Геологоразведочные работы на Крапивинском месторождении

1.

Обзорная карта
Основная часть Крапивинского месторождения расположена в Томской области, его небольшая по площади югозападная часть входит в состав Омской области.
Рельеф района типично равнинный. Характерны высокая заболоченность пойм рек и территории в целом (до 5060 %), а также большое количество озер, развитых в южной части месторождения
Месторождение расположено в районе с хорошо развитой инфраструктурой: имеются энергетические сети и
подстанции, сеть промысловых дорог
История изученности
Геологоразведочные работы на Крапивинском месторождении проводились в три этапа: поиск, разведка и
доразведка.
Поисковый и разведочный этапы включали в себя стадии региональных геолого-геофизических работ.
Крапивинское локальное поднятие выявлено в 1966 г. сейсморазведкой МОВ, в поисковое бурение введено в 1969
году. После бурения трех поисковых скважин, выявивших низкопродуктивные нефтеносные пласты Ю12 и Ю13,
поисково-разведочные работы на площади с 1970 г. были приостановлены.
После проведения в 1980-1982 годах сейсмических исследований МОГТ, уточнивших строение собственно
Крапивинского и выявивших юго-западнее его Западно-Крапивинское поднятие, начался второй этап
геологоразведочных работ, подтвердивший промышленную нефтеносность пласта Ю13
Детализационный этап связан с МОГТ 3Д

2.

Стратиграфия
Отложения чехла, имеющие в пределах рассматриваемого района общую мощность 2800-3000 м и более, залегают
на денудированной и выветренной поверхности фундамента несогласно, со стратиграфическим перерывом.
Юрские отложения в описываемом районе представлены разнофациальными осадками средней и верхней юры
общей мощностью 200-310 м и более. Они подразделяются на три свиты – тюменскую, васюганскую и
баженовскую.
Отложения тюменской свиты залегают несогласно на размытой и выветрелой поверхности доюрских образований.
В фациальном отношении отложения свиты сложены континентальными осадками – неравномерно
переслаивающимися аргиллитами, алевролитами, разнозернистыми песчаниками и углями с преобладанием в
разрезе глинисто-алевролитовых пород. Верхняя часть свиты более песчанистая.
Васюганская свита сложена разнофациальными отложениями и подразделяется на две подсвиты –
нижневасюганскую и верхневасюганскую, которые отличаются фациальной принадлежностью и литологическим
составом. Нижневасюганская подсвита сложена, в основном, мелководноморскими глинистыми породами –
аргиллитами. Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая и представляет собой регионально
нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом.
Морские осадки баженовской свиты (глубоководно-морскик битуминозные аргиллиты темно-бурые)
характеризуются выдержанностью литологического состава и площадного распространения, четкой
стратиграфической привязкой. Эти факторы, а также четкий облик на каротажных диаграммах, делают свиту
региональным репером

3.

Тектоника (на слайде - Фрагмент тектонической карты юрского структурного яруса осадочного чехла
западных районов Томской области)
Крапивинское месторождение приурочено к одноименному (Крапив) локальному поднятию, расположенному в
южной части Каймысовского свода.
В глубинном строении района принимают участие два структурных этажа: нижний – складчато-блоковый
палеозойский фундамент, сложенный сильно метаморфизованными горными породами с интрузиями и
тектоническими нарушениями и верхний платформенный чехол, представленный преимущественно терригенными
породами.
Привязка по основному горизону 2а (подошва баж свиты) по временам 2080-2270 мс – стандартно для
Каймысовского свода.
Каймысовский свод осложнён рядом положительных структур второго и третьего порядка, разделённых
прогибами, седловинами, небольшими впадинами. К структурам второго порядка и Крапивинско-Моисеевское
куполовидное поднятие. Крапивинское месторождение приурочено к юго-западному склону КрапивинскоМоисеевского к. п.
Структуры третьего порядка (локальные поднятия) расположены в пределах валов и куполовидных поднятий.
Многочисленные локальные поднятия Крапивинской структуры объединяются в две структуры третьего порядка –
Западно-Крапивинскую и Крапивинскую группу поднятий (г. п.).
В районе Крапивинской структуры отмечаются тектонические нарушения, достигающие баженовского горизонта и
проникающие в нижнемеловой интервал разреза.

4.

Нефтегазоносность (на слайде - часть схемы нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции)
Район работ приурочен к Каймысовскому нефтегазоносному району Каймысовской нефтегазоносной области.
На Крапивинском месторождении промышленная нефтегазоносность разреза связывается с двумя песчаными
пластами горизонта Ю1 васюганской свиты - Ю12 и Ю13, разделенных углисто-глинистой перемычкой толщиной от
2 до 10 м.
Основные балансовые (промышленные) запасы нефти (более 80%) сконцентрированы в пласте Ю13, который
характеризуется распространением в его составе разнодебитных, высоко-, средне- и низкопроницаемых типов
коллекторов. Пласт Ю12 представляется как низкодебитный, низкопроницаемый, маломощный и
низкопродуктивный.

5.

Выбор участка (на слайде – а - Структурная карта по отражающему горизонту IIа (подошве баженовской
свиты); б – Схема разрывных нарушений Крапивинского месторождения)
Выбор участка исследований опирается на соблюдение
поверхностные и глубинные сейсмологические условия.
сейсмологических
условий.
Выделяют
В данном случае в ВЧР сильных отражающих границ нет, рельеф спокойный, могут возникнуть проблемы из-за
заболоченности местности. Имеются хорошо выделяемые сейсмические границы, наклон самих границ не
превышает допустимое значение.
Целевым горизонтом является подошва баженовской свиты
Выбор метода
Целевая граница залегает на глубине порядка 2600 м. Основным методом изучения разрезов на глубинах
такого диапазона значений является метод отраженных волн. Метод преломленных волн тем эффективнее, чем
глубже целевой горизонт и чем сильнее возрастает скорость с глубиной, поэтому более эффективен для изучения
фундамета или для картирования уровня грунтовых вод. Для проведения работ будет выбрана модификация
метода отраженных волн (МОВ) – метод общей глубинной точки (МОВ-МОГТ).
Принципиальную сущность метода ОГТ составляет идея многократного прослеживания отражений от
границы при различном взаимном положении источников и приемников упругих колебаний.
(на всякий: Допустим, имея систему из четырех источников и четырех приемников, мы получим четыре отражения от одной
глубинной (средней) точки – т. е. при перемещении всей установки по профилю х, получим четырехкратное прослеживание границы. Времена
пробега от источника до приемника растет с увеличением дистанции, увеличивается и разница времен пробега по косому и вертикальному
лучам, называемая кинематической поправкой. МОГТ позволяет выделить однократно отраженные волны на фоне кратных волн-помех)

6.

Методика проектируемых работ
Основой для составления скоростной и плотностной моделей является монтажная схема ВСП ГИС
Составление плотностной модели: по формуле Пузырева пересчитали скорости в плотности, определили
коэффициенты отражения и прохождения: