Нефтегазоносность нижнеюрских и доюрских отложений центральной части и юго-востока Западной Сибири по данным геотермии

Лобова, Галина Анатольевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нефтегазоносность нижнеюрских и доюрских отложений центральной части и юго-востока Западной Сибири по данным геотермии
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтегазоносность нижнеюрских и доюрских отложений центральной части и юго-востока Западной Сибири по данным геотермии"

На правах рукописи

Лобова Галина Анатольевна

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НИЖНЕЮРСКИХ И ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИИ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ И ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО ДАННЫМ ГЕОТЕРМИИ

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

О Г.ЮН 2015

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

005569915

Томск 2015

005569915

Диссертация выполнена в Федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Научный консультант: Исаев Валерий Иванович,

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Официальные оппоненты: Бычков Сергей Габриэльевич,

доктор геолого-минералогических наук,

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки

«Горный институт УрО РАН»,

заведующий лабораторией геопотенциальных полей (г. Пермь) Глазнев Виктор Николаевич, доктор физико-математических наук, профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Воронежский государственный университет», заведующий кафедрой геофизических методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых (г. Воронеж) Москвин Валерий Иванович,

доктор геолого-минерапогических наук, профессор, Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН», ведущий научный сотрудник (г. Новосибирск)

Ведущая организация: Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Геологический институт РАН» (г. Москва)

Защита диссертации состоится 8 октября 2015 г. в 15-00 на заседании диссертационного совета Д 212.269.12 при ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» по адресу: 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30 (корпус 20, ауд. 504).

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» по адресу: 634050, г. Томск, ул. Белинского, 53 и на сайте http://portal.tpu.ru/council/2802/worklist

Автореферат разослан «25» мая 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета / /

Д 212.269.12, д. г.-м. н., профессор _ * A.A. Поцелуев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Известно, что промысловые объекты нефтедобычи в меловых и верхнеюрских нефтегазоносных комплексах (НТК) Западной Сибири находятся в поздней стадии разработки. Предлагаются различные варианты решения проблемы воспроизводства и наращивания ресурсной базы углеводородов (УВ), в том числе, проведение геологоразведочных работ на малоизученных землях и/или новых стратиграфических уровнях. На территориях нефтепромыслов с развитой инфраструктурой наибольший интерес представляют глубокопогруженные нижнеюрский и доюрский НТК.

О перспективах нефтегазоносности пород фундамента Западно-Сибирской плиты в 3040-е годы XX века высказывались И.М. Губкин, Д.Л. Степанов, Н.С. Шатский, М.М. Чарыгин, H.A. Кудрявцев, М.К. Коровин и другие ученые. Позднее, в 70-е годы, перспективность доюрских отложений отмечали в своих работах A.A. Трофимук, Ф.Г. Гурари, B.C. Сурков, B.C. Бочкарев, B.C. Вышемирский, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Н.П. Запивалов. В последние десятилетия большое внимание нефтегазоносности фундамента и зоны контакта уделяется в работах С.Ф. Богачева, Е.Е. Даненберга, A.B. Ежовой, А.Е. Кавешникова, В.А. Конторовича, Е.А. Костыревой, Г.И. Тищенко и других исследователей. Открытие промышленных залежей на Талинском, Салымском, Новопортовском и ряде других месторождений позволило отнести базальные горизонты нижней юры к перспективным. Тем не менее, планомерных геологоразведочных работ на обнаружение залежей в этих НТК не проводилось.

Таким образом, нилснеюрский и доюрский нефтегазоносные комплексы в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции являются перспективными объектами воспроизводства и наращивания ресурсной базы на ближайшие годы. Наши исследования, направленные на решение указанной проблемы - зональную оценку и районирование по плотности ресурсов этих объектов для планирования поисков - являются актуальными.

Степень разработанности темы. В центральной части Западной Сибири, в Югорской зоне нефтенакопления, включающей Верхнеляминский вал, в нижнеюрских разрезах установлено наличие потенциально нефтематеринских отложений. Мощности тогурской и радомской толщ, содержание Сор., и катагенетическая зрелость рассеянного органического вещества (РОВ) обуславливают их высокий нефтегенерационный потенциал. Здесь установлено наличие резервуаров в нижнеюрских и доюрских отложениях, а открытие залежей УВ в этих горизонтах на Тартасинской, Апрельской и Назымской площадях доказывает реализацию их аккумуляционного потенциала. Поэтому малоизученная территория Верхнеляминского вала является перспективной для проведения нефтегеологического прогнозирования и выработки рекомендаций по очередности проведения поисков на нижнеюрский и доюрский НГК в пределах центральной части Западной Сибири.

Для расширения ресурсной базы юго-востока Западной Сибири - территории Томской области, с хорошо развитой инфраструктурой нефтедобычи, необходимо проведение исследований и введение новых объектов, связанных с малоизученными глубокозалегающими нижнеюрскими и палеозойскими отложениями. Нефтегазоносность палеозойских отложений подтверждена открытием залежей УВ в Чузикско-Чижапской мезоседловине, примыкающей к Нюрольской мегавпадине с юго-востока. Открыты месторождения и в нижнеюрских отложениях. Поэтому Нюрольская мегавпадины является перспективной территорией для проведения нефтегеологического прогнозирования на нижнеюрский и доюрский НТК.

Расширение ресурсной базы УВ Томской области возможно за счет новых земель на Правобережье. Открытие непромышленных залежей нефти на Толпаровской и Колпашевской площадях и общегеологические предпосылки дают основание отнести Усть-Тымскую мегавпадину к категории перспективных на обнаружение УВ в нижнеюрских отложениях. Промышленная нефтегазоносность доюрских отложений установлена на Чкаловском и Ясном месторождениях, что подтверждает перспективность этого стратиграфического уровня. Таким образом, территория Усть-Тымской мегападины является перспективной для проведения нефтегеологического прогнозирования на нижнеюрский и доюрский НТК.

Цель настоящих исследований — выполнение зонального прогноза нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов на территориях центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и выработка предложений по очередности ввода перспективных участков поисков.

Задачи исследований

1. Систематизация и анализ результатов геолого-геофизической изученности нижнеюрских и доюрских НТК территорий Усть-Тымской, Нюрольской мегавпадин и Верхнеляминского вала.

2. Разработка методики нефтегеологической интерпретации комплекса геолого-геофизических данных применительно к районированию нижнеюрских и доюрских резервуаров указанных территорий по плотности ресурсов первично-аккумулированных нефтей.

3. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских и доюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления по относительной плотности ресурсов нефтей.

4. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских резервуаров, районирование резервуаров Нюрольской мегавпадины и структур обрамления.

5. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских резервуаров, районирование резервуаров Верхнеляминского вала.

Научная новизна работы

1. В качестве базового звена методики нефтегеологической интерпретации геолого-геофизических данных принят метод палеотемпературного моделирования, основанный на решении прямых и обратных задач нестационарной геотермии. В развернутом виде продемонстрировано применение геотермии, как формирующегося метода прикладной геофизики, для решения прогнозно-поисковых задач нефтегазовой геологии.

2. Экспериментально обоснована и принята концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах Западной Сибири. Эта концепция определила «конфигурацию» методических средств (методику) интерпретации комплекса геолого-геофизических данных, решающих задачу об источнике углеводородов, что обеспечивает эффективность стратегии поисков.

3. Установлено и количественно оценено, как существенное, влияние палеоклимата на термическую историю и степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты, формирующей залежи УВ нижнеюрских и доюрских резервуаров Западной Сибири. В примененной методике исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, индивидуального для палеоклиматической зоны территорий исследований.

4. Выполнен зональный прогноз нефтегазоносности для малоизученных земель и стратиграфических уровней центральной и юго-восточной частей Западной Сибири с использованием метода геотермии, позволившим выполнить анализ и количественную интерпретацию всего доступного комплекса геолого-геофизических данных.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Разработанная методика нефтегеологической интерпретации комплекса геолого-геофизических данных, ведущая роль в которой принадлежит моделированию геоструктурной и термической истории материнских отложений и резервуаров, может быть применена для прогнозирования нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских НГК других перспективных территорий Западной Сибири.

2. Выполнено построение карт распределения расчетных значений плотности теплового потока Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин - структур I порядка Западной Сибири. Результаты согласуются с экспериментальными исследованиями А.Р. Курчикова и Б.П. Ставицкого (1987 г.), А.Д. Дучкова (2000 г.) и, следовательно, заметно дополняют данные о тепловом потоке - фундаментальном параметре для любого геодинамического анализа.

3. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон резервуаров нижней юры, коры выветривания и палеозоя Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления (более 90 тыс. км2).

4. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон резервуаров нижней юры Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления (порядка 40 тыс. км2).

5. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон резервуаров нижней юры Верхнеляминского вала (более 5 тыс. км2).

Методология и методы исследования

Методологической основой исследований является фундаментальная модель процессов нефтегазообразования А.Э. Конторовича, определяющая пороговые геотемпературы вхождения материнских пород в зону интенсивной генерации нефти - главную зону нефтеобразования.

Важным теоретическим обоснованием исследований является концепция «юрского источника» как главного источника УВ, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах Западной Сибири. Концепция экспериментально обоснована в работах В.И. Исаева, Ю.В. Коржова и Г.А. Лобовой с соавторами.

Базовым элементом методики исследований является метод палеотемпературного моделирования - интерпретационный метод геотермии. Геотермия формируется как метод разведочной геофизики, начиная с работ В.Н. Дахнова и Д.И. Дьяконова, в исследованиях Ю.И. Галушкина, А.Д. Дучкова, В.И. Исаева, А.Р. Курчикова, Р.И. Кутаса, Н.В. Лопатина, В.И. Старостенко, М.Д. Хуторского и других ученых. Геотермия органически «вписывается» в методику прогноза и поисков углеводородов в нижнеюрских горизонтах и доюрском основании Западной Сибири, решая концептуальную задачу об источнике УВ.

