CC BY
182
УДК 553.98:551.763:550.836
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НИЖНЕМЕЛОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЮРОЛЬСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ
Осипова Елизавета Николаевна,
ассистент кафедры геологии и разведки полезных ископаемых Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 635050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: osipovaen@list.ru
Лобова Галина Анатольевна,
канд. геол.-минерал. наук, доцент кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 635050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: lobovaga@tpu.ru
Исаев Валерий Иванович,
д-р геол.-минерал. наук, профессор кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: isaevvi@tpu.ru
Старостенко Виталий Иванович,
д-р физ.-мат. наук, академик НАН Украины, директор Института геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины, Украина, 03142, г. Киев, пр. Палладина, д. 32. E-mail: vstar@igph.kiev.ua
Актуальность исследований обусловлена необходимостью воспроизводства и расширения ресурсной базы территории нефтепромыслов Томской области. Это направление развития нефтегазового комплекса, наращивания сырьевого потенциала является ресурсосберегающим, минимизирующим объемы капитальных затрат на разведку, освоение и последующую добычу. Цель исследований: определить и предложить первоочередные районы для поисков и освоения нижнемелового нефтегазоносного комплекса на территории Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления.
Объекты исследований: склоновые (клиноформные) части циклитов неокома - ачимовский резервуар, и ундаформные (мел-ководно-шельфовые) части циклитов неокома - шельфовый резервуар. Отложения неокома слабоизучены и характеризуются сложным типом ловушек и трудной идентификацией продуктивных пластов.
Методы исследований: геокартирование резервуаров; компьютерные палеотектонические реконструкции и палеотемператур-ное моделирование разреза осадочного чехла, включая нефтематеринские отложения; выделение по геотемпературному критерию и картирование очагов интенсивной генерации баженовских нефтей; оценка распределения плотности генерированных нефтей; оценка и анализ распределения относительной плотности ресурсов нефтей в ачимовском и шельфовом резервуарах неокома; районирование резервуаров по степени перспективности.
Результаты исследований. Дана объемно-площадная характеристика ачимовского и шельфового резервуаров неокома - построены карты суммарных толщин 7-ми циклитов ачимовских и 5-ти циклитов шельфовых отложений; реконструирована термическая история баженовских отложений в разрезах 39-ти глубоких скважин; на 18-ти ключевых моментах геологического времени выделены и закартированы палеоочаги генерации баженовских нефтей; построена карта распределения плотности ресурсов генерированных нефтей; построены карты распределения относительной плотности аккумулированных ресурсов и выполнено районирование ачимовского и шельфового резервуаров; предложены первоочередные районы поисков для ачимовского резервуара - зона юго-восточного склона Каймысовского свода, зона сочленения Чузикско-Чижапской и Шингинской мезосед-ловин, 30-километровая зона субмеридиального простирания в центральной части Нюрольской мегавпадины; предложены первоочередные районы поисков для шельфового резервуара - зона меридионального простирания, охватывающая восточную половину Кулан-Игайской впадины и западную часть Фестивального вала (3500 км2), и зона сочленения северного борта Нюрольской мегавпадины с восточным склоном Каймысовского свода и c юго-западным склоном Средневасюганского мегавала (500 км2).
Ключевые слова:
Ачимовский и шельфовый резервуары неокома, термическая история баженовских отложений, плотность ресурсов генерированных нефтей, Нюрольская мегавпадина.
Введение
Представление о клиноформном строении верхнеюрских и нижнемеловых отложений ЗападноСибирской плиты формировалось более 50 лет, начиная с работ Ф.Г. Гурари (1962). Тектоно-седи-ментационной истории и нефтегазоносности нижнемеловых отложений Западной Сибири посвящен ряд новейших работ ученых и специалистов
[1, 2 и др.]. В нижней части мелового разреза -неокоме, в ачимовских отложениях, открыты крупные промышленные залежи углеводородов (УВ) практически на всей территории Западной Сибири, за исключением юго-востока [3].
