Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. История развития и современное состояние прямых геохимических методов 10
1.1. Развитие теоретических представлений о структуре геохимического поля 10
1.2. Влияние геологических условий на особенности геохимических полей 21
1.3. Виды геохимических исследований 24
Глава 2. Методика геохимических исследований 43
2.1. Общая характеристика методики геохимической съемки 43
2.2. Влияние условий отбора проб на результаты измерений. 45
2.3. Снижение концентраций углеводородов при хранении проб . 51
2.4. Методика хроматографического анализа проб 58
2.5. Статистический анализ данных и картопостроение 68
Глава 3. Изучение структуры полей концентраций бензола и толуола 74
3.1. Влияние приповерхностных источников аренов на их содержание в исследуемых средах. 74
3.2. Природные и техногенные факторы, влияющие на формирование полей концентраций аренов 80
3.3. Теоретическое обоснование связи распределений аренов в
подпочвенных глинах с нефтеносностью недр. 90
Глава 4. Результаты проведения геохимических съемок . 104
4.1. Общая характеристика территории исследований 104
4.2. Результаты геохимических исследований на Южно-Пихтовом лицензионном участке 118
4.3. Результаты геохимических исследований на Пихтовом лицензионном участке 127
4.4. Результаты геохимических исследований на Урненском и Усть-Тегусском лицензионных участках 148
4.5. Геологическая интерпретация результатов геохимических исследований 175
Заключение 192
Литература 194
- Влияние геологических условий на особенности геохимических полей
- Снижение концентраций углеводородов при хранении проб
- Природные и техногенные факторы, влияющие на формирование полей концентраций аренов
- Результаты геохимических исследований на Пихтовом лицензионном участке
Влияние геологических условий на особенности геохимических полей
В настоящее время все большее распространение при геологоразведочных работах на нефть и газ получают прямые геохимические методы поисков. Успешность прогноза при использовании их результатов всецело зависит от теоретического обеспечения методов - принципиального понимания структуры геохимического поля; особенности его формирования над углеводородными скоплениями; изучения факторов, влияющих на содержание УВ. Начало развития нефтегазопоисковой геохимии связывают с известными представлениями академика В.И. Вернадского (1912) о газовом обмене земной коры. В своих работах он подчеркивает важную роль живого вещества (биосферы) в газообразовании и тесную связь между подземными водами и растворенными в них газами.
Первые масштабные газогеохимические исследования проводятся с начала 30-х годов В.А. Соколовым (1947) и связаны с чисто прикладной задачей -разработкой метода поисков залежей нефти и газа. Первый вариант газовой съемки был разработан и предложен для практического использования В.А. Соколовым еще в 1929 году и практически одновременно в Германии Г. Лаубмейером (1933). Теоретической основой таких поисков авторы приняли идею о субвертикальной миграции углеводородов от залежи к дневной поверхности. В 1932 году под руководством В.А. Соколова были начаты газогеохимические работы с анализом содержания горючих газов в воздухе, извлекаемых из почвенного покрова и подпочвенных грунтов с помощью мелких скважин и шурфов. В 1933 г. В.А. Соколов выступает на нефтяной конференции в г. Баку с обоснованием метода «газовой съемки». В 1935 г. он дает теоретическое обоснование метода газовой съемки, рассматривает его различные модификации, описывает методику полевых работ, аналитическую аппаратуру, методы интерпретации и первые результаты применения метода, тем самым положив начало развитию нефтегазопоисковой геохимии.
Практические результаты газовых съемок позволили сформировать общие представления о структуре газовых полей. Выявлены на практике и теоретически обоснованы специфические ореолы рассеяния, приуроченные к залежам; предложена модель субвертикального диффузионно-фильтрационного массопереноса газообразных углеводородов; рассмотрены процессы бактериального окисления УВ в приповерхностных отложениях. В качестве объекта исследований принят природный геохимический фон приповерхностной части разреза, в котором на основе изучения распределения концентраций элементов-индикаторов выявляются аномалии, обусловленные влиянием залежей. Исследуется влияние геологических условий, определяющих интенсивность миграционных процессов (экранирующие свойства покрышек, наличие зон тектонической трещиноватости, гидрогеологических «окон» и т.п.) и геохимических обстановок в зоне опробования (сорбционные свойства пород, интенсивность инфильтрационного питания, активность жизнедеятельности углеводородокисляющих бактерий и др.).