Положения, выносимые на защиту

1. Разработана методика нефтегеологической интерпретации комплекса геолого-геофизических данных, базовая роль в которой принадлежит геотермии - методу палеотемпературного моделирования. Целевое назначение методики - прогнозирование нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских отложений Западной Сибири.

2. Созданы модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематеринских баженовских и тогурских отложений, модели аккумулирующих резервуаров и выполнен зональный прогноз нефтегазоносное™ нижнеюрского и доюрского НГК Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления.

3. Определены палеотемпературные условия реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, фациальные особенности аккумулирующих резервуаров и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины и структур обрамления.

4. Дана оценка термических условий реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, палеоструктурной обстановки аккумулирующего резервуара и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского НГК Верхнеляминского вала.

Характеристика исходных данных

В качестве геолого-структурной основы прогнозных построений приняты тектонические карты юрского структурного яруса В.А. Конторовича (2002) и В.И. Шпильмана (1998); использованы каталоги литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин В.И. Волкова (2000), В.Ф. Гришкевича и Е.А. Теплякова (2000); анализировались данные испытаний глубоких скважин из первичных «дел скважин»; углепетрографические определения выполнены А.Н. Фоминым в ИНГГ СО РАН; для определения возраста свит и толщ использованы материалы Решений стратиграфических совещаний (1991, 2004) и Шкала геологического времени У. Харленда с соавторами (1985); литология и петрофизика пород приняты с учетом материалов обобщений С.Ф. Богачева (1987).

Степень достоверности результатов

1. Представительные глубокие скважины выбирались по следующим критериям:

1) наличие ощутимых притоков флюида, что повышает достоверность пластовых температур;

2) наличие определений максимальных геотемператур по ОСВ, используемых в качестве «наблюденных»; 3) достаточно равномерное распределение скважин по территории, что является условием корректности построения прогнозных карт.

2. Оценка погрешностей расчетных значений плотности теплового потока позволила корректно построить карты плотности теплового потока, карты расчетных геотемператур.

3. Сопоставление расчетных значений плотности теплового потока с его экспериментальными определениями для Западной Сибири показало их согласованность.

4. Расчетами установлено, что используемый программный комплекс Тер1оОЫ(^ по точности расчетов не уступает широко известному отечественному программному комплексу численного моделирования геотермического режима - комплексу ГАЛО.

5. Выполненный прогноз нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских резервуаров подтверждается сопоставлением с данными испытаний нижнеюрских пластов, коры выветривания и интервалов палеозоя в скважинах.

Апробация результатов исследования Основные положения и результаты докладывались на Международных семинарах «Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей» им. Д.Г. Успенского (Казань, 2009; Воронеж, 2012; Москва, 2013; Екатеринбург, 2014; Пермь, 2015); на Научных чтениях памяти Ю.П. Булашевича «Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интерпретация геофизических полей» (Екатеринбург, 2011, 2013); на Международном научно-практическом форуме «Нефтегазовый комплекс Сибири: современное состояние и перспективы развития» (Томск, 2012, 2013). Основные положения диссертационной работы изложены в 40 публикациях диссертанта, в том числе: 23 статьи в журналах перечня ВАК, 2 монографии. Результаты также представлены в 3-х отчетах о НИР федеральных и ведомственных целевых программ.

Личный вклад автора Автором сформулированы задачи исследований. Автор выполнил систематизацию, анализ, подготовку данных и компьютерное моделирование на кафедре геофизики ТПУ. При участии В.И. Исаева и Ю.В. Коржова и непосредственно автором выполнены исследования по выработке эффективной методики нефтегеологической интерпретации комплекса геолого-геофизических данных. Автор выделил очаги генерации и зоны аккумуляции УВ, осуществил районирование резервуаров, сформулировал предложения по первоочередным участкам проведения ГРР. В сборе фактического материалы участие принимали Искоркина A.A., Криницына К.Е., Кузина М.Я., Лазарев Г.И., Осипова E.H., Попов С.А., Стоцкий В.В.

Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, 5 разделов, заключения, общим объемом 235 страниц, 56 иллюстраций и 50 таблиц, список источников включает 186 наименований.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность за полезные советы в работе научному консультанту профессору В.И. Исаеву. Автор глубоко признателен академику HAH Украины В.И. Старостенко, чл.-корр. РАН В.А. Конторовичу, профессору В.Н. Глазневу, рекомендовавшим для публикации основные материалы исследований. Автор признателен профессору МГУ Ю.И. Галушкину, профессору М. Д. Хуторскому и коллективу сотрудников Лаборатории тепломассопереноса ГИН РАН за консультации при прохождении научной стажировки. Автор признателен д. г.-м. н. А.Н. Фомину, д.т.н М.Э. Рояку, д. г.-м. н. В.Ю. Косыгину, к.х.м. Ю.В. Коржову, A.A. Жильцовой, О.С. Исаевой, Л.К. Кудряшовой, E.H. Осиповой - коллегам по совместным исследованиям. Автор благодарит профессора Л.Я. Ерофеева, профессора А.К. Мазурова, директора Института природных ресурсов А.Ю. Дмитриева, заведующего кафедрой геофизики Ю.В. Колмакова за поддержку работы в ТПУ.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1 Характеристика нефтегазоносности пижнеюрского н доюрского комплексов

территории исследовании

Анализ результатов геофизических исследований и глубокого бурения на территории Верхнеляминского вала показывает ее весьма слабую геолого-геофизическую изученность. Вместе с тем, в нижнеюрских разрезах скважин установлено наличие потенциально нефтематеринских отложений. Мощности верхнеюрской тутлеймской и нижнеюрских тогурской и радомской толщ, содержание Сорг и катагенетическая зрелость РОВ позволяют отметить их высокий нефтегенерационный потенциал. Геофизическими исследованиями выявлены резервуары в юрских и доюрских отложениях, а открытие залежей УВ в этих резервуарах доказывает реализацию их аккумуляционного потенциала. Согласно результатам экспериментальных исследований, расстояние вертикального межпластового перемещения УВ из нижнеюрской (нефтепроизводящей) зоны в доюрские разуплотненные отложения составляет 150-250 м. Расчеты показали, что вклад юрского источника для залежей доюрского НГК может достигать 98 %.

Для расширения ресурсной базы на территории Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления (районы нефтепромыслов Томской области, Левобережье Оби) целесообразно проведение исследований и введение новых объектов, связанных с малоизученными меловыми и с глубокозалегающими нижнеюрскими и палеозойскими отложениями. Анализ результатов геолого-геофизической изученности указывает на распространение в пределах Нюрольской мегавпадины нижнеюрских тогурских нефтематеринских отложений в пониженных зонах депрессии. Здесь развиты нижнеюрские резервуары, а в карбонатных и кислых магматических доюрских коренных образованиях, а также в зонах дезинтеграции в кровле доюрского основания возможно образование коллекторов с хорошими ФЕС.

Усть-Тымская мегавпадипа - это зона, переходная от Левобережья к Правобережью Оби, интересна тем, что расширение ресурсной базы углеводородов Томской области возможно за счет новых земель в Правобережье Оби. Анализ выполненных работ в пределах Усть-Тымской мегавпадины отмечает ее недостаточную изученность как геофизическими методами исследования, так и глубоким бурением. В Усть-Тымской мегавпадине баженовская свита претерпевает фацналыюе и геохимическое изменение по латерали, вплоть до полной потери своих генерационных способностей на востоке территории исследования. Тогурская свита вскрыта многими скважинами в пониженных формах рельефа депрессии, однородна по своему составу и имеет геохимические параметры, определяющие ее высокий генерационный потенциал.

2 Методология и методы обработки н интерпретации комплекса геолого' геофизических данных

Метод палеотемпературного моделирования (метод палеотектонических и палеотемпературных реконструкций)

В настоящей работе применен метод палеотемпературного моделирования (Исаев, 2010) для прогноза очагов генерации УВ в материнских породах, наиболее полно учитывающий изменение во времени параметров геотермополя. В математическую термодинамическую модель непосредственно включены палеклимат - вековой ход температур на земной поверхности (граничное условие) и палеотемпературы определений отражательной способности витринита (ОСВ), как «наблюденные». Применяемая математическая модель палеотектонических и палеотемпературных реконструкций реализована в программном комплексе ТерЬШа^, разработанном на кафедре прикладной математики Новосибирского ГТУ Ю.Г. Соловейчиком и М.Э. Рояком (2002, 2009).

В модели процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения

где Я - теплопроводность; а - температуропроводность; / - плотность тепловыделения внутренних источников тепла; С/ - температура; Z - расстояние от основания осадочного разреза; / - время. С краевыми условиями

где £ = £(/) - верхняя граница осадочной толщи; (¡(I) - тепловой поток из основания осадочного разреза. Как видно из формулировки задачи, палеотектонические реконструкции непосредственно сопряжены с расчетом палеотемператур.

Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов А„ для каждого из которых заданы теплопроводность Лы температуропроводность а„ плотность тепловыделения радиоактивных источников / в породах осадочного разреза и время осадконакопления и (рис. 2.1). Скорость осадконакопления V/ может быть нулевой и отрицательной, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию. Краевое условие (2.2) определяется температурой поверхности осадконакоплении, т.е. определяется

(2.1)

(2.2)

(2.3)

палеоклиматом, и задается в виде кусочно-линейной функции векового хода температур на поверхности Земли.

В случае стационарности глубинного теплового потока (/, решение обратной задачи определяется из условия

к 2

(2.4)

где Т< — «наблюденные» значения температур в кт точках на различных глубинах в моменты времени т. Здесь задача решается в предположении постоянства значения плотности теплового потока из основания, начиная с юрского времени. Решение обратной задачи строится с учетом того, что функция £/(<?,являющаяся решением прямой задачи (2.1) с краевыми условиями (2.2) и (2.3), в этом случае линейно зависит от д. Поэтому неизвестный параметр </ определяется однозначно.