Территория исследований - юго-восток Западной Сибири, земли действующих нефтепромыслов Томской области (рис. 1, А). Наращивание и осво-
ение на этих землях сырьевого потенциала - одно из ключевых направлений развития томского нефтегазового комплекса. Это направление, очевидно, является наиболее ресурсосберегающим, минимизирующим объемы капитальных затрат. Разрабатываемые здесь залежи в основном принадлежат верхнеюрскому нефтегазоносному комплексу (НГК). Нефтяные месторождения, включая наиболее крупные, приурочены к антиклинальным структурам. Однако к настоящему времени фонд антиклинальных структур практически исчерпан. Высокая плотность сейсморазведочных работ не позволяет рассчитывать на открытие новых залежей в антиклинальных структурах, а следовательно, и на существенное расширение разведочной и промысловой базы в этом НГК. Поэтому, наряду с выявлением неантиклинальных поисковых объектов в верхнеюрской васюганской свите, приоритетными направлениями геологоразведочных работ становятся поиски и разведка залежей УВ в сложнопостроенных ловушках, приуроченных к нижнеюрскому и меловому (неокомскому) НГК.
Объектом настоящих прогнозных исследований являются склоновые (клиноформные) части циклитов неокома - ачимовский резервуар и унда-формные (мелководно-шельфовые) части цикли-тов неокома - шельфовый резервуар.
В Томской области поиски и разведка в меловом НГК ранее были малопривлекательными из-за сложного типа ловушек, а низкоомность продуктивных пластов неокома существенно затрудняла их идентификацию в разрезе. На сегодняшний день возможности высокоразрешающей поисковой сейсморазведки и новые методики интерпретации данных ГИС снимают указанные трудности [4 и др.]. Определить и предложить первоочередные районы для изучения и освоения нижнемелового НГК - цель проведенных исследований.
Исследования выполнены на базе палеотекто-нических реконструкций и палеотемпературного моделирования, выделения по геотемпературному критерию и картирования очагов интенсивной генерации баженовских нефтей, анализа распределения плотности ресурсов нефтей в ачимовском и шельфовом резервуарах и, как следствие, последующего районирования этих резервуаров по степени перспективности.
Источником формирования залежей УВ в ловушках верхнеюрского и мелового НГК является рассеянное органическое вещество (РОВ) отложений баженовской свиты. Проблематичность возможности, дальности и вероятных механизмов миграции нефти из баженовских отложений в вышележащие коллекторы находит разрешение в результатах послойного изучения «прямыми» методами органической геохимии продуктивных, нади подпродуктивных отложений. Так, согласно полученным результатам по Рогожниковской группе месторождений Красноленинского свода [5, 6], расстояние вертикального межпластового перемещения УВ из юрской зоны (тутлеймской свиты) в
меловые отложения оценивается в 800...1000 м (до хантымансийской свиты). Мигрирующие по вертикали УВ только «притормаживаются» флюидоу-порами, накапливаясь в коллекторах.
При катагенезе РОВ решающим фактором интенсивности генерации УВ являются геотемпературы [7, 8]. Балансовая модель процессов нефтега-зообразования в баженовской свите [9] позволяет по геотемпературному критерию прогнозировать очаги интенсивного образования УВ из РОВ: с 85-95 °С - вхождение материнских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН). Балансовая модель А.Э. Конторовича и пороговые геотемпературы ГЗН [9] подтверждаются результатами экспериментальных и теоретических исследований [10, 11 и др.].
Ранее, в работе [12], уже рассматривались очаги генерации баженовских нефтей и нефтеперс-пективные зоны меловых отложений Нюрольской мегавпадины. Если ранее [12] очаги генерации были выделены на построенной карте распределения измеренных пластовых температур верхнеюрских отложений, то в настоящей работе палеоочаги генерации баженовских нефтей выделены по результатам математического моделирования термической истории непосредственно баженовских отложений, а нефтеперспективные зоны определены для клиноформных и шельфовых отложений неокома раздельно.
Характеристика нефтегазоносности территории
Основная часть территории исследования расположена в пределах Каймысовской нефтегазоносной области. Продуктивными комплексами являются меловой, верхнеюрский, среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский. На территории исследований открыто 49 месторождений УВ (рис. 1, А).
Для средне-, нижнеюрского и палеозойского НГК нефтематеринской является тогурская свита (/^О с РОВ гумусового и смешанного типов [13]. Отложения свиты выклиниваются на положительных структурах, над выступами кристаллического фундамента.
В палеозойском НГК коллекторскими свойствами обладают измененные породы, развитые по карбонатным и терригенно-карбонатным образованиям, а также кора выветривания по магматическим и метаморфическим породам кислого состава. Нижнеюрский НГК представлен песчаными пластами Ю17-16 урманской и Ю15 салатской свит, с ловушками структурно-литологического и тектонически экранированного типа. Среднеюрский НГК сформировался в объеме салатской и тюменской свит, где выделяются песчано-алевритовые пласты Ю14-2, разделенные углисто-глинистыми пачками. Верхнеюрский НГК объединяет васюган-скую, георгиевскую и баженовскую свиты. Васю-ганская свита разделена по литологическому составу на нижнюю, существенно глинистую, и верхнюю подсвиты, где 4-5 песчаных пластов в совокупности составляют регионально-нефтегазонос-
Fig. 1.
3 4 • СЮ-2 5 А 6 7 k5tS
Рис. 1.
Схематические карты нефтегазоносности (А) на тектонической основе [14] и распределения значений плотности теплового потока из доюрского основания (Б) Нюрольской мегавпадины: 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 (палеотемпературное моделирование) и ее условный индекс; 6) условный номер месторождения мелового НГК: 1 - Южно-Черемшанское; 2 - Южно-Мыльджинское; 3 - Мыльджинское; 7) граница зоны распространения тогурской свиты; 8) изолинии значений расчетной плотности теплового потока из основания осадочного чехла, мВт/м2. Структуры: 1 - Кулан-Игайская впадина, 2 - Тамрадская впадина, 3 - Осевой прогиб, 4 - Тамянский прогиб; 5 -Фестивальный вал, 6 - Игольско-Таловое куполовидное поднятие
Contour maps of oil-and-gas tectonic-based potential [14] (A) and heat flow density values distribution from pre-Jurassic base (Б) to Nyurol'ka megadepression: 1) deposits: а - oil, б - condensate, в - gas; 2) Nyurol'ka megadepression boundary; 3) structure of III order and its reference number; 4) river net; 5) the well under study (paleotemperature modelling) and its conventional index; 6) reference number of a deposit of a cretaceous oil and gas complex: 1 - Yuzhno-Cheremshanskoe; 2 -Yuzhno-Myldzhinskoe; 3 - Myldzhinskoe; 7) the boundary of a zone where togursk strata is spread; 8) isolines of reference density values of a heat flow from a sedimentary section base, mW/m2. Structures: 1 - Kulan-Igaysk depression, 2 - Tamrad-skaya depression, 3 - Osevoy downfold, 4 - Tamyansk downfold; 5 - Festivalny swell, 6 - Igolsko-Talovoe arch
ный горизонт Ю^ Георгиевская свита имеет глинистый состав и весьма непостоянную мощность по площади.
Для нижнемелового и верхнеюрского НГК основным источником углеводородов является РОВ сапропелевого типа баженовской свиты (/3и), региональный генерационный потенциал которой обусловлен высоким содержанием Сорг (до 12 %), катагенезом средины градации МК1 и распространением по всей площади исследований мощностью от 8 до 30 м [8].
Меловой НГК характеризуется сложным геологическим строением пластов от берриаса до нижнего апта, преимущественным развитием неантиклинальных ловушек литологического и комбинированного типов [15].
В юго-восточной части Западной Сибири (Томская область) с востока на запад выделяется ряд палеогеоморфологических обстановок осадконако-пления: континентальная, прибрежно-морская, мелководно-шельфовая (ундаформная), склоновая и депрессионная (фондоформная). Склоновую принято называть клиноформной частью морских отложений неокома.
Клиноформные осадки (ачимовские пласты) отнесены к перспективным, и они нефтегазоносны на Мыльджинском месторождении (табл. 1). Испытания отложений ачимовского резервуара в ряде скважин на других площадях не дали положительных результатов: Шахматная 1 (рис. 1, А, условный индекс Ша-1), интервал 2344...2379 м -«сухо»; Южно-Черемшанская 337 (рис. 1, А, ЮЧ-337), интервал 2668.2628 м - «сухо»; Южно-Черемшанская 340, интервал 2383.2458 м - «вода»; Таловая 6, интервал 2748.2757 м - «вода».
