Результаты анализа космических и геолого-геохимических материалов
при поисках месторождений нефти и газа в малоперспективных районах Западной Сибири (на примере юга Тюменской области)

В конце 80-х - начале 90-х годов XX столетия рядом научно- исследовательских институтов АН СССР и МИНГЕО СССР были изданы карты нефтегазоперспективных земель на территорию юга Западной Сибири. На них была обозначена граница, южнее которой территория считалась малоперспективной, либо вообще бесперспективной. На юге Тюменской области она географически проходила, приблизительно, вдоль р. Демьянка. Территория между субширотным течением рек Демьянка (на севере) и Иртыш (на юге) до сих пор являлась труднопроходимой, малозаселенной и фактически не изученной. Открытие Кальчинского месторождения, восточнее районного центра Уват, в конце 80-х годов XX столетия, и последующая реализация «Уватского проекта» (открытие месторождений: Северо-Кальчинское, Северо-Демьянское, Средне- и Нижне-Кеумское, Немгинское, Северо-Тямкинское, Тямкинское, Северо-Качкарское, Пихтовое, Южно-Пихтовое, Косухинское, Протозановское, Северо-Тамаргинское, Урненское, Усть-Тегусское, им. Малыка и др.), сдвинули границу нефтегазоперспективных земель на юг и, в настоящее время, она проходит, приблизительно, по административной границе Уватского и Вагайского районов Тюменской области. Северная и южная части Вагайского района разделены субширотным течением р. Иртыш.
В тектоническом отношении, северная часть Вагайского района (правобережье р. Иртыш) представляет собой северную оконеченность Вагайско-Ишимской впадины, где последняя сочленяется с Тобольским антиклинорием, Иртышским прогибом и Солдатско-Михайловским антиклинорием. Зона сочленения перечисленных структурно-тектонических элементов характеризуется широким развитием интрузивного комплекса кислого состава (гранитоидов). Наличие зон и областей развития гранитоидных тел указывает на вулканическую деятельность, которая предшествовала накоплению юрских отложений. Именно в этих отложениях открыты вышеуказанные месторождения нефти Уватского района. Они, практически все, приурочены к палеовулканическим образованиям Таро-Печорского глубинного планетарного разлома. Следовательно, и в Вагайском районе залежи углеводородов следует искать на площадях, где выявлены палеовулканические аппараты.
При мелкомасштабном тектоническом рассмотрении правобережье р. Иртыш относится к территории Западно-Нагорнинского и Нагорнинского крупных тектонических блоков, контактирующих между собой по Нагорнинско-Тяпугинской депрессионной зоне.
При решении нефтепоисковой задачи были использованы космические материалы, полученные в видимом, ближнем и дальнем инфракрасных диапазонах.
По космическим снимкам видимого инфракрасного диапазона были выделены овальные и кольцевые образования, приуроченные к северно-восточному борту Нагорнинско-Тяпугинской депрессионной зоны. Кроме этого, были выделены две системы сопряженных линеаментов северо-западного и северо-восточного направлений. Геологическая интерпретация (с использованием данных сейсморазведки, гравитационного и магнитного полей) результатов линеаментного анализа космических материалов подтвердила наличие здесь двух систем геодинамически-напряженных зон (ГДНЗ). ГДНЗ северо-восточного направления в раннемезозойское время являлись плоскостями смещения тектонических блоков различного порядка. Анализ осей складок мелких куполовидных поднятий, выявленных сейсморазведочными работами, подтвердил, что антиклинальные структуры сформировались вследствие геодинамических процессов, протекающих в дуговых и линейных динамически-напряженных зонах верхней части земной коры. Дуговые ГДНЗ связаны с «остаточным дыханием» глубокозалегающих палеовулканических образований и проявляются на геофизических материалах от кровли палеозойского фундамента до современной дневной поверхности. Выявленные по комплексу космических и геофизических данных палеовулканические аппараты получили названия Ингаирский и Восточно-Болотный. Линейные ГДНЗ «разбили» юрскую часть осадочного чехла юга Тюменской области на мелкие блоки, которые четко зафиксировали «ступенчатое» строение фундамента и «объяснили» площадные границы антиклинальных структур, выявленных сейсморазведочными работами. Отдельно следует отметить, что авторами было выявлено геологическое тело, которое отсутствовало на структурных картах по подошве и кровле юрских отложений, получило название Пороговый вал. Он проявился и был оконтурен только при анализе толщин отдельных юрских пластов и ГДНЗ, в процессе комплексной интерпретации космических и сейсморазведочных материалов. С одной стороны, он имеет северо-восточную ориентировку, и приурочен к активным ГДНЗ северо-восточного направления, по которым шло смещение отдельных тектонических блоков. С другой стороны, он мог образоваться при взаимодействии внешних валов Ингаирского и Восточно-Болотного палеовулканических образований с последующим спрямлением, вследствие геодинамического воздействия вышеуказанных ГДНЗ при перемещении блоков.
Для диагностики нефтепродуктивности юрских пластов, относящихся к Пороговому валу, были проведены качественный и количественный анализ космических материалов методом дистанционного геотермического зондирования (разработан к.г.-м.н. В.И. Горным в ЦЭБ РАН, г. Санкт-Петербург), и верификацией дистанционных материалов нефтепрогноза наземными геофизическими (геотермия и радиометрия) и геохимическими исследованиями. Дистанционные аномалии конвективного теплового потока были подтверждены наземной геотермической съемкой, что зафиксировало разломно-блоковое строение исследуемой территории и, непосредственно, Порогового вала. Нефтепрогнозные космоаномалии (В.И. Горный, 2007 г.), характеристики которых соответствовали наличию нефтегазовых залежей с Кальчинского и Яккун-Яхского месторождений, были заверены наземными радиометрическими и геохимическими поисковыми съемками.
После завершения геологической интерпретации комплексных материалов авторами были разработаны рекомендации, по которым в пределах Порогового вала была пробурена поисковая скважина Р-2. При ее бурении был выполнен отбор жидких флюидов и газов. После независимых хроматографических анализов скважинных проб был сделан вывод о наличии в пласте Ю9 газоконденсатной залежи. Скв. Р-2 была пробурена в северной части Порогового вала. Но по комплексу проведенных дистанционных и наземных исследований наиболее перспективной является его южная часть.
На данной территории исследований, западнее скв. Р-2, пробурена еще одна поисковая скважина Р-7, которая была заложена без рекомендаций авторов. В процессе бурения скв. Р-7 в радиусе до двух километров были проведены геохимические, радиометрические и геотермические наземные исследования. Они показали, что нефтеперспективным участком является территория восточнее скв. Р-7. По космическим данным, именно восточнее скв. Р-7, ранее была выделена крупная нефтепрогнозная космоаномалия, соответствующая характеристикам, полученным на Кальчинском месторождении (В.И. Горный, 2007 г.).
Таким образом, можно сделать следующие выводы:
1. Для труднодоступных и малоизученных территорий юга Тюменской области, на первых этапах их изучения, обязательным условием должно являться проведение нефтепрогнозных космических исследований с последующей наземной верификацией космоаномалий геохимическими и геофизическими исследованиями.
2. Граница нефтеперспективности южных районов Тюменской области может быть проведена по правому берегу р. Иртыш, тем самым расширяя возможности обнаружения нефтегазовых залежей в малоперспективных и бесперспективных землях.
3. Внешние валы палеовулканических образований, выявленные по комплексу космических и наземных геохимических и геофизических исследований, могут быть перспективны на обнаружение залежей нефти, газа и конденсата.
4. Выявленный геологический объект (Пороговый вал) является перспективным для оконтуривания газоконденсатной залежи.