поверхность осадков

ии£=и(1)

/77777777777777/ ;

Стратиграфический коми.текс.

ОС»)

И,. V,,

А„ а,.

-/.—

ьг

кжмгш^ж^жШлкукмыжлгмгл ОСНОВАНИЕ

= 4(0

Рис. 2.1 Схематическое изображение слоистого осадочного разреза при палеотемпературном моделировании (Исаев, 2002). Условные обозначения и пояснения в тексте

Схема расчета папеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению «наблюденных» температур Т, в скважине рассчитывается тепловой поток <7 через поверхность подстилающего основания, т. е. решается обратная задача геотермии. После расчета значения плотности теплового потока из основания осадочного разреза <7, являющегося фундаментальным (базовым) параметром, создается и реализуется возможность (путем решения прямых задач) расчета геотемператур и в любой точке 2 геологического разреза скважины на любой момент геологического времени I.

Сопоставление «наблюденных» геотемператур в скважинах и расчетных (в тех же точках геологического разреза в те же моменты геологического времени) показывает, выполняется ли

один из основных критериев оптимальности решения обратной задачи геотермии - критерий «невязки» (Старостенко, 1978). «Невязки» решений обратных задач (2.4) для каждой скважины - среднеквадратические отклонения расчетных значений от «наблюденных» - должны составлять порядка ±2 °С. Такие «невязки» оптимальные, т. к. «наблюденные» геотемпературы имеют погрешность порядка ±2 °С.

Таким образом, применение метода палеотемпературного моделирования для картирования очагов интенсивной генерации нефтей обеспечивает системный подход к изучению территории исследований. Выполняется анализ и количественная интерпретация всего доступного комплекса геолого-геофизическш данных о геологическом строении, о седиментационной истории и термическом режиме всех осадочных комплексов, включая материнские опыожения.

Как следует из балансовой модели процессов нефтегазообразования (Конторович, 1975, 1997), геотемпературный критерий (поисковый признак) позволяет выполнить картирование очагов образования нефтей из РОВ тогурских отложений: с 95 °С - вхождение материнских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН).

Как видим, особая ценность данных геотермии проявляется в проведенных прогнозно-поисковых нефтегеологических исследованиях. Ценность состоит в том, что на начальном этапе исследований по геотемпературному критерию определяются очаги генерации нефти. Так решается концептуальная задача о «главном источнике» углеводородов.

Геохимическая модель вертикальной миграции углеводородов (концепция юрского генезиса нефтей в залежах доюрского основания)

По результатам послойного изучения молекулярно-массового распределения (ММР) нефтяных УВ в образцах керна скважин Рогожниковской группы месторождений составлена схематичная геохимическая модель меж- и внутрипластовой вертикальной миграции для среднеюрских и доюрских отложений, имеющей следующие особенности (Исаев, Коржов, Лобова и др., 2013). Зона юрского нефтепроявления сформирована в результате активных межпластовых перетоков из низов тюменской свиты и из баженовской свиты. Миграция из низов тюменской свиты происходит как в нижележащие доюрские отложения, так и в вышележащие пласты, заполняя углеводородами юрский комплекс до абалакского резервуара. Идентифицируемые У В богаты легкими гомологами алкилбензолов (С9-С21), нафталинами (С|о-С|2). Расстояние нисходящей миграции нефти составляет 150-300 м в доюрские слои. Ниже по разрезу фиксируются фоновые концентрации сингенетичного битумоида.

Установленная дальность миграции нефтяных УВ из юрских в нижележащие отложения согласуется с концепцией о юрском генезисе нефтей в залежах доюрского основания. Вероятно, что для условий центральной части и юго-востока Западной Сибири

основной нефтегенернрующей толщей для образований залежей УВ в верхних горизонтах коренного фундамента, как и для отложений коры выветривания, являются нижнеюрские отложения тогурской свиты. Расчеты показали, что вклад юрского источника для залежей доюрского НГК при определенных структурно-формационных условиях может достигать 98 % (Исаев, Лобова, Коржов и др., 2014).

Оценка влияние палеоклимата на термическую историю нефтематеринских

отложений

Оценка выполняется на основе анализа вариабельности результатов палеотемпературных реконструкций при трех основных допущениях: 1) палеоклимат не учитывается; 2) палеоклимат учитывается по «стандартному» вековому ходу температур (Лопатин, 2006; Галушкин, 2007); 3) палеоклимат учитывается по «местному» вековому ходу температур, полученному для южно-сибирской палеоклиматической зоны (Исаев, Рылова, Гумерова, 2014).

Основным критерием адекватности и предпочтительности результатов при 3-х основных допущениях выступает лучшая согласованность максимума расчетных геотемператур с температурами «максимального палеотермометра» - с температурами, определенными по ОСВ. В качестве второго основного критерия принята степень согласованности очагов интенсивной генерации УВ, выделяемых по геотемпературному критерию, с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.

Моделирование геотермического режима нефтематеринских тогурских отложений приводится для осадочного разреза глубокой скважины Северо-Фестивальная 1, пробуренной на северо-восточным борту Нюрольской мегавпадииы. Восстановление термической истории тогурской свиты выполнено методом палеотемпературного моделирования на 51-н ключевой момент геологического времени (табл. 2.1).

Из табл. 2.1 видим существенное влияния палеоклимата на геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты, формирующей залежи УВ нижнеюрских и доюрских резервуаров. Неучет палеоклимата не позволяет адекватно восстановить термическую историю материнских отложений. Это может занижать до 2-х раз и более величины расчетных ресурсов объемно-генетическим методом. При оценке ресурсов углеводородов на землях юго-востока Западной Сибири предпочтительно применять «местный» вековой ход температур на земной поверхности, построенный для южной палеоклиматической зоны Западной Сибири. Это позволяет более корректно учитывать историю ГЗН и не завышать/занижать (до 30-40 %) расчетные ресурсы.

Табл. 2.1 Расчетные геотемпературы тогурской свиты (скв. Северо-Фестивальная!)

Время, млн лет назад Вековой ход температур на поверхности Земли, *С Глубина положен ия тогурско й свиты, м Геотемпературы тогурской свиты, °С

Без учета пал ео клима та Без учета палеоклима та(без данных ОСВ) Учет палеоклима та («местный» ход) Учет пал ео климат а («стандартны й» ход)

«местный » «стандартн ый»

0 0 +2 3177 125 122 120 121

0,005 +3 +2 3176 125 122 120 121

0,03 -2 +2 3176 125 122 119 121

0,05 -1 +2 3175 125 122 119 121

0,07 -4 +2 3175 125 121 119 121

0,09 -1 +2 3175 125 121 119 121

0,11 -4 +2 3174 125 121 119 120

0,13 -1 +2 3174 125 121 119 120

0,15 -4 +2 3173 124 121 120 120

0,19 -9 +2 3172 124 121 121 120

0,21 -6 +2 3172 124 121 121 120

0,235 -10 +2 3171 124 121 121 120

0,24 0 +2 3171 124 121 122 120

1,64 + 1 +2 3142 124 120 122 120

3,1 +2 +2 3141 123 120 125 120

3,2 +2 +2 3141 123 120 126 120

3,8 + 12 +5 3141 123 120 130 122

4,7 +3 +4 3141 123 120 124 122

5,2 -3 +4 3141 123 120 125 121

5,7 +7 +4 3141 123 120 128 121

6,3 + 10 +4 3141 123 120 129 121

7 +4 +4 3141 123 120 124 121

20 + 15 +7 3140 123 120 135 124

24 + 16 +8 3140 123 120 136 125

31,5 + 17 +9 3000 117 114 130 120

32,3 + 16 + 10 2986 116 113 129 121

34 + 15 + 12 2973 116 113 127 122

37,6 + 14 + 15 2946 115 112 125 124

41,7 + 12 + 19 2916 113 110 122 127

42 + 11 +20 2910 ИЗ ПО 120 127

46 +8 +21 2837 110 107 115 125

54,8 + 19 +21 2676 102 100 118 118

58 +24 +20 2643 101 98 122 116

61,7 +22 +20 2606 99 97 118 114

73 + 15 +20 2439 92 90 105 107

73,2 + 16 +20 2436 92 89 105 107

86,5 +22 +20 2306 86 84 106 102

89,8 +22 +20 2305 86 84 106 102

90 +23 +20 2303 86 84 106 101

91,6 +22 +20 2290 85 83 105 101

114,1 +21 +20 1490 54 52 73 71

118 + 19 +20 1458 53 51 70 69

120,2 + 19 +20 1449 52 50 69 69

132,4 + 19 +20 836 29 29 48 48

136,1 + 19 +20 782 27 27 46 46

145,8 + 19 +20 469 17 16 35 35

151,2 + 19 +20 446 16 15 34 35

156,6 + 19 +20 441 15 15 34 34

162,9 +19 +20 371 13 13 31 32

Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м^ 57,2 55,7 55,6 54,2

Примечание: коричневой запивкой обозначены времена палеотемпературных максимумов в тогурской свите, синей запивкой - температуры главной зоны нефтеобразования.

Сопоставительная оценка характеристик метода палеотемпературного

моделирования

Сопоставление проводится с широко известной отечественной системой бассейного моделирования ГАЛО (Галушкин, 2007), применяемой для численной оценки изменения температуры и степени преобразования РОВ в истории погружения осадочных свит. В системе ГАЛО численная реконструкция термической истории осадочного разреза осуществляется путем решения одномерного нестационарного уравнения теплопроводности с краевыми условиями (2.1)—(2.3).

Сопоставительное моделирование геотермического режима баженовских и тогурских отложений выполнено для осадочного разреза глубокой скважины Толпаровская 1, расположенной в центральной части Усть-Тымской мегавпадины. Скважина вскрыла кору выветривания. Мощность тогурских отложений составляет 80 м, мощность баженовских отложений -17 м.