В пределах исследуемой территории картируются мелководно-шельфовые (ундаформные) части пяти, из десяти выделенных в Томской области, субмеридионально вытянутых циклитов [16]. Они, «черепицеобразно накладывающиеся друг на друга», смещаются с востока на запад. Наиболее древний Вахский циклит, занимая восточную часть территории, перекрывается осадками Столбового циклита, перекрытого Лонтынь-Яхским циклитом, на котором залегает Первомайский циклит. Последний перекрывается наиболее молодым Сороминским циклитом, расположенным в западной части исследуемой территории. Соро-
Таблица 1. Характеристика месторождений Нюрольской мегавпадины и структур обрамления с залежами в меловом нефтегазоносном комплексе
Table 1. Characteristic of Nyurol'ka megadepression fields and framing structures with deposits in Cretaceous oil and gas complex
Месторождение Deposit НГК Oil and gas complex Фазовое состояние Phase state Горизонт, пласт Horizon, formation
Южно-Черемшанское Yuzhno-Cheremshanskoe Меловой Cretaceous Нефть/Oil А2-7, А9^0, ^^ Б12—13
Газ/Gas А2-7, Б0, 4-13
Южно-Мыльджинское Yuzhno-Myldzhinskoe Нефть/Oil Б9-13
Газ/Gas ^^ ^l-b Б13
Мыльджинское Myldzhinskoe Газоконденсат Gas condensate А2^ Б0,4-10, 12, 13, Б16-20
Верхнеюрский Upper-Jurassic Газоконденсат, нефть Gas condensate, oil Ю1
минскии циклит размещается в основном на тюменских землях. Залежи УВ в шельфовом резервуаре неокома на территории исследовании разрабатываются на 3-х месторождениях.
Определенные трудности в изучении нижнемеловых отложении создает неоднозначная индексация и стратиграфическая привязка морских пластов неокома. Мы пользуемся индексацией томских геологов [15]. В материалах по испытанию глубоких скважин, использованных в наших исследованиях, мелководно-шельфовые отложения рассматриваются нами в объеме пластов Б8-Б12 тарской свиты, а клиноформные отложения - в объеме пластов Б16-20 куломзинской свиты.
Распространение ачимовского и шельфового резервуаров
С использованием работы [16] нами обобщено развитие клиноформных неокомских отложений для Нюрольской мегавпадины и обрамляющих ее положительных структур (рис. 2). Рис. 2, А показывает схему расположения и толщины клинофор-мных коллекторов семи циклитов. На основе этой схемы построена карта суммарных толщин ачимовского резервуара (рис. 2, Б).
Наибольшие толщины ачимовского резервуара (до 80 м) картируются на северо-восточном склоне Каймысовского свода, до 60 м - в зоне сочленения Нюрольской мегавпадины и Северо-Межовской
Рис. 2. Схематические карты изопахит клиноформ по циклитам неокома (А) по данным [16], суммарных толщин ачимовского резервуара (Б) Нюрольской мегавпадины. Мощности клиноформ циклитов, м: 1) Первомайского, 2) Лонтынь-Яхского, 3) Столбового, 4) Вахского, 5) Назинского, 6) Нюрольского, 7) Казанского; 8) суммарные толщины, м. Показано Мыльджинское месторождение с газоконденсатными залежами в коллекторах клиноформ. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Fig. 2. Contour maps of clinoform isopachs according to Neocomian cyclites (A) by the data in [16], cumulative thickness of Achimov-ka reservoir (Б) of the Nyurol'ka megadepression. Thickness of cyclites clinoforms, m: 1) Pervomaysky, 2) Lontyn-Yakhsky, 3) Stolbovoy, 4) Vakhsky, 5) Nazinsky, 6) Nyurolsky, 7) Kazansky; 8) cumulative thickness, m. The figure demonstrates Myldzhinskoe field with gas condensate deposits in clinoform reservoir rocks. The rest symbols are the same as in Fig. 1
Рис. 3. Схематические карты изопахит мелководно-шельфовой части циклитов (А) и суммарных толщин шельфовых пластов (Б) неокома Нюрольской мегавпадины. Изопахиты циклитов, м: 1) Сороминского, 2) Первомайского, 3) Лонтынь-Ях-ского, 4) Столбового, 5) Вахского; 6) скважины, в которых вскрыты и проведены испытания ундаформных пластов неокома, условный индекс скважины; 7) месторождения с залежами УВ в коллекторах мелководного шельфа; 8) суммарные толщины, м. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Fig. 3. Contour maps of isopachs in shallow shelf parts of cyclites (A) and cumulative thickness of shelf layers (Б) of Neocomian Ny-urol'ka megadepression. Cyclites isopachs, m: 1) Sorominsky, 2) Pervomaysky, 3) Lontyn-Yakhsky, 4) Stolbovoy, 5) Vakhsky; 6) wells, where Neocomian undaform layers were entered and tested, conventional index of the well; 7) fields with hydrocarbon deposits in reservoir rocks of a shallow shelf; 8) cumulative thickness, m. The rest symbols are the same as in Fig. 1
мегамоноклинали. Клиноформные отложения (до 40 м) распространены в северо-западной части мегавпадины, западной части Осевого прогиба и северо-восточнее Тамянского прогиба. Отсутствие ачи-мовского резервуара обозначается крупным «заливом» в юго-западной части территории исследований и подковообразной полосой на востоке.
