развития геологоразведочных работ, рыночная экономика, необходимость заполнения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан снова заставили ученых и производственников обратить внимание на нефтегазо-носность мезозойских отложений восточной части Томской области. Ряд специалистов пришли к выводу о достаточно высоких перспективах нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений юго-востока и юга Западной Сибири [13, 14].
Появились и количественные оценки прогнозных ресурсов УВ восточных районов Томской области. Так, по расчетам А.С.Фомичева, приведенным в фондовой работе, научными руководителями которой были
A.Э.Конторович и А.И.Ларичев (1997), они составляют 212,919 млн т нефтяного эквивалента, по данным С.В.Смирнова (1997) — 3579,3 млн т, В.Н.Ростовцева и С.Н.Резника (2004) - 6655,01 млн т [9]. Наиболее полное научное и теоретическое обоснование высоких перспектив юрского комплекса восточной части Томской области было дано в 2004 г. [9]. Основываясь на данных электроразведки, высокоточной магнитометрической съемки, радиогеохимических исследованиях, снеговой съемки, квантово-оптической фильтрации кос-моснимков, сейсмических исследованиях, результатах глубокого бурения, естественных выходов газа, В.В.Ростовцевым была показана высокая перспектива нефте-газоносности палеозойских, юрских, нижнемеловых и сеноманских отложений юга Западной Сибири, зоны слияния рек Томь и Обь [11].
Казалось, высокие оценки перспектив нефтегазо-носности восточной части Томской области, данные группой ученых под руководством академика В.С.Суркова (1998, 1999), В.Н.Ростовцевым, С.Н.Резником (2004),
B.В.Ростовцевым (2012), создают благоприятные условия для привлечение частных инвестиций для поисково-разведочных работ на нефть и газ в правобережной части р.Обь, на территории Томской области [9, 11, 13, 14]. Однако в 2009 г. группа ученых опубликовала статью, в которой, опираясь на геохимические критерии оценки нефтегазоносности, был сделан вывод, что мезозойские отложения юго-востока Западной Сибири
бесперспективны [7]. В геологической литературе под юго-востоком Западной Сибири принято понимать по крайней мере всю территорию Томской области. В западной части этого региона открыто большое число самых разнообразных по фазовому состоянию месторождений УВ. При ее изученности можно выявлять геохимические критерии нефтегазоносности, но обосновывать ее нефтегазоносность нет необходимости. По существу в рассматриваемой статье авторы дают оценку нефтегазоносности востоку Томской области, расположенному в правобережной части р.Обь.
В заключительной части своей статьи авторы пишут: "Таким образом, в породах нижней — средней юры юго-востока Западной Сибири ОВ имеет преимущественно террагенную природу, обладало изначально низким генерационным потенциалом и никогда не находилось в главной зоне нефтеобразования. ОВ марья-новской свиты обладало более значительным начальным генерационным потенциалом и имело существенную долю аквагенного ОВ, но, в силу низкого уровня катагенеза, этот потенциал реализован еще в меньшей степени. Все эти данные не дают основания для положительной оценки перспектив нефтегазоносности мезозоя этой части провинции. Вместе с тем нельзя исключать вероятности вертикального перетока УВ из протерозой-палеозойского Предьенисейского осадочного бассейна, выделенного в последние годы. Однако низкое качество флюидоупоров в мезозое делает маловероятным сохранение залежей УВ и такой природы" [7]. Основанием для таких выводов послужило детальное геохимическое изучение ОВ в 255 образцах, отобранных в различных частях разреза в трех параметрических скважинах (Восток-1, 3, 4), пробуренных в восточной части Томской области. Трудно судить, каким образом на оценку перспектив нефтегазоносности влияет тот факт, что в составе терпанов содержание гопанов изменяется от 51,3 до 77,1 %, моренов — от 6,3 до 35,9 %, трициклинов — от 3,5 до 43,3 % суммы терпанов. Поэтому остановимся на основных параметрах, положеных упомянутыми авторами в основу выводов об отрицательной оценке нефтегазоносности рассматриваемой территории, а именно на генерационном потенциале юрских отложений и их катагенезе. Авторы утверждают, что породы нижней — средней юры никогда не находились в главной зоне нефтеобразования [7]. В то же время отражательная способность витринита (1^°) нижнеюрских отложений имеет значения 0,64-0,71 %, что соответствует стадии катагенеза МК1 -МК1 [7]. Такая стадия катагенеза основоположниками осадочно-миграци-онной теории происхождения нефти [2, 3, 5] всегда рассматривалась как начало главной фазы нефтеобра-зования. Кроме того, авторы статьи [7] не обратили внимание, что проанализированные нижнеюрские образцы с таким уровнем катагенеза отобраны из интер-
вала глубин 2201,2-2199,7 м. Но нижнеюрские отложения восточной части Томской области залегают в большем диапазоне глубин. Подошва юрских отложений на Мурасовской площади залегает на глубине 2918 м, на Толпаровской — 3268 м, на Вездеходной-4 — 3105 м, на Еланской — 3014 м.