Подведение итогов работ по поискам нефти и газа геохимическими методами в 1955 г. показало недостаточную обоснованность газовой съемки для того, чтобы ее можно было рекомендовать к широкому производственному применению во всех районах [Савченко, Калинин, Васильев, 1977]. Основная причина заключалась в слабой теоретической основе методов и несовершенстве используемой аналитической аппаратуры. Необходимость разработки надежных геохимических методов поиска залежей УВ обусловила качественный переход в развитии нефтегазопоисковой геохимии.
С 1961 г. исследования, связанные с совершенствованием геохимических методов поисков месторождений нефти и газа, сосредотачиваются во ВНИИЯГГ. Внедрение современной аппаратура системы «Цвет», «Геохимик», а также масс-спектрометрических детекторов существенно обогатило диапазон изучаемых компонентов. Одновременно с этим разрабатывается комплекс физико химических методов исследования битумов и органического вещества пород (ядерный и электронный резонансы). Основные результаты этого периода в области нефтегазопоисковой геохимии нашли отражение в трудах П.Л. Антонова, О.В. Барташевич, А.А. Геодекяна, Л.М. Зорькина, Д.С. Коробова, В.С. Лебедева, Н.В. Лопатина, Г.А. Могилевского, Н.И. Мусиченко, В.А. Соколова, Е.В. Стадника, И.С. Старобинца, В.А. Строганова, В.А. Чахмахчева, Л.М. Чекалина, Б.П. Ясенева и многих других. Главными задачами исследований, начатых во ВНИИЯГГ, были развитие теоретических представлений о структуре геохимического поля, разработка и использование новейшей техники анализа сложных газовых смесей (хроматографии, масс-спектрометрии), а также совершенствование методики пробоотбора. Для решения этих задач были организованы новые лаборатории: миграции нефти и газа; методики анализа и геохимии природных газов; радиогеохимии и изотопного анализа; физических свойств горных пород; редких газов и др. Первые системные исследования миграции природных флюидов, с одной стороны, подтвердили правильность представлений о существовании миграционного потока, способного создать отличимые от фона концентрации УВ, а с другой стороны, указали на необходимость изучения процессов, протекающих по всему разрезу и оказывающих влияние на распределение исследуемых углеводородов.
Наряду с ВНИИЯГГ исследования в области нефтегазопоисковой геохимии проводили ВолгоградНИПИнефть, НВ НИИГГ, ИГИРНИГМ, БелНИГРИ, объединение Южморгео, Камское отделение ВНИГНИ, Ивано-Франковский институт нефти и газа, Иркутский государственный университет, Институт геологии АН АзССР, трест Саратовнефтегеофизика и другие организации.
Проведенные в начале 60-х годов работы показали, что исследование распределений УВ только в приповерхностных отложениях не может однозначно ответить на вопросы генезиса изучаемых углеводородов и механизма их миграции в разных геологических условиях. В связи с этим, было рекомендовано внедрение газометрии поисковых и профильных глубоких и структурных скважин.
Получение информации о газовом составе геологического разреза значительно повысило эффективность геохимических исследований по опорным газометрическим горизонтам, получившим широкое распространение в 70-х годах прошлого столетия. Количественное и качественное распределение рассеянных углеводородных газов в верхних горизонтах разреза изучалось по керну и глинистому раствору структурных скважин глубиной 300-600 м. Геохимическое картирование полей концентраций в опорных горизонтах способствовало изучению зональности и характера физико-химических процессов, связанных с газообменом в верхней части осадочного чехла [Архангельский, Кучерук, 1968; Коробов, 1969; Строганов, Кениг, Петренко, 1973; Строганов, 1974]. В результате происходит трансформация представлений о возможных формах миграции углеводородных газов (УВГ), определяющих формирование геохимических полей, в сторону предпочтения фильтрационной модели. Такой механизм массопереноса, обуславливающий наличие аномалий УВГ, подчеркивался В.А. Соколовым (1965) и впоследствии был обоснован в работах Л.М. Зорькина (1973) и В.А. Строганова (1974).
Снижение концентраций углеводородов при хранении проб
Процессы изменения углеводородного потока от залежи к дневной поверхности рассматривались во многих работах [Чахмахчев, 1983; Старобинец, 1986]. Выявлено, что концентрация аренов снижается по мере удаления от залежи. Обнаружен и объяснен эффект разделения мигрирующей углеводородной смеси. Показано, что основными механизмами дифференциации являются сорбционно-хроматографический, распределительно-хроматографический, диффузионный эффекты. Отмечается перераспределение углеводородных компонент в результате фазовых переходов при изменении термобарических условий. Как следствие, в процессе миграции следует ожидать перераспределения концентраций бензола и толуола и изменения их соотношения. В практике геохимических исследований значения Б/Т связывают с направлением и дальностью миграции углеводородных систем [Чахмахчев, 1983; Старобинец, 1986].
Вопросы информативности ароматических углеводородов исследовали Л.М. Зорькин, Е.В. Стадник, И.О. Старобинец, В.С. Вышемирский, А.А. Оборин, В.П. Исаев и другие. Было отмечено, что залежи отображаются на поверхности высококонтрастными аномалиями концентраций бензола и толуола, зачастую приуроченными к зонам трещиноватости и разломов. В настоящее время рядом организаций проводятся нефтегазопоисковые геохимические исследования по комплексу углеводородных параметров, в состав которых входят бензол и толуол [Гордадзе, 2002; Корюкин, 2006; Мясников, 2006; Бондарев, Миротворский, Облеков, 2006].
В ЗСФ ИНГГ СО РАН изучение полей распределения бензола и толуола в приповерхностных отложениях ведется с 2000 г. в составе комплекса геохимических и геофизических исследований. Первые работы на СевероОреховском и Махнинско-Коимлыхском ЛУ носили научно-методический характер и опирались на опыт работ по снежной съемке [Вышемирский, 1987]. Геохимическая съемка на арены проводится по разным типам приповерхностных сред: подпочвенные глины с глубин 2-15 м; вышележащие отложения торфа в болотистой местности; донные иловые осадки водоемов; снежный покров. В рамках совершенствования метода на протяжении всех полевых сезонов ведется непрерывный мониторинг воздействия природных и техногенных факторов на содержание аренов в различных средах [Курчиков, Белоносов, Тимшанов, 2004, 2010]. Для выявления эффектов от залежей нефти при прогнозе нефтеносности исследуются распределения углеводородных показателей, рассчитанные с учетом природных факторов поверхностного воздействия.
Заключение. Рассмотрены возможности различных видов геохимических съемок, применяемых для нефтегазопоисковых работ. Показано, что несмотря на значительные успехи этих методов, геолого-экономическая эффективность которых при поисках залежей углеводородов доказана опытно-методическими и опытно-промышленными нефтепоисковыми исследованиями в различных нефтегазопоисковых провинциях России, широкое внедрение их в практику геологоразведочных работ сдерживается несовершенством ряда методических приемов полевого комплекса исследований, отсутствием технических средств, обеспечивающих достаточную технологичность поисково-геохимических исследований непосредственно в полевых условиях. Это снижает оперативность работ, отражается на качестве первичного материала и уменьшает в целом информативность геохимических показателей. Актуальность и важность решения этих вопросов очевидны. К сожалению, несмотря на ряд успехов по разработке аппаратуры, в целом эта проблема еще окончательно не решена. Поэтому, применяемые методы поиска залежей нефти и газа не всегда характеризуются определенностью конечного результата исследований за счет влияния различных и трудно предсказуемых причин. При геохимических поисках фиксируемые значения концентраций полеобразующих ингредиентов сформированы под влиянием множества факторов, осложнены различными помехами и могут иметь случайный характер. К тому же использование разной аппаратуры для одного и того же метода, не всегда дает сопоставимые результаты. Поэтому для увеличения надежности геохимической информации, необходимо использовать математические методы ее обработки с целью выявления наиболее информативных нефтегазопоисковых параметров. Нецелесообразно использовать только геохимические данные для прогноза нефтегазоносности осадочных толщ без привлечения геолого-геофизических материалов. Только комплексное применение геологической, геохимической и геофизической информации позволит увеличить достоверность прогноза нефтегазоперспективных объектов, снизить затраты на подготовку объектов под глубокое бурение и повысить эффективность геологоразведочных работ.
Для решения поисковых задач наиболее эффективно применять способ прогнозирования нефтегазоносности локальных объектов по вероятностно статистической геохимической модели «аномалия типа залежь» (АТЗ), который включает два этапа. Опытно-методический: установление нефтепоисковой информативности геохимических параметров (углеводородные газы, углеводородокисляющие бактерии, малые химические элементы – Мn, V, Ni, Ba, Сг и др.) на эталонных объектах; расчет эмпирической вероятностно статистической модели нефтегазоносной («аномалия типа залежь) и «пустой» структуры по комплексу информативных геохимических параметров для типовой геолого-тектонической и ландшафтно-геохимической зоны. Поисково разведочный этап включает: геохимические исследования проб пород, грунта, воды, снега на перспективных площадях и объектах, выявленных геофизическими (преимущественно сейсмическими) методами, структурным бурением и т.д.; прогноз нефтегазоносности локальных объектов по данным расчета комплексных вероятностных показателей наличия (отсутствия) залежи по каждой пробе.
Для разведочного этапа геохимические поиски правильнее проводить параллельно с сейсморазведочными работами с отбором проб «пикет в пикет». Результатом такой работы является оценка перспектив отдельных структурных элементов, ранжирование объектов для размещения скважин. Причем результаты испытаний первых скважин позволяют исправить и конкретизировать не только структурный план, но и локальные геохимические критерии оценки промышленной нефтеносности исследуемой территории. При этом повышается надежность квалификации всех выявленных структурных объектов, а также в ряде случаев это дает дополнительную информацию об имеющихся на исследуемой территории залежах в неструктурных ловушках. Все это минимизирует затраты на получение геологической информации для подсчета запасов.
Природные и техногенные факторы, влияющие на формирование полей концентраций аренов
Технологически методика включает в себя несколько этапов (отбор, хранение и анализ проб), особенности проведения которых сильно влияют на результаты геохимической съемки. Так, например, при пробоотборе существенным фактором может быть место отбора пробы в разрезе исследуемых отложений. При хранении, особенно в течение длительного промежутка времени, происходит неизбежная деградация УВ в пробе под действием микробиологического и химического окисления и утечки летучих УВ. Проведение анализов в условиях полевой лаборатории может сопровождаться увеличением погрешности измерений. Единообразные для всех проб условия проведения этапов геохимической съемки позволяют избежать влияния подобных факторов. Однако в некоторых случаях возможно вынужденное отклонение от принятой методики. В связи с этим на каждом из этапов предусмотрена возможность восстановления искаженных данных. 2.2. Влияние условий отбора проб на результаты измерений
Отбор проб подпочвенных глин осуществляется из скважин ручного бурения глубиной до 7 м в зависимости от залегания глинистых отложений. При проведении геохимической съемки совместно с сейсмовзрывными работами глина отбирается со шнека бурового станка. Отбор проб донных отложений вдоль береговой линии производится ручным способом, на глубине – пробоотборником. Пробы снега отбираются с нижних слоев снежного покрова. В случае, если для передвижении в маршруте используется техника, банки с отобранными образцами помещаются в герметичный контейнер с целью предотвращения их загрязнения парами горюче-смазочных материалов.
Условия отбора проб могут сильно повлиять на результаты измерений содержания бензола и толуола в различных приповерхностных отложениях: снежном покрове, иловых донных отложениях, торфе, подпочвенных грунтах, в регионально выдержанных глинистых отложениях. Эксперименты показали, что глубина отбора, место и количество отбираемых проб являются значимыми факторами, определяющими качество геохимической информации. Неоднородное распределение концентраций углеводородных газов в снежном покрове отмечалось еще в ходе первых опытно-методических работ по снеговой съемке [Стадник, Могилевский, 1978; Вышемирский, Шугуров, 1987]. На рисунке 2.3 показано распределение толуола в снежном покрове, измеренное в конце зимы на нескольких пикетах наблюдения. Отмечается снижение концентраций толуола при переходе от нижних слоев снега к верхним. Максимум концентраций достигается не в самой нижней точке снежного покрова, а на некоторой высоте. Верхние слои снежного покрова являются более свежими по сравнению с нижними слоями, поэтому углеводородов в них накопилось меньше. Кроме этого УВ, поступающие в снег, сорбируются в первую очередь нижними слоями. Температура снежного покрова определяется отрицательной атмосферной температурой с одной стороны и восходящим тепловым потоком с поверхности – с другой. Повышенная температура нижних слоев снега не благоприятствует эффективному накоплению УВ. Обычно нижние слои снега в результате подтайки представляют собой крупные кристаллики льда. Поэтому максимум концентраций обычно достигается на высоте 10-20 см от поверхности.
В глинах явной закономерности в распределении аренов по высоте выявлено не было. В ходе полевых работ на юге Тюменской области отбирались образцы глины из сейсмовзрывных скважин. Отбор проб производился с разной глубины, через метр проходки после внедрения бура в регионально выдержанные глинистые отложения. Максимальная глубина пробоотбора составила 9.5 м. Проведено сопоставление данных по глубине отбора пробы и значений концентраций измеренных углеводородных показателей. Отмечено отсутствие зависимости значений концентрации УВ от глубины пробоотбора (Рисунок 2.4). Рисунок 2.3 - Распределение Рисунок 2.4 - Распределение концентраций толуола по высоте толуола в пробах глины, в снежном покрове (на 4х точках отобранных с разной глубины отбора проб)
Влияние неоднородностей локального рельефа приводит к неоднородному распространению УВ в исследуемых средах. Для оценки случайного разброса значений концентраций УВ в снежном покрове на отдельных пикетах было отобрано 20 проб снега с одной и той же высоты. Относительный разброс измеряемых значений концентраций составил 70-80 % от среднего. В иловых и торфяных отложениях, вследствие микроперетоков воды, характерный разброс значений концентраций УВ составляет по результатам натурных экспериментов около 90 % (по толуолу). Наиболее стабильные значения концентраций УВ фиксируются в глинистых отложениях (до 50 % по толуолу).
Загрязнение проб. Наиболее вероятным при проведении геохимической съемки является загрязнение проб при отборе, доставке из маршрута с использованием автомобильного и гусеничного транспорта. Помимо стандартных мер предосторожности в ходе полевых работ проводятся исследования для контроля «чистоты» пробы.
Ежедневно всеми экипажами в каждом маршруте используются несколько пустых тестовых контейнеров, пробы грунта в которые не отбираются. «Углеводородный фон» в них измеряется до и после проведения маршрута. Увеличение содержания УВ в тестовых контейнерах свидетельствует о загрязнении рабочих проб в процессе доставки их из маршрута и хранении. При анализе проб такой партии оценивается степень загрязнения, выявляется возможный источник, и принимаются меры по его исключению. В подобных случаях производится повторный отбор вместо отбракованных проб.
Надежным способом отбраковки технологически загрязненных проб является сравнительный анализ хроматограмм. Для этого в процессе полевых работ формируется массив хроматограмм проб с технологическим загрязнением. В него включаются хроматограммы, полученные при анализе используемых ГСМ, загрязненной ГСМ частей одежды (перчатки), хроматограммы явно загрязненных проб (выявленных другими способами)., а также специальных проб, полученных при имитации загрязнения. В процессе имитации загрязнения реализуются такие случаи, как отбор пробы загрязненными перчатками, хранение проб вблизи ГСМ.
