7. Второй этап поисковых работ, решаемые задачи, конечный результат.

Открытие новых месторождений или новых в пределах уже открытых, т.е. бурение поисковой скважины, как правило, на технически доступную глубину, но главное на перспективные отложения.

Основные задачи:

- качественная привязка скважин, для чего необходимо проводить запланированный отбор керна, шлама и комплекс промыслово-геофизических исследований.

- опробование перспективных горизонтов в процессе бурения с применением испытателей и опробователей пласта. По результатам опробования выбираются первоочередные объекты разведки.

По результатам поискового бурения составляются детальные стратиграфические разрезы, корреляционные схемы, профили, различные карты.

Заканчивается эта стадия подсчетом запасов по категории С2 и частично С1, на основе чего делается заключение о геолого-экономической оценке выявления месторождения или залежи и целесообразности проведения дальнейших разведочных работ.

8. Комплекс выполняемых геолого-геофизических работ при выборе направлений поисковых работ по ачимовскому нгк (зональная корреляция, картирование границ и т.Д.).

Одним из основных принципов изучения клиноформных комплексов является однозначность в понимании границ площадного распространения и соответственно их корреляции. На основании выполненных сейсмостратиграфических исследований, с учетом принятых принципов в границах площадного распространения ачимовского НГК откартированы границы 17 клиноформ (от БТ17АЧ20 на востоке до БЯ-юАч-| на северо-западе), которые при пересчете потенциальных ресурсов были сгруппированы в составе трех подкомплексов.

Для каждой из клиноформ отстроены карты суммарных толщин песчаников, выделены депоцентральные зоны, связанные с зонами конусов выноса (турбидитами), показаны особенности их внутреннего строения, нефтегазоносности. Установлено, что не всегда нефтегазоносность приурочена к депоцентральным зонам, зачастую выявленные в составе клиноформ залежи УВ связаны с фоновыми значениями (15-20 м) суммарных толщин песчаников. Отмечается определенная унаследовательность размещения депоцентральных зон от наиболее древних к более молодым клиноформам (БП1бАч16, БП-|4Ач15 и т.д.), что, по-видимому, связано с преимущественным постоянством питающих каналов.

+ см. 9, 10

9. Принципы картирования границ площадного распространения клиноформ ачимовской толщи.

Положение каждой клиноформы и слагающих ее отложений на площади и в геологическом разрезе определяется несколькими границами . К ним , прежде всего, относятся внешние ее границы – это западная граница выклинивания клиноформных отложений, а также бровки смежных прибрежно-мелководных пластов , образуемых верхней и нижней границами циклита . Помимо указанных внешних границ, оконтуривающих зону максимального по ширине распространения клиноформных отложений, имеется внутренняя их граница , разделяющая в геологическом разрезе прибрежно- мелководную и клиноформную части данного цикла . Это литолого- фациальная субгоризонтальная граница постепенного замещения прибрежно- мелководных фаций клиноформными , проходящая последовательно от нижних к верхним слоям циклита в направлении от внутренней ( восточной ) к внешней бровкам мелководных пластов . В отличие от первых трех границ клиноформы последняя не поддается площадному картированию и может быть продемонстрирована лишь на геологическом или сейсмическом разрезах . Более того , поскольку фациальное замещение является не резкостным и скользящим по разрезу , точное разделение в переходной зоне мощности собственно прибрежно- мелководных и клиноформных отложений затруднительно. В связи с этим как один из атрибутов геологического картирования клиноформ используется общая мощность циклита , в котором даже в зоне фациального перехода основная часть мощности приходится на долю клиноформы.

Западная граница комплекса устанавливалась в большей степени по скважинным данным , когда разрез в них представлен полностью глинистыми разностями, хотя при этом на сейсмических разрезах клиноформные отражения западного падения еще наблюдаются.

В случае отсутствия скважинных данных граница уточнялась по появлению на сейсмических разрезах отражений, переходящих из клиноформного залегания в субпараллельное отражающему горизонту Б и затем в клиноформное с противоположным восточным падением .

Восточная граница ачимовского нефтегазоносного комплекса уточнялась по прекращению прослеживаемости на сейсмических разрезах клиноформных отражений либо по появлению на северо- востоке высокоамплитудных крутопадающих клиноформ, связанных с яновстанской свитой [7]. В разрезах скважин выше битуминозных глин баженовской свиты она фиксируется по непрерывному ( отсутствие в разрезе надачимовских аргиллитов) покровному развитию песчано - алевритовых пород .

Такое строение неокомского разреза в восточной части палеобассейна связано , во- первых, с относительно небольшими глубинами моря [8, 9], во-вторых, с палеогеоморфологией дна бассейна ( отсутствие морфологически выраженных террас), что в целом не создавало условий для формирования турбидитных образований, оползней. В связи с небольшими глубинами волновые процессы прорабатывали осадок практически до дна , чем и определило покровное залегание песчаных пластов .