На основе ранее проведенных исследований [15, 16] нами обобщено развитие нижнемеловых мелководно-шельфовых отложений для Нюроль-ской мегавпадины и обрамляющих ее положительных структур (рис. 3). Распространение отложений Сороминского циклита исследователями не картировалось, поэтому в нашей работе толщина отложений мелководного шельфа Сороминского циклита учтена по данным бурения глубоких скважин, в которых проводились исследования неокома (табл. 2).
Схематическая карта на рис. 3, А иллюстрирует толщины мелководно-шельфовых частей пяти циклитов. Путем интерполяции и суммирования построена схематическая карта суммарных толщин отложений шельфового резервуара неокома (рис. 3, Б).
О методике палеотемпературного моделирования
Восстановление термической истории отложений баженовской свиты выполнено на основе пале-отектонических реконструкций и палеотемпера-
турного моделирования [17]. В модели процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения
_±[xd_U1 = f
a dt dZ \ dZ)
(1)
где X - теплопроводность; а - температуропроводность; / - плотность тепловыделения внутренних источников тепла; и - температура; 1 - расстояние от основания осадочного разреза; I - время. С краевыми условиями
и, = и ((), (2)
_х
dU "dZ
= q(t),
(3)
где е=е(^ - верхняя граница осадочной толщи; д^) - тепловой поток из основания осадочного разреза. Как видно из формулировки задачи, палео-тектонические реконструкции непосредственно сопряжены с расчетом палеотемператур.
Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов Н1, для каждого из которых заданы теплопроводность X, температуропроводность а, плотность тепловыделения радиоактивных источников /1 в породах осадочного разреза и время осадконакопления ti (рис. 4). Скорость осадконакопления V может быть нулевой и
Z=0
Таблица 2. Данные* по испытанию глубоких скважин, в которых исследовались ундаформные отложения тарской свиты Ню-
рольской мегавпадины и структур обрамления Table 2. Data* on testing deep wells where undamorf deposits of Tarsk strata of Nyurol'ka megadepression and framing structures were studied
Название площади, номер скважины Area name, well number Условный индекс скважины (рис. 3, Б) Conventional index of a well (Fig. 3, Б) Интервал (глубина) испытания, м I nterval (depth) of testing, m Пласты Layers Приток, м3/сут. Influx, m3/day Тип флюида Fluid type
Волковская 1/Volkovskaya 1 В-1 2243...2268 Б8 4,0
Лонтынь-Яхская 58/Lontyn-Yakhskaya 58 ЛЯ-58 2177.2184 Б8 55,2
Лонтынь-Яхская 59/Lontyn-Yakhskaya 59 ЛЯ-59 2082.2111 Б8 5,8
2228.2297 Б10 2,5
Лонтынь-Яхская 61/Lontyn-Yakhskaya 61 ЛЯ-61 2079.2101 Б8 7,7
Лонтынь-Яхская 63/Lontyn-Yakhskaya 63 ЛЯ-63 2104.2133 Б9 3,0
Шахматная 1/Shakhmatnaya 1 Ша-1 2183.2200 Б8 2,5
2214.2255 Б10 7,3
Шахматная 2/Shakhmatnaya 2 Ша-2 2232.2322 Б10—11 3,4 Вода/Water
Поселковая 2/Poselkovaya 2 Пос-2 2355.2374 Б10 7,4
2176.2180 Б9 691,2
Моисеевская 1/Moiseevskaya 1 М-1 2229.2232 Б11 357,6
2243.2247 Б12 324,0
Моисеевская 2/Moiseevskaya 2 М-2 2268.2274 Б12 21,6