Моделирование в системе ГАЛО выполнено диссертантом на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ под руководством профессора Ю.И. Галушкина и в лаборатории тепломассопереноса ГИН РАН под руководством профессора М.Д. Хуторского. Проведено сопоставление результатов восстановления термической истории нефтематеринских свит в разрезе скважины Толпаровская 1, полученных с применением программных комплексов Тер1о01а^ и ГАЛО. Из сопоставления следует, что практически за всю историю существования очагов генерации баженовских и тогурских нефтей разница расчетных геотемператур по Тер1оОЫ(^ и ГАЛО не превышает ±2-3 °С, т.е. эта разница находится в пределах погрешности исходных данных.

Таким образом, можно сделать заключение, что используемый программный комтексов Тер1оО'ш1о%, как компьютерная реализация метода палеотемпературного моделирования, по эффективности не уступает лучшим отечественным программным комплексам численного моделирования палеотемпературного режима пород осадочного разреза глубокой скважины.

Выводы

1. Базовым звеном методики нефтегеологической интерпретации геолого-геофизических данных является метод палеотемпературного моделирования, основанный на решении прямых и обратных задач нестационарной геотермии. При этом выполняется анализ и количественная интерпретация всего доступного комплекса геолого-геофизических данных о геологическом строении, о седиментационной истории и термическом режиме всех осадочных комплексов, включая материнские отложения.

2. Принимая во внимание, что измеренные пластовые температуры и температуры по ОСВ, используемые при палеотемпературном моделировании, определены с погрешностью порядка ±2 °С, то погрешность расчетных значений теплового потока (при решении обратной задачи) оценивается в ±(1-2) мВт/м2. Это позволяет строить схематические карты расчетных значений плотности теплового потока с сечением изолиний (1-2) мВт/м2. В свою очередь, погрешность расчетных значений геотемператур (при решении прямых задач) составляет те же ±2 °С. Это позволяет строить схематические карты расчетных значений геотемператур с сечением изолиний (1-2) °С.

3. Интерпретационная модель палеотектонических и палеотемпературных реконструкции органически вписывается в технологию поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири, решая задачу выявления и картирования очагов генерации нефтей.

4. Принята и экспериментально обоснована концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах исследуемых структурно-формационных зон Западной Сибири. Эта концепция является теоретической основой методики проводимых прогностических исследований нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских отложений центральной части и юго-востока Западной Сибири.

5. Установлено существенное влияния палеоклимата на термическую историю и степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты, формирующей залежи УВ нижнеюрских и доюрских резервуаров Западной Сибири. В методике диссертационных исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, характерного для палеоклиматической зоны территорий исследований. Это позволяет более корректно учитывать историю главной фазы нефтеобразования.

6. Установлено, что используемый программный комплексов Тер1о01а1о§, как компьютерная реализация метода палеотемпературного моделирования (метода палеотектонических и палеотемпературных реконструкций), по эффективности не уступает лучшим отечественным программным комплексам численного моделирования геотермического режима пород нефтематеринских свит.

Приведенные выше выводы обосновывают 1-е защищаемое положение: «Разработана методика нефтегеологической интерпретации комплекса геолого-геофизических данных, базовая роль в которой принадлежит геотермии - методу палеотемпературного моделирования. Целевое назначение методики - прогнозирование нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских отложений Западной Сибири».

3 Оценка нефгегазоносности нижнеюрских и доюрских резервуаров Усть-Тымской мегавпадины

В настоящем разделе в наиболее полном объеме, в качестве иллюстрации, реализуется методика интерпретации и прогнозирования не только для тогурских отложений, но и для баженовских. Последние являются «главным источником» для верхнеюрского и мелового НГК. Для палеотемпературного моделирования и последующего прогнозирования выбраны 10-ть представительных глубоких скважин (рис.3.1). Геологический разрез Усть-Тымской мегавпадины представлен отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла мощностью до 3250 м, залегающими на разновозрастных породах доюрского фундамента. По фундаменту развиты коры выветривания различного профиля.

77' 78" в.д _I_

фа ОыИЭ* 1

5 #Б1п 7

Рис. 3.1 Обзорная схема территории исследования на структурно-тектонической основе (В.А. Конторович, 2002): 1 - месторождения: а - нефтяное, б - газовое, в - газоконденсатное: 2 -условный номер месторождения с залежами в доюрском НГК: 1 — Ясное: 2 — Чкаповское; границы тектонических элементов: 3 - I порядка. 4 - II порядка и условный номер структуры: 5 - речная сеть; б - граница зоны распространения тогурской свиты; 7 - скважина палеотемпературного моделирования и ее условный индекс (табл. 3.1); 8 - контур территории построения прогнозных карт. Структуры II порядка: I - Неготский мезопрогиб, 2 - Пыжинский мезопрогиб. 3 - Сампатский мезопрогиб, 4 - Зайкинская мезоседловина, 5 - Караминская мезоседловина, 6 - Шингинская мезоседловина, 7 - Пудинское мезоподнятие, 8 -Трайгородский мезовал

В Усть-Тымском НГР выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: доюрский (собственно палеозойский и нефтегазоносный горизонт зоны контакта - НГГЗК), нижнеюрский (геттанг-раннетоарский, позднетоар-ааленский), среднеюрский (байос-батский), верхнеюрский (келловей-волжский) и меловой (неокомский). Нефтепроизводящие породы тогурской свиты являются типичными озерными отложениями с РОВ сапропелево-гумусового типа, мощность отложений достигает 100 м.

В табл. 3.1 приведена систематизированная сводка результатов испытаний представительных глубоких скважин, пробуренных в пределах Усть-Тымской мегавпадины и ее обрамления, в табл. 3.2 приведена сводная информация по лабораторному определению ОСВ (И керна глубоких скважин.

Табл. 3.1 Данные по испытанию глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины и ее обрамления

Название площади, номер скважины Индекс скважины на рисунке 3.1 Интервал испытания, м Отложения (свита) Пласт, горизо нт Прито к, м'/сут Тип флюида Температ ура пластовая, °С

Береговая, 1 параметрическая Б1п 2534-2528 Тюменская Ю« сухо - -

2420-2409 Тюменская Ю2 6,9 Вода 83

2335-2325 Васюганская Ю, 14,6 Вода 78

Трассовая, 317 Т317 2565-2569 Васюганская ю, 2,26 Вода+нефть 92

Сенькинская, 37 параметрическая С37п 3102-3106 Палеозой Pz сухо - -

3076-3060 Палеозой Pz 0,25 Фильтрат бурового раствора

2764-2776 Тюменская ю4 1,1 Вода 95

2629-2644 Васюганская ю, 5,0 Вода 88

2275-2285 Тарская - 100 Вода 78

Киев-Еганская, 350 К-Е350 2618-2626 Васюганская ю, 8,4 Нефть+вода -

Толпаровская, 1 Toi 2631-2639 Васюганская ю, 4,11 Вода 97

3028-3034 Тюменская 0,5 Нефть -

1000 Газ

3221-3224 3218-3227 Тюменская Ю,7_1б 4,2 Нефть -

Тымская, 1 параметрическая Tin 2920-2911 2905-2900 Тюменская 0,72 Вода 100

2785-2778 Тюменская - сухо - -

2690-2680 Тюменская - 1,6 Вода 89

Колпашевская, 7 К7 2980-2992 Палеозой - сухо - 84

2305-2318 2304-2312 2298-2308 Наунакская 1,15 Вода+ пленка нефти 80

Вертолетная, 360 В360 2620-2609 Васюганская ю. 4,38 Вода 85

2605-2588 Васюганская ю, 6,38 Вода 84

Усть-Тымская, 1 У-Т1 2890-2873 Тюменская ю6 1,52 Вода 107

2763-2777 Тюменская Юс 4,9 Вода 96

2685-2701 Тюменская ю5 8,1 Вода 90

2538-2550 Тюменская ю2 9,8 Вода 82

Снежная, 133 Сн133 2623-2642 Палеозой 0,5 Вода 119

2419-2433 Наунакская ю, 0,24 Нефть 102

2395-2404 Наунакская Ю, 800 Газ 95

Определение теплового потока В разрезе 10-ти глубоких скважин методом палеотемпературного моделирования (в варианте решения обратной задачи геотермии) выполнен расчет значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза (рис. 3.2). На схеме видно, что распределение повышенных расчетных значений теплового потока, характерное для северо-востока и юго-запада Усть-Тымской мегавпадины, коррелирует с размещением месторождений нефти и газа.

Выполнено сопоставление расчетных значений плотности теплового потока с экспериметальными данными о плотности теплового потока А.Р. Курчикова и Б.П. Ставицкого (1987 г.) и А.Д. Дучкова (2000 г.). Расчетные значения находятся в диапазоне 50-60 мВт/м2, экспериментальные - в диапазоне 63-65 мВт/м2.

Табл. 3.2 Папеотемпературы, рассчитанные по отражательной способности витринита (Я0,,,) керна глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины

Название площади, Индекс Глубина определения Отложения, «°„ % Палеотемператур

номер скважины скважины на (гипсометрическая свита а (°С) по К %

рисунке 3.1 привязка), м

Береговая, 1 параметрическая Б1п 2351 Васюганская 0,52 83

2390 Васюганская 0,64 98

2405 Тюменская 0,64 98

2410 Тюменская 0,64 98

2449 Тюменская 0,64 98

2460 Тюменская 0,59 93

2542 Тюменская 0,61 95

2560 Тюменская 0,67 103

2570 Тюменская 0,62 97

2573 Тюменская 0,65 100

Киев-Еганская, 350 К-Е350 2610 Баженовская 0,72 109

2690 Васюганская 0,81 121

Сенькинская, 37 параметрическая С37п 2895 Тюменская 0,67 103

3013 Тюменская 0.67 103

Толпаровская, 1 То1 2590 Куломзинская 0,64 99

3217 Тюменская 0,73 111

Колпашевская, 7 К7 2375 Наунакская 0,62 96

2705 Тюменская 0,62 96

Вертолетная, 360 В360 2622 Наунакская 0,69 105

2656 Тюменская 0,69 105

Расчет палеотелтератур отложений тогурской свиты, картирование очагов генерации тогурских нефтей На втором этапе исследований в моделях распространения тепла скважин, расположенных в пределах развития тогурских отложений, решением прямых задач геотермии восстановлена термическая история тогурских отложений на 10-ть ключевых моментов геологического времени (на начало/завершение формирования свит, толщ). Очаги выделены по геотемпературному критерию ГЗН. На рис. 3.3 приведены схематические карты распределения

геотемператур в тогурской свите и положение очагов генерации на 2-а значимых времени: на момент максимального прогрева тогурских отложений и на настоящее время.