При сравнении хроматограмм паровой фазы пробы используемого бензина АИ-80 и паровой фазы этого же бензина, но частично испарившегося в течение суток (Рисунок 2.5) видно, что соотношение легких УВ до нонана и тяжелых после нонана значительно изменилось. Однако если в обеих хроматограммах Рисунок 2.5 - Хроматограммы а) паровой фазы бензина Аи-80, б) частично испарившегося бензина Аи-80, загрязненных проб в) №288, г) 1057б, д) чистой пробы 501б. 1 – н-С6; 2 – бензол; 3 – н-С7; 4 – толуол; 5 – н-С8; 6 – м,п-ксилолы; 7- о-ксилол; 8 – н-С9; 9 – н-С10 выделить область тяжелых УВ, то видно, что их относительный состав остается практически неизменным (Рисунок 2.6) в силу меньшей летучести этих УВ по сравнению с более легкими. Таким образом, подобное распределение тяжелых УВ (после нонана) с незначительными искажениями наблюдается при анализе загрязненных образцов. На рисунке 2.5 приведены хроматограммы проб 288а и 1057б, в которых содержание УВ обусловлено технологическим загрязнением. При сравнении отмечаются различия в уровнях концентраций. Однако при выделении области тяжелых УВ (Рисунок 2.6) очевидно сходство участков хроматограмм как между собой, так и с хроматограммой бензина. Следовательно, при сравнении распределений легких УВ в пробах и в используемых ГСМ выявить факт загрязнения невозможно в силу их быстрой испаряемости и изменчивости относительных концентраций. Тогда как тяжелые УВ довольно долго сохраняют свой исходный относительный состав. В чистых пробах (Рисунки 2.5, 2.6) распределение тяжелых углеводородов ( С9) заметно отличается от рассмотренных выше. Загрязнение дизельным топливом легко выявляется при визуальном просмотре хроматограмм (Рисунок 2.7). Характерной особенностью в данном случае является большое количество пиков по всей области хроматограммы, а также наличие пиков с временами выхода, превышающими стандартное время анализа.
Описанный комплекс независимых методов отбраковки проб в полной мере реализуется только в условиях полевой лаборатории [Тимшанов, Белоносов, 2006]. В этом случае специалист, проводящий анализы проб, может на месте исследовать возможные причины загрязнений и дать рекомендации по их устранению. Применение полевой лаборатории дает возможность быстрого получения предварительных качественных результатов, что позволяет немедленно реагировать на обнаружение источников загрязнения. Таким образом, исключается возможность систематического и неконтролируемого загрязнения проб
Результаты геохимических исследований на Пихтовом лицензионном участке
Среднеюрские отложения объединяются в тюменскую свиту, подразделяющуюся на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. В разрезе нижней подсвиты выделяются переслаивающиеся пласты песчаников и алевролитов. Средняя подсвита характеризуется неравномерным чередованием глин с алевролитами. Отмечаются прослои углей. Для верхней подсвиты характерно переслаивание серых, темно-серых, биотурбированных глин с глинистыми песчаниками и алевролитами. Характерен растительный детрит, пирит, ризоиды.
Уват-Мегионский структурно-фациальный район (Южно-Пихтовый ЛУ). Нижнеюрские отложения выделяются в шеркалинскую свиту. Нижняя подсвита шеркалинской свиты представлена кварцевыми гравелитами и песчаниками с прослоями аргилитоподобных глин, перекрытых темно-серыми тонкоотмученными глинами тогурской пачки. Верхняя подсвита представлена кварцевыми песчаниками, гравелитами, иногда с редкими прослоями аргилитоподобных темно-серых глин в кровле. Отложения нижней юры на территории Южно-Пихтового ЛУ скважинами не вскрыты.
Среднеюрский отдел включает отложения тюменской свиты, несогласно залегающие на доюрском основании. Нижняя подсвита представлена чередованием песчаников и алевролитов. Средняя подсвита в нижней части представлена глинами с редкими фораминиферами и двустворками, в верхней части – слабо отсортированными песчаниками. Верхняя подсвита характеризуется переслаиванием глин и песчаников. Характерен растительный детрит, корневые системы, единичные двустворки.