Только в этих скважинах подошва нижнеюрских отложений залегает соответственно на 1069 и 819 м ниже, чем глубина отобранных образцов для определения уровня катагенеза ОВ. Даже без детальных замеров ясно, что на этих глубинах уровень катагенеза ОВ будет значительно выше, чем МК1 -МК^. Эти рассуждения не позволяют согласиться с выводами авторов [7], что породы нижней — средней юры никогда не находились в главной зоне нефтеобразования. Примерно такая же картина наблюдается и с отложениями марьяновской свиты. Образцы для анализа этой свиты авторами статьи [7] были отобраны из интервала глубин 2253,9-2260,0 м, их отражательная способность находится в интервале 0,52-0,64 %, что соответствует градации МК1. В ряде скважин востока области кровля этих отложений вскрыта на значительно больших глубинах. Например, в скв. 21 Мурасовской площади кровля марьяновской свиты вскрыта на глубине 2519 м, в скв. Толпаровская-1 — 2666 м, в скв. Еланская-1 — 2523 м. Более того, на востоке Томской области между реками Чулым и Тым имеются значительные площади, в пределах которых, по данным сейсмических исследований, кровля марьяновской свиты залегает в интервале абсолютных отметок от -2600 до -2800 м, соответственно на глубинах не менее 2700-2900 м. С учетом этих данных согласиться с выводами авторов о том, что юрские отложения востока Томской области никогда не находились в главной зоне нефтеобразования, очень сложно. Не менее неоднозначным является и вопрос о генерационных возможностях юрских отложений рассматриваемой территории. Воспользуемся данными, приведенными авторами статьи [7]. Они пишут: "Исследования ОВ методом пиролиза "Роск-Буа!" показывают, что значение водородного индекса в интервале с Сорг > 2 % на породу изменяется от 305 до 552 мг УВ/г Сорг, а в остальных образцах не превышает 149 мг УВ/г Сорг".
Примем, что в отложениях марьяновской свиты Сорг > 2 % генерирует 305 мг УВ/г Сорг, и подсчитаем ее генерационный потенциал для востока Томской области. Площадь этой территории не менее 100000 км2. Средняя толщина марьяновской свиты в этом районе не менее 30 м. Исходя из этого, объем марьяновской свиты на востоке Томской области составит 3-1012 м3, а масса породы — 6-1012 т. Масса ОВ в этих отложениях тогда может составить 120-109 т, оно способно генерировать 36,6 млрд т УВ. Если предположить, что только 1 % генерированных марьяновской свитой УВ сохранится в
недрах востока Томской области, то тогда мы вправе рассчитывать на месторождения с суммарными запасами 366 млн т нефти только за счет верхнеюрских отложений. Кроме того, в нижне-среднеюрских отложениях широко развиты породы, представляющие собой концентрированное ОВ, суммарной мощностью от 4 до 24 м [9], которое совершенно не рассматривается при оценке перспектив нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири [7]. Неоднозначен вывод авторов рассматриваемой статьи об отсутствии покрышек, способных контролировать залежи нефти и газа. Региональной покрышкой в этом районе могут служить отложения верхней юры, нижнего мела, представленные глинистыми отложениями марьяновской и куломзинских свит, мощность которых изменяется от 43 до 218 м. Лабораторными исследованиями образцов керна, отобранных из скв. 362 Вертолетного поднятия, доказано высокое качество флюидоупора [9]. Зональными надежными покрышками, по данным Девятова В.П., Казакова A.M. (1990), могут служить выделенные ими ле-винский, китербюрский, лайдинский, леонтьевский преимущественно глинистые юрские горизонты. На наличие надежной покрышки между юрскими и меловыми отложениями востока Томской области может указывать геохимическая характеристика пластовых вод, которые отличаются как по составу, так и по минерализации. Воды меловых отложений по составу преимущественно гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией не более 15,6 г/л. Воды юрских отложений, отобранные из интервала 2870,0-2881,0 м, в основном хлоркальциево-го типа с минерализацией до 70,7 г/л в скв. 1 на Вездеходной площади [9].