Аналогичные палеотемпературные исследования выполнены для баженовских отложений с построением карт положения палеоочагов генерации баженовских нефтей (Лобова. 2012, 2013).

Расчет плотности ресурсов генерированных баженовских и тогурских нефтей Для анализа территории по плотности генерированных нефтей применен интегральный показатель Я. который рассчитывается по формуле (Лобова, Попов. Фомин, 2013):

1<=ЦТ,Щ,х10-2) ,

где Т, - температура очага генерации нефти на ;-тый ключевой момент геологического времени, °С; - время действия очага, млн. лет; г=1, п. Изменение расчетной плотности генерированных ресурсов (на участке скважины) напрямую зависит от времени нахождения материнской свиты в ГЗН и от геотемператур ГЗН. Выполнено построение схематических карт распределения значений плотности генерированных баженовских и тогурских нефтей (рис.3.4).

Рис. 3.2 Схема распределения значений плотности теплового потока из доюрского основания Усть-Тымской мегавпадины: 1 - изолинии значений расчетной плотности теплового потока, мВт/м2; 2 - скважина палеотемпературного моделирования: в числителе условный индекс скважины (табл.3.2), в знаменателе - расчетное значение плотности теплового потока, мВт/м2. Остальные условные обозначения на рис. 3.1

Рис.3.3 Схематические карты распределения геотемператур (значения изолиний в СС) и положения очагов генерации тогурских нефтей 37,6 (А) млн. лет назад и в современном разрезе (Б). Пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти породами тогурской свиты - 95 °С. Остальные условные обозначения те же, что на рис.3.1

Анализ показывает, что на юго-восток (Правобережье Оби) расчетная плотность генерированных баженовских нефтей закономерно и существенно уменьшается. А плотность ресурсов тогурских нефтей высока во всей области распространения тогурской свиты.

Рис. 3.4 Схематические карты распределения значений плотности генерированных баженовских (А) и тогурских (Б) нефтей Усть-Тымской мегавпадины (значения изолиний в усл. ед.). Остальные условные обозначения те же. что на рис. 3.1

Распространение нижнеюрских резервуаров - пластов Юк, и Ю,% С использованием данных бурения 20-ти глубоких скважин (Лифанов, 2012) откартировано развитие пластов-коллекторов Юк, и Юц (рис. 3.5). Наибольшие толщины пласта Юк, наблюдаются в северном врезе Неготского мезопрогиба (рис. 3.5А). В южном и восточном направлении от центра мегавпадины мощность пласта значительно уменьшается. Пласт Юк, практически перекрывается тогурской свитой. Пласт Ю15 имеет большее площадное распространение (рис. 3.5Б) и практически перекрывает нижележащую тогурскую свиту.

Оценка распределения плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских

нефтей в пластах Юи,и Ю^и районирование нижнеюрских резервуаров Полученные данные о распределении аккумулирующих объемов нижнеюрских резервуаров, обусловленных их толщинами, и о распределении относительных объемов генерированных нефтей позволили построить схематические карты распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей, раздельно для резервуара пласта Юк, и резервуара пласта Ю15 (рис. 3.6).

Наибольшая плотность ресурсов тогурских нефтей пласта Юк, отмечается в северозападной части Усть-Тымской мегавпадины, на северо-западном склоне Северо-Парабельской мегамоноклинали и на их сочленении - район 1. Приток нефти из интервала залегания пластов

Юп-16 в скв.1 Толпаровская (Toi) и прямые признаки нефтенасыщенности пласта Юц в скв. 2 Толпаровской площади (То2) подтверждают высокую перспективность этого района.

Наибольшая плотность ресурсов тогурских нефтей пласта Ю|5 отмечается в центральной части Усть-Тымской мегавпадины, охватывая северо-западный склон Северо-Парабельской мегамоноклинапи и их сочленение - район 1 {участок 1.1). На этом перспективном участке в пробуренных скважинах пласт Ю15 не испытывхчся.

Выделяется и предлагается центральная часть Неготского мезопрогнба как первоочередная зона для изучения и освоения нижнеюрских резервуаров Усть-Тымской мегавпадины (пластов Ю!6 и Юц), где происходит латеральное совпадение высокой тотности ресурсов аккумулированных тогурских нефтей по обоим пластам.

Распространение резервуара отложений коры выветривания Проанализированы результаты бурения 38-ми скважин, вскрывших доюрский фундамент. По вскрытым толщинам построена карта (рис. ЗЛА). Проанализированы петротипы пород фундамента, выходящих на доюрскую поверхность (рис. 3.7Б). Зоны выхода глинисто-кремнистых и магматических пород кислого состава на поверхность фундамента учтем как зоны распространения улучшенных коллекторов. Учтем и зоны коллекторов коры выветривания с неблагоприятными ФЕС, образованных по магматическим породам основного состава и по породам глинисто-сланцевой формации (рис. 3.8А).

Оценка распределения плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей в отложениях коры выветривания и районирование резервуара зоны контакта Используя карту распределения плотности генерированных тогурских нефтей (рис. 3.4) и карту толщин отложений коры выветривания (рис. 3.7А), построена схематическая карта распределения относительной плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей в резервуаре коры выветривания (рис. 3.8А).

В качестве первоочередного района поисков запежей нефти в резервуаре коры выветривания выделяется перспективная зона северо-восточного борта Усть-Тымской мегавпадины (рис. ЗЯБ). Эта зона сочетает высокую плотность ресурсов тогурских нефтей и улучшенные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Распространение палеозойского резервуара Используя схему распространения петротипов пород фундамента и тектонических нарушений (рис. 3.7Б), выделены области пород фундамента с потенциально улучшенными ФЕС, области с потенциально средними ФЕС и области с потенциально неблагоприятными ФЕС (рис. 3.9А). Затем, с учетом интенсивности разрывной тектоники в фундаменте, определены зоны коллекторов с лучшими, хорошими и удовлетворительными ФЕС.

Co17? 12

Рис. 3.5. Схематические карты распространения и толщин пласта Юк, (А) и пласта Ю15 (Б) в Усть-Тымской мегавпадине: 1 - граница распространения и изопахиты пласта (по Лифанову, 2012); 2 - скважина, использованная для построения карт: в числителе условный индекс скважины, в знаменателе - мощность пласта, м. Скважины: В362 - Вертолетная 362, К-Е352 - Киев-Еганская 352, К10 - Колпашевская 10, Кб - Колпашевская 6, Mol - Можанская 1, Му21 - Мурасовская 21, Пе1 - Песчаная 1, С37п - Сенькинская 37 параметрическая, Со 172 -Соболиная 172, Со 174 - Соболиная 174, То2 - Толпаровская 2; ТоЗ - Толпаровская 3, Т315 - Трассовая 315, ТуЗ - Тунгольская 3, Tin -Тымская 1 параметрическая, УЗОЗ - Ураловская 303, У-Т1 - Усть-Тымская 1, Чк17 — Чкаловская 17. Ю-П1 - Южно -Пыжинская 1, Я20 -Ясная 20. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 3.1

Рис. 3.6. Схемы районирования нижнеюрских резервуаров - пласта Ю|6 (А) и пласта Ю15 (Б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку А: 1-3 -районы, участки (номер ранжирования: диапазон значений плотности ресурсов, усл. ед.): / - больше 20, 2 - меньше 20, 3 - ресурсы не оценены. К рисунку Б: / 3 - районы, участки (номер ранжирования; диапазон значений плотности ресурсов, усл. ед.): 1 - больше 30, 2 -меньше 30, 3 - ресурсы не оценены; 4 - граница участка. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 3.1

Рис. 3.7 Схематические карты распространения пород коры выветривания (А) и распространения петротипов пород фундамента (по Лифанову, 2012; Недоливко и Ежовой, 2005) (Б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку А: 1 - изопахиты отложений коры; 2 - зона отсутствия коры выветривания; 3 - скважина, использованная для построения карты изопахит: в числителе условный индекс, в знаменателе

- мощность коры. К рисунку Б, фации комплексов пород фундамента: 4 - аспидная; 5 - базальтовая; 6 - базиты; 7 - глинисто-кремнистая; 8

- глинисто-сланцевая; 9 - гранодиориты; 10 - гранитоиды; 11 - карбонатная; 12 - терригенно-карбонатная; 13 - риолитовая; 14 -терригенная; 15 - тектонические нарушения; 16 - скважина, вскрывшая породы фундамента, ее условный индекс. Остальные обозначения те же, что на рис. 3.1.