Моисеевская 3/Moiseevskaya 3 М-3 2141.2145 Б8 58,0
2239.2243 Б12 278,8
Тагайская 3/Tagayskaya 3 Таг-3 2323.2329 Б9 34,0
Тагайская 9/Tagayskaya 9 Таг-9 2455.2465 Б9 557,0
2264.2269 Б8 7,1/1,6 Нефть/вода /Oil/Water
Южно-Черемшанская 2/Yuzhno-Cheremshanskaya 2 ЮЧ-2 2271.2273 Б8-9 8,2 Нефть/Oil
2264.2274 Б9 35,7
Южно-Черемшанская 3/Yuzhno-Cheremshanskaya 3 ЮЧ-3 2328.2330 Б8 41,0/33,0 Нефть/вода/Oil/Water
2354.2357 Б11-12 35,2/1,8
Южно-Черемшанская 339/Yuzhno-Cheremshanskaya 339 ЮЧ-339 2390.2425 Б10 12,8
Южно-Черемшанская 342/Yuzhno-Cheremshanskaya 342 ЮЧ-342 2429.2518 Б8-10 4,2
Южно-Черемшанская 344/Yuzhno-Cheremshanskaya 344 ЮЧ-344 2450.2494 Б10 2,5 Вода/Water
Заячья 50/Zayachya 50 За-50 2564.2624 Б10 0,5
Чворовая 3/Chvorovaya 3 Чв-3 2450.24923 Б9 6,0
Фестивальная 250/Festivalnaya 250 Фе-250 2422.2438 Б10 40,0
Фестивальная 253/Festivalnaya 253 Фе-253 2550.2576 Б10 2,2 Вода+газ/Water+gas
Нюльгинская 1/Nyulginskaya 1 Ню-1 2499.2527 Б13 5,6
Игольская 2/Igolskaya 2 Иг-2 2420.2450 Б12 5,7
Тальянская 1/Talyanskaya 1 Т-1 2442.2521 Б12 10,9
Пешеходная 1 параметрическая П-1п 2262.2295 Б9 4,4
Peshekhodnaya 1 parametrical 2325.2350 Б12 5,4
2199.2204 Б8 4,0
Глухариная 2/Glukharinaya 2 Глу-2 2230.2234 Б9 1,0 Вода/Water
2298.2301 Б11 1,0
Пуглалымская 87/Puglalymskaya 87 Пу-87 2239.2318 Б10 6,6
Ключевская 64/Klyuchevskaya 64 Кл-64 2284.2313 Б10 4,5
Салатская 1 параметрическая/Salatskaya 1 parametric Са-1п 2197.2226 Б11-12 9,7
Верхнесалатская 31/Verkhnesalatskaya 31 2110.2114 Б10 163,5
Речная1/Rechnaya 1 Ре-1 2245.2261 Б8 4,4
Речная 280/Rechnaya 280 Ре-280 2318.2323 Б10 43,2
Мыльджинская 1/Myldzhinskaya 1 Мы-1 2088.2093 Б8 156 тыс./38,4 Газоконденсат/вода Gas condensate/Water
* - Данные испытаний глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин», отчетов по подсчету запасов, отчетов оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»).
* The data of deep wells testing are studied and linked from the «well file», reserves assessment reports, reports of operational analysis and generalization of geology and geophysical evidence in Tomsk region (materials of Tomsk branch of «Territorial fund of geological information in SFD»).
Окончание табл. 2 Table 2
Название площади, номер скважины Area name, well number Условный индекс скважины (рис. 3, Б) Conventional index of a well (Fig. 3, Б) Интервал (глубина) испытания, м I nterval (depth) of testing, m Пласты Layers Приток, м3/сут. Influx, m3/day Тип флюида Fluid type
Мыльджинская 2/Myldzhinskaya 2 Мы-2 2121...2147 Б8 37,3 Вода/Water
Мыльджинская 3/Myldzhinskaya 3 Мы-3 2146...2160 Б10 93,7 тыс. Газ/Gas
Мыльджинская 4/Myldzhinskaya 4 Мы-4 2073.2095 Б10 0,9 тыс./ 198,0 Газ/вода/Gas/Condensate
Мыльджинская 17/Myldzhinskaya 17 Мы-17 2223.2240 Б10 144,0 тыс./ 16,8 Газ/конденсат Gas/Condensate
Мыльджинская 20/Myldzhinskaya 20 Мы-20 2166.2190 Б10 447,4 тыс./ 43,2
Мыльджинская 21/Myldzhinskaya 21 Мы-21 2185.2197 Б10 217,3 тыс. Газ/Gas
Мыльджинская 24/Myldzhinskaya 24 Мы-24 2097.2148 Б8 150,0 тыс.