Омский структурно-фациальный район (Усть-Тегусский ЛУ). Нижнеюрский отдел включает отложения урманской свиты, представленной песчаниками с прослоями алевролитов и пропластками угля; тогурской свиты (аргиллиты и алевролиты темно-серые, серые с прослоями песчанистых алевролитов и остатками флоры) и пешковской свиты, характеризующейся чередованием песчаников, углистых алевролитов, аргиллитов, редких пластов угля вблизи кровли. Породы нижнего отдела на территории Усть-Тегусского ЛУ не развиты.
Среднеюрский отдел объединяет отложения тюменской свиты. Нижняя подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов, песчаников и редких прослоев аргиллитов. Отмечаются пласты угля, древесина, растительный детрит. Средняя подсвита характеризуется чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников с преобладанием последних в верхней части. По всему разрезу отмечаются пласты угля, остатки флоры, растительный детрит. Верхняя подсвита включает алевролиты и песчаники, чередующиеся с серыми и зеленовато-серыми аргиллитами с многочисленными растительными остатками.
Согласно схемы структурно-фациального районирования верхнеюрских отложений [Шурыгин, Никитенко, Девятов, 2000] территория исследования находится в Обь-Ленской фациальной области (морской седиментогенез) и охватывает Фроловско-Тамбейский и Пурпейско-Васюганский структурно фациальные районы (Рисунок 4.4, таблица 4.2). Верхнеюрский комплекс представлен отложениями абалакской (васюганской), георгиевской и баженовской свит.
Фроловско-Тамбейский структурно-фациальный район (Пихтовый и Южно-Пихтовый ЛУ). Абалакская свита представлена аргилитоподобными темно-серыми, тонкоотмученными до алевролитовых глинами, со стяжениями пирита. В верхней подсвите отмечаются карбонатные конкреции и глауконит. В пределах территории исследований в низах верхнеюрских отложений происходит переход от абалакского (на западе, Пихтовый, Южно-Пихтовый ЛУ) типа разреза к васюганскому (на востоке, Урненский, Усть-Тегусский ЛУ).
Пурпейско-Васюганский структурно-фациальный район (Урненский и Усть-Тегусский ЛУ). Васюганская свита включает нижнюю и верхнюю подсвиты.
В нижней подсвите преобладают глины и аргиллиты темно-серые, преимущественно тонкоотмученные, с редкими прослоями алевролитов и песчаников. В верхней подсвите выделяются песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов, на юго-востоке – углей.
Васюганская свита перекрывается маломощными глинами георгиевской свиты, аргиллитоподобными, темно-серыми, до черных, тонкоотмученными с неравномерным распределением глауконита, в верхах иногда слабобитуминозные разности. В кровле горизонт конкреций. На территории проведения геохимической съемки в пределах Урненского и Усть-Тегусского месторождений георгиевская свита присутствует не во всех скважинах. В наиболее приподнятых участках отложения свиты отсутствуют.
В верхней части верхнеюрского отдела развиты отложения баженовской свиты, представленные битуминозными аргиллитами, черными, с коричневатым оттенком, с прослоями листоватых разностей, радиоляритов, глинистых известняков. Толщина отложений баженовской свиты изменяется от 25-30 м (Пихтовый ЛУ) на западе до 10-15 м на востоке (Усть-Тегусский ЛУ).
Тектоника Согласно «Тектонической карты юрского структурного яруса Западно Сибирской нефтегазоносной провинции» от 2000 г. под ред. А.Э. Конторовича (Рисунок 4.5) территория исследований расположена на сочленении Верхневасюганской антеклизы, Мансийской синеклизы. При этом участки проведения геохимических съемок находятся в пределах структур I порядка: Верхнедемьянский мегавал (Урненский и Усть-Тегусский ЛУ), Северо Демьянская мегамоноклиналь (Южно-Пихтовый ЛУ), Среднетобольский наклонный мегапрогиб (Пихтовый ЛУ), на севере переходящий в Мансийскую синеклизу. Участок проведения геохимической съемки на территории Пихтового ЛУ приурочен к структуре III порядка - Западно-Пихтовой впадине. Геохимические исследования в районе Южно-Пихтового ЛУ проводились на мелких структурах