Е13 14^^15»п.116

Рис. 3.8 Схема соотношения распределения плотности генерированных тогурских нефтей и качества коллекторов в резервуаре коры выветривания (А) и схема выделения первоочередных участков для поисков залежей углеводородов в отложениях коры выветривания (Б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку А: / - изолинии плотности генерированных нефтей, усл. ед.; 2 - зона отсутствия коры выветривания в пределах распространения тогурской свиты; 3 - зона отсутствия оценки плотности генерированных тогурских нефтей; 4 - зона коллекторов коры выветривания с улучшенными ФЕС; 5 - зоны коллекторов коры выветривания с неблагоприятными ФЕС. К рисунку Б: б - перспективный участок, номер ранжирования. Интенсивность закраски площади участка пропорциональна степени перспективности земель. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 3.7

К) 00

Рис. 3.9 Схема распределения петротипов пород, тектонических нарушений и качества коллекторов в палеозойском фундаменте (А) и схема выделения первоочередных участков для поисков залежей углеводородов в палеозойском резервуаре (Б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку А: /- область петротипов пород с потенциально улучшенными ФЕС; 2 - область петротипов пород с потенциально средними ФЕС; 3 - область петротипов пород с потенциально неблагоприятными ФЕС; 4 - тектонические нарушения; 5 - зона коллекторов с лучшими ФЕС; 6 - зона коллекторов с хорошими ФЕС; 7 - зона коллекторов с удовлетворительными ФЕС. К рисунку Б: 8 - изолинии значений плотности генерированных тогурских нефтей, усл. ед.; 9 - перспективный участок, номер ранжирования (интенсивность закраски площади участка пропорциональна степени перспективности участка); 10 - граница распространения нефтематеринской тогурской свиты. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 3.

\У14

Оценка распределения плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей в коренных породах фундамента и районирование палеозойского резервуара

Сопоставлением зон коллекторов, дифференцированных по петротипу коренных отложений и тектоническому фактору, с распределением плотности генерированных нефтей выделены и проранжированы 4-е перспективных участка палеозойского резервуара (рис. 3.9Б).

В качестве первоочередного района поисков залежей нефти в палеозойском резервуаре выделяется перспективная зона, объединяющая земчи северо-восточного склона Северо-Парабельской мегамоноклиначи и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба.

Выводы

1. Выполнен расчет значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза Усть-Тымской мегавпадины и восстановлена термическая история нефтепроизводящих баженовской и тогурской свит, построены карта плотности теплового потока и комплект карт геотемператур, с положением очагов интенсивной генерации баженовской и тогурской нефтей.

2. Рассчитан интегральный показатель и построены карты распределения плотности ресурсов генерированных баженовских и тогурских нефтей. На юго-восток расчетная плотность ресурсов баженовских нефтей закономерно и существенно уменьшается. А плотность ресурсов тогурских нефтей высока во всей области распространения тогурской свиты.

3. Построены карты распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей, раздельно для резервуара пласта Ю^ и резервуара пласта Ю15. Выделена первоочередная зона для изучения и освоения нижнеюрских резервуаров. Это наиболее перспективная зона приурочена к центральной части Неготского мезопрогиба.

4. Построена карта первично-аккумулированных ресурсов резервуара коры выветривания. В качестве первоочередного района поисков выделяется перспективная зона северо-восточного борта Усть-Тымской мегавпадины.

5. Выделены и проранжированы четыре перспективных участка палеозойского резервуара. В качестве первоочередного района поисков выделяется зона, объединяющая земли северо-восточного склона Северо-Парабельской мегамоноклинали и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба.

6. Выполненный прогноз нефтегазоносности и районирование нижнеюрских и доюрских резервуаров согласуется с данными опробования 19-ти глубоких скважин.

Приведенные выше выводы обосновывают 2-е защищаемое положение: «Созданы модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематерипских баженовских и тогурских отложений, модели аккумулирующих резервуаров и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского и доюрского НГК Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления».

4 Оценка нефтегазоносности нижнеюрских резервуаров Нюрольской

мегавпадины

Для проведения нефтегеологического моделирования и последующего прогнозирования выбраны 39-ть представительных глубоких скважин (рис. 4.1). Территория нефтепромыслов характеризуется высокой изученностью нефтематеринских отложений и нижнеюрских пластов сложного строения. Это позволяет и с большей подробностью охарактеризовать палеотемпературные условия реализации генерационного потенциала тогурских отложений, и учесть фациапьные особенности резервуаров.

Рис. 4.1 Схематическая карта нефтегазоносности Нюрольской мегавпадины на структурно-тектонической основе (Конторович, 2002): 1 - месторождения: а - нефтяное, б - конденсатное, в - газовое; 2 - граница Нюрольской мегавпадины; 3 - структура III порядка и ее условный номер; 4 — речная сеть; 5 - исследуемая скважина и ее условный индекс; 6 - условный номер месторождения с залежами в нижнеюрском НГК; 7 - граница зоны распространения тогурской свиты. Структуры III порядка: 1 - Кулан-Игайская впадина, 2 - Тамрадская впадина, 3 - Осевой прогиб, 4 - Тамянский прогиб; 5 - Фестивальный вал, 6 - Игольско-Таловое куполовидное поднятие. Месторождения: 28 - Южно-Майское; 34 - Майское: 40 - Северо-Фестивальное; 43 -Арчинское; 44 - Урманское; 46 - Среднемайское

Определение теплового потока При расчете значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза каждой скважины (решении обратных задач геотермии) в качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, замеренные при 63-х испытаниях скважин, и 67-м значений палеотемпературы, определенных из ОСВ.

Построена схематическая карта расчетных значений плотности теплового потока, показывающая заметную корреляцию с известными месторождениями УВ (рис. 4.2). Установлено, что тепловой поток от основания осадочного чехла к приповерхностному уровню разреза увеличивается в среднем на 2,5 мВт/м2, т. е. порядка на 3 %.

Рис. 4.2 Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза Нюрольской мегавпадины: 1 - значения изолиний, мВт/м2. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 4.1

Выполнено сопоставление полученных расчетных значений плотности теплового потока с экспериментальными данными А.Р. Курчикова и Б.П. Ставицкого (1987 г.) и А.Д. Дучкова (2000 г.). Экспериментальные данные характеризуются дискретными значениями в диапазоне 52-63 мВт/м2, на схеме - территория исследований оконтуривается изолинией 60 мВт/м2. Расчетные значения находятся в диапазоне 45-57 мВт/м2 (из основания осадочного разреза) и в диапазоне 47-61 мВт/м2 (у дневной поверхности).

Расчет палеотемператур отложений тогурской свиты, картирование очагов генерации тогурских нефтей Для восстановления термической истории (решением прямых задач геотермии) принята 21-а скважина, расположенная в зоне распространения тогурских отложений. По рассчитанным палеотемпературам построены схематические карты на 21-н ключевой момент геологического времени.

Условия ГЗН для тогурских нефтей наступают 91,6 млн лет назад, в альб-сеномане. Очаги интенсивной генерации нефти локализуются в центральной части Нюрольской мегавпадины и на северо-восточном борту депрессии. В турон-сантоне, начиная с 86,5 млн лет назад (время формирования ипатовской свиты), территория очага увеличивается, охватывая всю центральную часть Нюрольской мегавпадины, распространяясь вдоль восточного её борта на юг. Максимальный прогрев тогурских отложений на этот период достигает 115 °С. 61,7 млн лет назад, во время формирования ганькинской свиты, генерация нефтей происходит практически во всей области распространения тогурских отложений, за исключением небольшого участка в юго-западной части территории исследования. Максимальные изотермы в 115 "С оконтуривают Налимью площадь, восточный борт Тамрадской впадины, зону сочленения северного борта мегавпадины и Средневасюганского мегавала. 37,6 млн лет назад -время максимального прогрева осадочной толщи, ГЗН занимает всю территорию распространения тогурской свиты. Максимальные палеотемпературы достигают более 130 °С. На рубеже неогенового периода (24 млн лет назад) палеотемпературы начинают снижаться, а на юге и юго-востоке небольшие по площади участки выходят из ГЗН. К настоящему времени «остывание» осадочной толщи, связанное с изменением климатических условий в олигоцене, продолжается. Максимальные температуры в тогурской свите снизились до значений 115-120 "С. Расширилась и зона отсутствия условий ГЗН на юго-востоке.

Расчет плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей Для анализа территории по плотности генерированных тогурских нефтей для каждой из 21-ой скважины рассчитан интегральный показатель относительной плотности ресурсов генерированных нефтей (R). Путем интерполяции значений R, построена схематическая карта распределения плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей (рис. 4.3).

В зону наибольших значений плотности генерированных тогурских нефтей попадает Фестивальный вал, где залежи в нижнеюрском и палеозойском НГК уже открыты. Палеотемпературы, соответствующие нижней зоне газообразования (130 °С и выше), подтверждают фазовое состояние нижнеюрской газоконденсатной залежи на СевероФестивальном месторождении.

Распространение нижнеюрских резервуаров - пластов Юм и Юн Согласно (Лифанов, Нассонова, Лапина, 2011), образование пласта Ю]6 (песчано-гравийные разности верхнеурманской подсвиты) приурочено к достаточно узким руслам палеорек, огибающим с юго-востока и юго-запада Лавровский выступ и небольшие останцы фундамента (рис. 4.4А, жирный контур). Границы пласта 10, г, практически не выходят за пределы зоны распространения тогурской свиты.

Рис. 4.3 Схематическая карта распределения значений (усл. ед.) относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей Нюрольской мегавпадины. Показаны месторождения с залежами в нижнеюрском НГК. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 4.1

Площадь аккумуляции осадков салатской свиты значительно увеличена и песчаный пласт Ю15 имеет более широкое распространение (рис. 4.4Б). Ореол распространения пласта Юи выходит за границы тогурских отложений в пределах Лавровского мезовыступа, небольшого участка в северной части Чузикско-Чижапской мезоседловины и вдоль восточного и западного бортов северного вреза мегавпадины.

Оценка распределения плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей в пластах Ю/6и Ю15 и районирование нижнеюрских резервуаров

Учитывая площадное распространение пластов Ю16 и Ю|5, построены схемы районирования резервуаров по относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей (рис. 4.4).