Мыльджинская 34/Myldzhinskaya 34 Мы-34 2228.2241 Б10 720 тыс./68,6 Газ/конденсат Gas/Condensate
Мыльджинская 55 параметрическая Myldzhinskaya 55 parametric Мы-55п 2297.2304 Б9 8,8 Вода/Water
Южно-Мыльджинская 22/Yuzhno-Myldzhinskaya 22 ЮМ-22 2125.2164 Б11-12 56,0/24,0 Нефть/вода Oil/Water
Южно-Мыльджинская 27/Yuzhno-Myldzhinskaya 27 ЮМ-27 2178.2184 Б10 9,2 Вода/Water
2229.2249 Б11-12 9,7
Южно-Мыльджинская 28/Yuzhno-Myldzhinskaya 28 ЮМ-28 2091.2093 Б10 5,4
2105.2108 Б11 15,2
Шингинская 296/Shinginskaya 296 Ши-296 2473.2483 Б10 33,4
Шингинская 297/Shinginskaya 297 Ши-297 2415.2443 Б10 2,5
Тамбаевская 2/Tambaevskaya 2 Там-2 2220.2239 Б8 3,9
Майская 391/Mayskaya 391 Май-391 2426.2440 Б10 115
Водораздельная 1/Vodorazdelnaya 1 Во-1 2400.2406 Б10 6,2
отрицательной, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию. Для решения одномерной начально-краевой задачи (1)-(3) с разрывными коэффициентами применен метод конечных элементов.
Краевое условие (2) определяется температурой поверхности осадконакоплении и задается в виде кусочно-линейной функции векового хода температур на поверхности Земли (палеоклимат).
В случае стационарности глубинного теплового потока q решение обратной задачи определяется из условия
kt
£ (U(Zt, t, q) - T)2 ——min, (4)
i=i
где T - «наблюденные» значения температур в kt точках на различных глубинах Zt в моменты времени т. Здесь задача решается в предположении постоянства значения плотности теплового потока из основания начиная с юрского времени. Так, согласно [18], величина коэффициента изменений теплового потока в этот период варьирует в пределах
1,03.. .1,15. Решение обратной задачи строится с учетом того, что функция являющаяся решением прямой задачи (1) с краевыми условиями (2) и (3), в этом случае линейно зависит от q. Поэтому неизвестный параметр q определяется однозначно.
Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению «наблюденных» температур Т1 в скважине рассчитывается тепловой поток q через поверхность подстилающего основания, т. е. решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением q решается прямая задача геотермии - непосредственно рассчитываются температуры и в заданных точках осадочной толщи 1 в заданные моменты геологического времени Ь. После расчета значения плотности теплового потока из основания осадочного разреза q, являющегося фундаментальным (базовым) параметром, создается и реализуется возможность расчета геотемператур (путем решения прямых задач) в любой точке геологического разреза скважины на любой момент геологического времени.
поверхность осадков
Uze =
О С А Д О Ч Н
А\
Я 1Стратиграфичес-
Т О Л
Щ
А
кии комплекс, свита
/////////////////
e=e(t)
а
hi, Vi,
ai, ,fi,
- = q(t)
9Z Z=0
ОСНОВАНИЕ
Рис. 4. Схематическое изображение слоистого осадочного разреза при палеотемпературном моделировании: s=s(t) - верхняя граница осадочной толщи; t - время осадконакопления; U - температура; q - тепловой поток; Z, - точки расчета температур; h, - мощность; V - скорость осадконакопления; X, - теплопроводность; a, - температуропроводность; f, - плотность тепловыделения радиоактивных источников
Fig. 4. Schematic diagram of laminated sedimentary section at paleotemperature modeling: s=s(t) is the upper boundary of a sedimentation mass; t is the time of sedimentation; U is the temperature; q is the heat flow; Z, are the points of temperature calculation; hj is the power; v, is the speed of sedimentation; X, is the heat conductivity; ai is the thermal conductivity; fi is the thermal power density of radioactive sources
Для решения обратной задачи геотермии -определения теплового потока из основания q используем в качестве «наблюденных» как измерения пластовых температур (т=0), полученные при испытаниях скважин, так и палеотемпературы (т^0), определенные по отражательной способности витринита (ОСВ) - R„0t. В случае использования данных ОСВ указывается время срабатывания «максимального палеотермометра». В табл. 3 приведены пластовые температуры и температуры, определенные по ОСВ, для 39 глубоких скважин. В таблицу включены геотемпературы только для интервалов (глубин) осадочного чехла, использованные в качестве «наблюденных» при решении обратных задач геотермии (4) в разрезах каждой из скважин.
Способ перехода от R0t к соответствующей геотемпературе обоснован вариативными исследованиями и приведен в [19]. Для перехода от R0t к соответствующей геотемпературе используется диаграмма «Линии значений отражательной способности витринита, нанесенные на измененную схему Коннона» [20, 21]. На диаграмме фиксированы линия соответствия R„0t=0,5 % и температуры 80 °С, линия соответствия R„0t=0,8 % и температуры 120 °С. При определениях температуры для
промежуточных значений Я0 выполняется линейная интерполяция между указанными крайними значениями.