Все приведенные факты не позволяли согласиться с выводами, сделанными в работе [7] о бесперспективности мезозойских отложений для открытия месторождений нефти и газа на востоке Томской области, в этом стратегически важном районе.
Для оценки перспектив нефтегазоносности территории востока Томской области была использована инновационная технология квантово-оптической фильтрации космоснимков. Она позволяет в любой точке мира после обработки космоснимка выявлять границы прогнозируемых месторождений и распределение плотности запасов в них. Эта технология защищена патентом № 59843 от 17 августа 2006 г. Описание технологии приведены в ряде работ [8, 10, 11]. Суть этой технологии базируется на том, что литосфера генерирует электромагнитные возмущения, которые на поверхности земли создают сложную структуру электромагнитных полей, несущих информацию о процессах в земной коре, ее строении и свойствах. Регистрируемый съемочной аппаратурой с искусственных спутников Земли отраженный от дневной поверхности солнечный свет модулируется низкочастотными электромагнитными и
Рис. 1. ГРАНИЦЫ ПРОГНОЗИРУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ,
ВЫЯВЛЕННОГО ПОСЛЕ КВАНТОВО-ОПТИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ КОСМОСНИМКОВ В РАЙОНЕ с.КРАСНЫЙ ЯР (восток Томской области)
сейсмомагнитными сигналами, коррелированными с геологическим строением литосферы, в состав которой входят и нефтяные и газовые месторождения. Электромагнитные возмущения нефтяных и газовых месторождений возникают за счет термобарических условий, в которых они находятся, от приливных и отливных воздействий других планет солнечной системы. Характеристическая электромагнитная волна с заданными частотными параметрами, несущая информацию о больших скоплениях УВ, определенным образом фиксируется на космическом снимке, что позволило выявлять уже открытые и пока еще не открытые месторождения.