Анализ проведенного районирования для резервуара пласта Юм показывает, что наиболее перспективными являются районы 1.1—1.3, значения плотности ресурсов достигают 130 усл.ед. (рис. 4.4А). Сопоставление результатов районирования нижнеюрского резервуара 10к, с данными по испытанию глубоких скважин, расположенных в пределах выделенных районов, показали подтверждение высокой перспективности района 1.2, где получен приток газоконденсата из этого резервуара в скважине Северо-Фестивальная 1.

6---7

Рис. 4.4 Схемы районирования пластов Ю|6 (А) и Ю|5 (Б) нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины по плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей. 1-6 - районы (номер ранжирования; диапазон значений плотности ресурсов, усл. ед.): 1. - 110-130, 2. - 90-110, 3. - 70-110, 4. - 50-110. 5. - 40-90. 6. - менее 40; 7 - границы районов. Месторождения: Майское (34), Северо-Фестивальное (40) с залежами в Ю^, (А) и Южно-Майское (28). Среднемайское (46), Арчинское (43), Урманское (44) с залежами в Ю15 (Б). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 4.1

Сопоставление результатов районирования с данными по испытанию резервуара пласта Юц (рис. 4.4Б) показало подтверждение высокой перспективности района 1.2, где при совместном испытании интервала пластов Юн-15 в скважине Северо-Фестивалыюй 1 получен приток газоконденсата. В районе 5 в результате сопоставления выявлено соответствие перспективного района и полученного притока газоконденсата при совместном испытании пласта 10|5 и резервуара коры выветривания (НГГЗК) в скважине Арчинская 40.

Выводы

1. Выполнено палеотемпературное моделирование в варианте решения обратной задачи геотермии - расчет плотности теплового потока из основания осадочного разреза Нюрольской мегавпадины, построена карта с сечением изолиний 2,5 мВт/м2. Установлено, что тепловой поток от основания осадочного чехла к приповерхностному уровню разреза увеличивается в среднем на 2,5 мВт/м2.

2. Сопоставление расчетных значений плотности теплового потока, полученных для территории Нюрольской мегавпадины, с экспериментальными данными показало их согласованность.

3. Методом палеотемпературного моделирования (в варианте решения прямой задачи геотермии) восстановлена термическая история пефтепрогаводящей тогурской свиты. Определены палеотемпературные условия реализации генерационного потенциала нефтематеринских отложений.

4. Рассчитан интегральный показатель плотности ресурсов генерированных нефтей. Выполнено построение карты распределения значений плотности генерированных тогурских нефтей.

5. С учетом фациальных особенностей нижнеюрских пластов выполнено построение карт распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей раздельно для резервуара пласта Ю]б и резервуара пласта Ю15. Выполненное районирование выявило первоочередную зону для изучения и освоения нижнеюрских резервуаров. Это северный борт Тамрадской впадины.

6. Перспективность зоны северного борта Тамрадской впадины согласуется положительными результатами испытаний глубоких скважин.

Приведенные выше выводы обосновывают 3-е защищаемое положение:

«Определены палеотемпературные условия реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, фациальные особенности аккумулирующих резервуаров и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины и структур обрамления».

5 Оценка нефтегазоносное™ нижнеюрского резервуара Верхнеляминского вала

Верхнеляминский вал объединяет ряд структур III порядка, осложненные структурами IV порядка, к которым приурочены месторождения УВ (рис. 5.1). Осадочный чехол достигает толщин более 3000 м. В нижнеюрских шеркалинских отложениях (.¡¡р-?) присутствуют потенциально материнские тогурская и радомская пачки.

Достаточно крупный масштаб исследований позволил для этой территории реализовать возможности методики исследований в части площадных палеоструктурных реконструкций с последующим учетом их результатов для определения палеоплощадей нефтесбора и локализации ресурсов.

Рис. 5.1 Схематическая карта нефтегазоносности Верхнеляминского вала, на основе (Атлас..., 2000): 1 - границы тектонических элементов I порядка; 2 - границы внутреннего районирования; 3 - месторождение УВ на сопредельных территориях; 4 - месторождение УВ и его условный номер с залежами а) нефти, б) газа, в) в нижнеюрском НГК; 5 - поисково-разведочная скважина и ее условный индекс; б - контур территории построения прогнозных карт. Месторождения УВ: 1 - Центральное; 2 - Назымское; 3 - Тункорское; 4 - Апрельское: 5 -Итьяхское; 6 - Тортасинское.

Определение плотности теплового потока Решением обратной задачи геотермии выполнен расчет плотности теплового потока из основания осадочного разреза по 37-и представительным глубоким скважинам выполнен. В качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, замеренные при 26-ти испытаниях скважин, и 113-ть значений палеотемпературы, определенных из ОСВ. Построены схематические карты расчетных значений плотности теплового потока (рис. 5.2).

• 29

Рис. 5.2 Схематические карты распределения значений плотности теплового потока через поверхность доюрского основания (А) и через дневную поверхность (Б) Верхнеляминского вала: / - месторождение и его условный номер; 2 - площадь нефтепоискового бурения и ее условный номер; 3 - поисково-разведочная скважина и ее условный номер; 4 - контур территории построения прогнозных карт; 5 - изолинии расчетных значений плотности теплового потока, мВт/м"

Расчет палеотемператур отложений шеркалинской свиты, картирование очагов генерации и зон аккумуляции тогурских нефтей Решением прямых задач геотермии в разрезах 20-ти скважин, вскрывших шеркалинскую свиту, восстановлена термическая история тогурских отложений. Построен комплект схематических карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской нефтепроизводяшей пачке на 5-ть ключевых времен истории осадконакопления (рис. 5.3). Карты палеотемператур совмещены с палеоструктурными картами кровли шеркалинской свиты.

Рис. 5.3 Схема положения очагов генерации и направлений возможной миграции тогурских нефтей 62 млн лет назад (А) и современное состояние (Б) Верхнеляминского вала: 1-4 - тоже, что на рисунке 5.2; 5 - изолинии значений температур в шеркапинской свите, °С; 6 - контур очага генерации нефтей; 7 - (палео)изогипсы кровли шеркалинской свиты,м; 8 - направления линий тока флюидов; 9 - генерализованные («тальвиговые») границы зон нефтесбора; 10 -линия выклинивания шеркалинских отложений

Резервуары пластов Ю,0 и Юц

В шеркалинских отложениях развиты резервуары пластов Юю и Юц (рис. 5.4). Рассчитан интегральный показатель для зон аккумуляции тогурских нефтей, учитывающий размер площади нефтесбора, температуру очага генерации нефти и время действия очага. Зоны аккумуляции тогурских нефтей Верхнеляминского вала дифференцируются по интегральному показателю, локализуя прогнозные ресурсы углеводородов (рис.5.4).

Рис.5.4 Схематическая карта распределения мощности шеркалинской свиты и районирования нижнеюрского НГК Верхнеляминского вала: 1 - граница распространения отложений шеркалинской свиты; 2 - изолинии значений мощности, м; 3 - зона аккумуляции тогурских нефтей и ее номер ранжирования; 4 - перспективная зона нижнеюрских резервуаров (пласты Юю и Юц), рекомендуемая для поисково-разведочных работ.

Выводы

1. Решением обратной задачи геотермии рассчитана плотность теплового потока из основания осадочного разреза и построена карта. Максимальное значение расчетной плотности теплового потока у дневной поверхности достигает 55 мВт/м2, что не противоречит значениям этого параметра, полученного экспериментальным путем.

2. Решением прямых задач геотермии выполнена оценка термических условий реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений. На палеоструктурной основе построен комплект карт положения очагов интенсивной генерации нефти

3. Определены зоны аккумуляции тогурских нефтей. Зоны аккумуляции дифференцируются по интегральному показателю, локализуя прогнозные ресурсы УВ.

4. Высокоперспективные зоны нижнеюрских резервуаров пластов Юю и Юц прогнозируются на землях Апрельского месторождения и Верхненазымской поисковой площади, а также в полосе выклинивания шеркалинских отложений в северо-восточной части вала.

Приведенные выше выводы обосновывают 4-е защищаемое положение: «Дана оценка термических условий реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, палеоструктурной обстановки аккумулирующего резервуара и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского НГК Верхнеляминского вала».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение, следующие:

1. Экспериментально обоснована и принята концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири.

2. В качестве базового звена методики нефтегеологической интерпретации реализован метод палеотемпературного моделирования, основанный на решении прямых и обратных задач геотермии в условиях седиментации. Интерпретационная модель решает концептуальную задачу об источнике УВ.

3. Применение метода палеотемпературного моделирования обеспечило анализ и количественную интерпретацию всего доступного комплекса геолого-геофизических данных.

4. В методике исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, индивидуальный для палеоклиматической зоны территорий исследований.

5. Сопоставительными расчетами установлено, что используемый программный комплекс Тер1оВ1а1о§, как компьютерная реализация метода палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, по эффективности не уступает лучшим отечественным программным комплексам.

Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 2-е защищаемое положение, следующие:

1. Для Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления выполнен расчет и построена карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза. Сопоставление расчетных значений с данными о плотности теплового потока, полученными экспериментальным путем, подтвердило достоверность модельных расчетов.

2. Восстановлена термическая история всех свит, включая нефтепроизводящие баженовскую и тогурскую. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в баженовской и тогурской свитах.

3. Рассчитан интегральный показатель плотности ресурсов, выполнено построение карт распределения значений плотности генерированных баженовских и тогурских нефтей. Установлено, что на Правобережье Оби расчетная плотность ресурсов баженовских нефтей закономерно и существенно уменьшается.

4. Закартированы аккумулирующие объемы нижнеюрских и доюрских резервуаров и построены карты распределения относительной плотности ресурсов первично-

аккумулированных тогурскнх нефтей Усть-Тымской мегавпаднны, раздельно для резервуара пласта Ю16, резервуара пласта Ю15, резервуара коры выветривания и палеозойского резервуара. Выделены и рекомендованы в качестве первоочередных для поисков наиболее перспективные зоны, районы, участки.

5. Установлено, что согласованность геофизического прогноза с данными бурения составляет порядка 95%.

Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 3-е защищаемое положение, следующие:

1. Для Нюрольской мегавпадины и структур обрамления выполнено моделирование плотности теплового потока из основания осадочного разреза. Достоверность расчетных значений подтверждается проведенными ранее экспериментальными исследованиями.

2. Восстановлена термическая история свит и толщ осадочного чехла. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской свите.

3. Рассчитан интегральный показатель относительной плотности ресурсов и построена карта распределения значений плотности генерированных тогурскнх нефтей.

4. Построены карты распространения нижнеюрских пластов и распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурскнх нефтей для резервуара пласта Ю]6 и резервуара пласта Юи, раздельно. Выделена и рекомендована первоочередная зона для изучения и освоения нижнеюрских резервуаров Нюрольской мегавпадины.

Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 4-е защищаемое положение, следующие:

1. Выполнен расчет плотности теплового потока из основания осадочного разреза Верхнеляминского вала. Построенные карты расчетных значений плотности теплового потока не противоречат значениям этого параметра, полученным экспериментальным путем.

2. В разрезах скважин, вскрывших нижнеюрскую шеркалинскую свиту, восстановлена палеоструктурная обстановка и термическая история тогурскнх отложений. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти, определены зоны аккумуляции тогурскнх нефтей.

3. Рассчитан интегральный показатель для зон аккумуляции тогурскнх нефтей, учитывающий размер площади нефтесбора, температуру очага генерации нефти и время действия очага. Зоны аккумуляг/ии тогурских нефтей Верхнеляминского вата дифференцированы (ранжированы) по интегральному показателю, локализуя прогнозные ресурсы углеводородов.

СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Публикации в журналах перечня ВАК

1 Лобова Г.А. Очаги генерации тогуреких нефтей центральной части Югорского свода // Ученые записки Казанского гос. ун-та. - 2008. - Т. 150 - кн. 3. - С. 169-182.

2 Исаев В.И., Лобова Г.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия ТПУ. -2008.-Т. 313.-№ 1. -С.38^13.

3 Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Исаева О.С., Лобова Г.А. Ппотностное моделирование фундамента осадочного разреза и прогноз зон нефтегазонакопления (на примере Южного Сахалина и Западной Сибири) // Тихоокеанская геология. - 2008. - Т. 27 - № 3. - С. 3-17.

4 Исаев В.И., Лобова Г.А. Зона нефтегазонакопления доюрского комплекса Сургутского свода (по результатам геоплотностного моделирования) // Разведка и охрана недр. -2010,- № 8. - С.27 - 30.

5 Гуленок Р.Ю., Исаев В.И., Косыгин В.Ю., Лобова Г.А., Старостенко В.И. Оценка нефтегазоносное™ осадочных бассейнов Дальнего Востока и Западной Сибири по данным гравиметрии и геотермии //Тихоокеанская геология. -2011. - Т. 30. -№ 4.-С. 3-18.

6 Лобова Г.А. Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины // Известия ТПУ. - 2012. - Т. 321. - № 1 - С. 122-128.

7 Лобова Г.А. Оценка перспектив нефтегазоносное™ верхнеюрско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины по результатам палеотемпературного моделирования // Вестник Воронежского гос. ун-та. Геология. — 2012. - № 2. - С. 169-178.

8 Лобова Г.А. Оценка геотемпературных условий генерации баженовских нефтей промысловых районов Томской области // Геофизика. - 2012. - № 6. - С. 35- 41.

9 Лобова Г.А., Осипова E.H., Криницына К.А., Останкова Ю.Г. Влияние палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовской свитой (на широтах Томской облас™) // Известия ТПУ. - 2013. - Т. 322. - № 1 -С. 45-51.

10 Коржов Ю.В., Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г.А. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов) // Известия ТПУ. - 2013. - Т. 323. -№ 1. - С. 51-56.

11 Осипова E.H., Лобова Г.А. Геотемпературный режим баженовской свиты и нефтеперспективные зоны меловых отложений (Нюрольская мегавпадина) // Известия ТПУ. -2013. -Т. 322.-№ 1-С. 51-56.

12 Лобова Г.А., Попов С.А., Фомин А.Н. Локализация прогнозных ресурсов нефти юрско-меловых НГК Усть-Тымской мегавпадины // Нефтяное хозяйство-2013-№2 - С.36-40.

13 Лобова Г.А., Исаев В.И., Панова A.C., Исаева О.С. Результаты выделения нефтеперспектнвных зон меловых отложений Нюрольской мегавпадины по геотемпературному критерию // Каротажник. - 2013. - вып.4 (226) - С. 3-15.

14 Лобова Г.А., Власова A.B. Реконструкции геотермического режима материнской тогурской свиты и обоснование районов аккумуляции нефти в нижнеюрском и палеозойском комплексах Нюрольской мегавпадины // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2013. — Т.8.-№2.-http://\vw\v.ngtp.ru/rub/6/15_2013.pdf.

15 Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Жильцова A.A., Кузина М.Я. Поисковая геохимия по ароматическим углеводородам и модель межпластовой вертикальной миграции нефтяных углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2013. -№ 12. - С. 30 - 36.

16 Лобова Г.А., Власова A.B., Исаева О.С., Исаев В.И. Реконструкции термической истории нефтематеринских тогурских отложений и оценка распредеделения плотности ресурсов пластов Ю|6 и Ю,5 // Известия ТПУ. - 2014. - Т. 324. -№ 1. - С. 119-127.

17 Лобова Г.А., Коржов Ю.В., Кудряшова Л.К. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений по данным гравиразведки и геохимии (Тюменская область) // Известия ТПУ.- 2014. - Т. 324. -№ 1. - С. 65-72.

18 Лобова Г.А. Поиски углеводородов в доюрском фундаменте центральной части Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т.9. - №1. -http://vvvv\v.ngtp.ru/rub/4/4_2014.pdf.

19 Лобова Г.А., Стоцкий В.В., Исаев В.И. Влияние палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовских отложений юго-востока Западной Сибири (Новосибирская область) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2014. -Т. 9. -№ 3. -http://\v\v\v.ngtp.ru/rub/4/3l_20l4.pdf.

20 Исаев В.И., Лобова Г.А., Осипова E.H. Нефтегазоносность нижнеюрского и ачимовского резервуаров Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55. -№ 12.-С. 1775-1786.

21 Лобова Г.А. Нефтегазоносность нижнеюрских и палеозойского резервуаров Усть-Тымской мегавпадины (по геотермическим данным) // Вестник Воронежского гос. ун-та. Геология,-2015.-№ 1.-С. 89-94.

22 Осипова E.H., Лобова Г.А., Исаев В.И., Старостенко В.И. Нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Нюрольской мегавпадины // Известия ТПУ. -2015. - Т. 326. -№ 1. -С. 14-33.

23 Исаев В.И., Лобова Г.А., Фомин А.Н. Влияние палеоклимата на геотермический режим баженовских отложений юго-востока Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 3 - С. 4-11.

Монографии

24 Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Попов С.А. Нефтегазоносность Дальнего Востока и Западной Сибири по данным гравиметрии, геотермии и геохимии. - Томск: Изд-во ТПУ, 2011.-384.

25 Исаев В.И., Лобова Г.А., Коржов Ю.В., Кузина М.Я., Кудряшова Л.К., Сунгурова О.Г. Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири. - Томск: Изд-во ТПУ, 2014. - 112 с.

Публикация в международных научных журналах

26 Исаев В.И., Лобова Г.А., Рояк М.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. - 2009. - Т. 31. - №2. - С. 15^16.

27 Лобова Г.А. Нефтегазоносность Усть-Тымской мегавпадины // Геофизический журнал. - 2013. - Т. 35. - № 4 - С. 28 - 39.

28 Лобова Г.А., Искоркина А.А., Исаев В.И., Старостенко В.И. Нефтегазоносность нижнеюрских и доюрских резервуаров Усть-Тымской мегавпадины // Геофизический журнал. -2015. - Т. 37. -№ 1.-С. 3-20.

29 Isaev V.I., Gulenok R.Y., Isaeva O.S., Lobova G.A. Density Modeling of the Basement of Sedimentary Sequenc and Prediction of Oil-Gas Accumulation: Evidence from South Sakhalin and West Siberia // Russian Journal of Pacific Geology. - 2008. - Vol. 2. - No. 3. - pp. 191-204.

30 Gulenok R.Yu„ Isaev V.I., Kosygin V.Yu., Lobova G.A., Starostenko V.I. Estimation of the Oil-and-Gas Potential of Sedimentary Depression in the Far East and West Siberia Based on Gravimetry and Geothermy Data // Russian Journal of Pacific Geology. - 2011. - Vol. 5. - No. 4. -pp. 273-287.

31 Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N. The oil and gas contents of the Lower Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurol'ka megadepression // Russian Geology and Geophysics. -2014.-Vol. 55.-pp. 1418-1428.

32 Lobova G. A., Osipova E. N., Isaev V. I., Terre D. A. Petroleum potential of Lower-Jurassic deposits in Nurolsk megadepression // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - 2015 - Vol. 24, Article number 012001. - http://iopscience.iop.org/I755-1315/24/l/012001/pdf/1755-1315_2 4_l_012001.pdf

Подписано к печати 20.05.2015. Формат 60x84/16. Бумага «Снегурочка». Печать XEROX. Усл. печ. л. 2,56. Уч.-изд. л. 2,31.

_Заказ 343-15. Тираж 125 экз._

ч Национальный исследовательский Томский политехнический университет - ^ ' Система менеджмента качества г • --

"Л^-^у Издательства Томского политехнического университета

_сертифицирована в соответствии с требованиями ISO 9001:2008

ИЗДАТЕЛЬСТВО W ТПУ. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30 Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru

Информация о работе

Лобова, Галина Анатольевна
доктора геолого-минералогических наук
Томск, 2015
ВАК 25.00.10

Автореферат

Похожие работы