Рис. 2. ГРАНИЦЫ ПРОГНОЗИРУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ВЫЯВЛЕННОГО ПОСЛЕ КВАНТОВО-ОПТИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ КОСМОСНИМКОВ В РАЙОНЕ с.ЯГОДНОЕ (восток Томской области)
Для проведения квантово-оптической фильтрации кос-моснимков была создана специализированная лаборатория. Для работы используются мульти- и гиперспектральные спутниковые снимки в зависимости от поставленных задач и изучаемой территории. Спектральный диапазон, охватываемый снимком, должен составлять от 0,6 до 3,0 мкм. Технология многократно апробирована на хорошо изученных месторождениях Томской, Омской, Иркутской, Тюменской областей, Красноярского края, Хакасии, Вьетнама, Афганистана. После полученения данных о работоспособности этой технологии были проведены поисковые работы на территории Красноярского края, Омской, Томской областей, Ливана, Сирии, Китая, Дальнего Востока России, в Ти-мано-Печорской нефтегазоносной провинции. Везде были выявлены десятки крупных и мелких по площади прогнозируемых месторождений, а также ранее открытые бурением месторождения. В зонах прогнозируемых месторождений, где проводилось бурение, открыты два газовых (Берямбинское, Абаканское) и одно нефтяное (Камовское) месторождения в Красноярском крае. В Томской области поисковая скважина, заложенная только по результатам данной технологии в зоне слияния рек Томь и Обь, вскрыла восемь горизонтов с явными признаками нефтегазоносности в отложениях палеозоя, юры, неокома и сеномана. Работы, направленные на открытие в этом районе месторождений, продолжаются. Планируется бурение еще не менее трех скважин. Положительные отзывы о данной технологии получены от ряда организаций, в том числе от дочерних предприятий ОАО "Газпром" и ОАО "НК "ЛУКОЙЛ". Все это свидетельствует о высокой эффективности данной технологии и возможности ее использования для выявления границ прогнозируемых месторождений на востоке Томской области. Первоначальным объектом для исследований был выбран участок на правом берегу р.Обь, расположенный в 20-25 км от с.Красный Яр. Он привлек внимание тем, что на одной из топографических карт рядом со скважиной, пробуренной в 1956 г., стояло слово "нефть". Это давало основания полагать, что при бурении структурной скважины исследователи в 1956 г. зафиксировали признаки , а возможно, и притоки нефти. Эта косвенная информация хорошо корре-лировалась с результатами бурения скважины, пробуренной в районе слияния рек Обь и Томь, земли которого более 50 лет считались бесперспективными. После квантово-оптической обработки космоснимка территории, прилегающей к скважине со словом "нефть" на топографической карте, были получены границы прогнозируемого месторождения (рис. 1). По длинной оси прогнозируемое месторождение в районе Красного Яра Томской области протянулось с юго-запада на северо-восток на 34 км, по короткой оси — с северо-запада на юго-восток на 22 км. Месторождение такого раз-
Рис. 3. ГРАНИЦЫ ПРОГНОЗИРУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ВЫЯВЛЕННОГО ПОСЛЕ КВАНТОВО-ОПТИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ КОСМОСНИМКОВ В РАЙОНЕ с.САЙГА (восток Томской области)
мера при мощности пласта 4 м и средних значениях подсчетных коэффициентов формулы подсчета запасов для Томской области может содержать геологические запасы нефти в объеме 259 млн т. Сигнал пространственно-частотной структуры электромагнитного поля УВ зафиксирован оператором красным цветом. При внимательном визуальном изучении космоснимка можно заметить, что выявленное прогнозируемое месторождение приурочено к крупной кольцевой структуре, что является дополнительным косвенным признаком наличия месторождения. По крайней мере, специалисты, занимающиеся дешифрированием аэро- и космоснимков, рассматривают кольцевые структуры как благоприятный объект для формирования залежей полезных ископаемых, связывая их с проявлением палеовулканизма. Следующий район для выявления границ прогнозируемых месторождений выбирался по результатам сопоставления серии региональных геолого-геофизических профилей, построенных по трем базовым отражающим сейсмическим горизонтам (Ф2, IIa, IV), с палеотектони-ческими профилями, построенными на момент формирования подошвы баженовской и алымской свит. В зонах, где по этим данным фиксировались структуры длительного роста, предполагалось наличие благоприятных условий для формирования месторождений. Наиболее привлекательным оказался район, прилегающий к пос. Белый Яр. Кроме того, положительным моментом рассматривался тот факт, что к этому поселку тянется действующая железнодорожная магистраль Томск — Белый Яр, что будет способствовать освоению будущего нефтегазодобывающего района зоны Восточная Сибирь — Тихий океан. Квантово-оптическая фильтрация серии космоснимков позволила выявить не только границы четырех прогнозируемых месторождений, но и показать в определенной степени роль тектонических нарушений в их строении. С помощью этой инновационной технологии выявлено месторождение, расположенное в 20-25 км от с.Ягодное, на востоке Томской области (рис. 2). Месторождение с площадью 182 км2 и средневзвешенной мощностью продуктивного пласта 4 м способно контролировать геологические запасы нефти в объеме 63 млн т. Имеющаяся инфраструктура будет способствовать поисково-разведочным работам на нефть и газ и развитию нефтегазодобывающей отрасли. Поэтому этот район можно рассматривать как один из первоочередных для постановки поискового бурения и для постановки площадных сейсмических работ, в случае получения промышленного притока УВ в первой поисковой скважине, .
После квантово-оптической обработки космосним-ка территории, прилегающей к с.Сайга (восточная часть Томской области), выявлено месторождение площадью около 408 км2 (рис. 3). Такое месторождение, в соответствии с ранее принятыми параметрами, может
контролировать геологические запасы нефти в объеме 141 млн т. Не менее важные результаты были получены после обработки космоснимка, охватывающего территорию поселков Центральный и Дружный, расположенных на правобережье р.Обь Томской области (рис. 4). По полученным данным можно предположить, что данное месторождение разбито тектоническим нарушением на две части. Площадь двух частей этого месторождения составляет, по оценкам авторов статьи, 244 км2, что позволяет этому месторождению, в соответствии с ранее принятыми условиями, контролировать геологические запасы нефти до 83 млн т. Сложность геологи-
Рис. 4. ГРАНИЦЫ ПРОГНОЗИРУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ,
ВЫЯВЛЕННОГО ПОСЛЕ КВАНТОВО-ОПТИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ КОСМОСНИМКОВ В РАЙОНЕ пос.ДРУЖНЫЙ (восток Томской области)
Рис. 5. ГРАНИЦЫ ПРОГНОЗИРУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ,
ВЫЯВЛЕННОГО ПОСЛЕ КВАНТОВО-ОПТИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ КОСМОСНИМКОВ В РАЙОНЕ р.ЛЕВАЯ УТКА (восток Томской области)
ческого строения прогнозируемых месторождений на востоке Томской области можно продемонстрировать на выявленном с помощью инновационной технологии месторождении в районе среднего течения р.Левая Утка (рис. 5).
Блоковое строение выявленного месторождения совершенно очевидно. Блоки формируются четко выдержанными разломами, по которым устремляются русла рек. Суммарная площадь нефтегазоносности прогнозируемого месторождения — 168 км2, оно, по расчетам авторов статьи, может контролировать до 58 млн т нефти (геологические запасы).
Таким образом, только на относительно небольшой части территории востока Томской области, которая была изучена с помощью квантово-оптической фильтрации космоснимков, удалось выявить границы пяти
прогнозируемых месторождений, способных контролировать геологические запасы нефти в обьеме 604 млн т. При этом часть выявленных месторождений расположена в зоне действия железной дороги и высоковольтных линий электропередач. В пределах выявленных прогнозируемых месторождений логично наметить границы лицензионных участков и предоставить их недропользователям для поисков с целью открытия месторождений глубоким бурением, что поставит окончательную точку в острых дискуссиях о перспективах неф-тегазоносности востока Томской области, продолжающейся уже более 50 лет.
Однако привлечь инвестиции на выявленные прогнозируемые месторождения будет довольно сложно. Время расставит все на свои места, но трагедия заключается в том, что у России уже нет времени, она остро нуждается в ускоренном воспроизводстве запасов нефти и газа, да и других полезных ископаемых. И.М.Губкин подчеркивал, что поиски нефти и газа всегда связаны с определенным риском, главное, есть ли основания для этого риска [4].
Полученные данные и 10-летний опыт использования квантово-оптической технологии обнаружения границ прогнозируемых месторождений нефти и газа убедительно свидетельствуют, что имеются все основания для разворота широкого фронта поисковых работ на нефть и газ на востоке Томской области.
Литература
1. Богачев С.Ф. О работе нефтедобывающей и горно-добывающей отраслей в Томской области в 2011 году и планах на 2012 год // Томские недра. — Томск: ИД "Томский потенциал", 2012. — Специальный выпуск.
2. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти // Изв. АН СССР. Сер. Геол. — 1967. — № 11.
TWO APPROACHES TO EVALUATION OF OIL AND GAS POTENTIAL - TWO DIFFERENT RESULTS
Rostovtsev V.V. (National research Tomsk poJytechnica] university), Rostovtsev V.N. (ZAO "Tomko")
The eastern part and particularly south-eastern part of Tomsk area is very poorly studied and this territory is considered as low promising and some sites of territory are even related to nonperspective ones. Here more than 60 exploratory wells were drilled in different zones of right bank, however HC fields have not been found. But on the right bank of Ob river were discovered Vartovs-koye, Kiev-Eganskoye, Tungolskoye oil fields. The authors presents the very convincing materials confirming high evaluation of oil and gas potential of eastern part of Tomsk area as opposed to conclusions of researchers that Lower-Middle Jurassic rocks of south-east of West Siberia (Tomsk area is a part of West Siberia) exhibited initially a low generation potential and never been in the main zone of oil formation. Potential of this territory the authors confirm by results of studies of generation potential and catagenesis, the presence of mineralized water (not fresh), impermeable beds and cap rocks. To confirm prospects of oil and gas potential of territory of eastern Tomsk area was used innovation technology of quantum-optical filtration of cosmoprints that allowed to identify limits of five prognosed fields with estimated geological reserves exceeding 600 million tons. Results obtained by data using technology of quantum-optical filtration of cosmoprints are well correlated with data of land geophysical methods.
Key words: prospects; eastern part of Tomsk area; quantum-optical filtration of cosmoprints.
3. Вассоевич Н.Б. Главная фаза нефтеобразования / Н.Б.Вассоевич, Ю.И.Корчагина, Н.П.Лопатин, В.В.Чернышев // Вестн. МГУ. - Сер. 4. Геология. - 1969.
4. Губкин И.М. Горючие ископаемые Кузбасса. Проблемы Урало-Кузбасского комбината // Тр. июньской сессии 1932 г. - Л.: АН СССР, 1933.
5. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях / В.И.Ермаков,
B.А.Скоробогатов. - М.: Недра, 1984.
6. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. -М.: Недра, 1975.
7. Конторович А.Э. Геохимические критерии нефтегазо-носности 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.
8. Ростовцев В.В. Энергоинформационные технологии на основе частотной фильтрации тонких энергий / В.В.Ростовцев, С.Ф.Баландин и др. // Газовая промышленность -2000. - № 9.
9. Ростовцев В.Н. Юрский комплекс Чулым-Тымского междуречья - перспективный объект для поисков нефти и газа в правобережье Оби Томской области / В.Н.Ростовцев,
C.Н.Резник. - Томск: Изд-во Томского университета, 2004.
10. Ростовцев В.В. Оценка перспектив нефтегазонос-ности юго-востока Западной Сибири инновационной техноло-
гией / В.В.Ростовцев, В.Н.Ростовцев // Вестн. РАЕН. Западно-Сибирское отделение. — 2010. — Вып. 12.
11. Ростовцев В.В. Перспективы нефтегазоносности юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012.
12. Саньяник В.В. Перспективы освоения юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в рамках наращивания ресурсной базы ВСТО / В.В.Саньяник, Ю.Л.Зайцева, В.М.Тищенко и др. // Геология нефти и газа. — 2012. — № 1.
13. Сурков В.С. Нефтематеринские толщи в нижне-среднеюрском комплексе юга Западной Сибири (Томская область) / В.С.Сурков, О.В.Серебренникова, А.М.Казаков и др. // ДАН СССР. - 1998. - Т. 359. - № 5.
14. Сурков В.С. Седиментогенез и геохимия ниж-не-среднеюрских отложений юго-востока Западной Сибири / В.С.Сурков, О.В.Серебренникова, А.М.Казаков и др. - Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма РАН, 1999.
© В.В.Ростовиев, В.Н.Ростовиев, 2013
Виталий Валерьевич Ростовцев, начальник научного отдела, кандидат геолого-минералогических наук, [email protected];
Валерий Николаевич Ростовцев, директор, кандидат геолого-минералогических наук,