При отсутствии прямых определений теплопроводности Х используем петрофизические зависимости теплопроводности осадков от их плотности ст. Эти зависимости получены в интервале плотностей 1.5.2.6 г/см3 как для песчанистых отложений, так и для алевролито-аргиллитовых толщ [22]. Коэффициенты температуропроводности а, плотности тепловыделения радиоактивных источников /1 также зависят от породного состава стратиграфических комплексов.
Динамика палеоклимата (векового хода температур на поверхности Земли) - краевое условие (2) - принята с учетом работ [18, 23, 24] и представлена в табл. 4.
Представляет интерес оценка влияния каждого из основных параметров принятой математической модели (1)-(4) на результаты палеотемпера-турного моделирования. На примере палеогеновых отложений Лунской впадины Сахалина и юрских отложений юго-востока Западной Сибири были исследованы зависимости величины максимума палеотемператур материнских отложений и времени его проявления [25, 26]: от величины плотности теплового потока из основания; от значений теплопроводности, температуропроводности и тепловой мощности радиоактивных источников пород осадочного чехла; от мощностей и скорости ос-адконакопления стратиграфических подразделений, от темпа и величины их денудации, а также от векового хода температур на поверхности Земли. Изменяемые при исследованиях параметры перекрывали возможный диапазон реальных природных ситуаций.
Установлено, что существенными факторами, влияющими на величину максимума палеотемпе-ратуры, являются: 1) величина плотности теплового потока из основания (чем больше плотность теплового потока, тем больше максимум, прямая линейная зависимость); 2) теплопроводность отложений, непосредственно перекрывающих материнскую свиту (чем больше теплопроводность, тем меньше максимум); 3) плотность тепловыделения радиоактивных источников в породах осадочного чехла (их вклад достигает порядка 10 %, прямая линейная зависимость); 4) мощность осадочного чехла (прямая линейная зависимость); 5) скорость осадконакопления, при ее величинах в 5-10 раз превышающих «нормальную», т. е. при «лавинной» седиментации 70.80 м/млн л и более (зависимость обратная нелинейная); 6) наличие перерывов в осадконакоплении, размывов перекрывающих отложений, которые приводят к временной стационарности геотемпературного режима, а в случае денудации - к локальному по времени охлаждению материнской свиты.
Существенными факторами, влияющими на время проявления максимума палеотемпературы, являются: 1) теплопроводность перекрываю-
Таблица 3. Пластовые температуры, измеренные при испытаниях глубоких скважин, и палеотемпературы, определенные по ОСВ (R0tt) в образцах керна
Table 3. Reservoir temperatures changed when testing deep wells and paleotemperatures determined by titrinite reflectance (VR) (R0tt) in core samples
<o m ^ о Пластовые температуры Reservoir temperatures Температуры по ОСВ Temperatures by VR
Скважина Well и , CD <Г ^ ^"О . CD . с ^ i a. ™ i Е Ю „-С £Г гБ £ ПЗ ^ га ° ¡= U Ü . ш - , м m ПЗ а ра e срО гаи Ш ° , CD °
Условный жины Contentlc well га OJ —' Шх — с^ га CD с нт ter Температ стовая Reservoir t ture* ITS Q; 5 0 £ се Si >- OC O-D CD CD 1 ^
Айсазская 1/Ayzakskaya 1 Ай-1 862 31 2700 0,62 96
2156 67 3150 0,76 115
Арчинская 40/Archinskaya 40 Ар-40 2820 0,64 99
2890 0,65 100
Водораздельная 1/Vodorazdelnaya 1 Во-1 2400.2406 74 2882 0,67 102
2650.2660 80 2991 0,70 106
Глухариная 1/Glukharinaya 1 Глу-1 2569.2574 100 2539 0,76 115
2613 0,76 115
2928.2950 108
Глуховская 2/Glukhovskaya 2 Гл-2 2932.2948 107 - - -
2962.2967 107
Гордеевская 1 параметрическая Gordeevskaya 1parametric Го-1п - - 2874 0,80 120
Двуреченская15/Dvurechenskaya15 Дв-15 2689.2692 83 2684 0,59 92
2682.2684 89 2686 0,58 91
Еллейская 2/Elleyskaya 2 Ел-2 2632.2640 84 2727 0,73 111
2650.2657 85
Западно-Моисеевская 31 ЗМ-31 2713.2718 85 2706 0,58 91
Zapadno-Moiseevskaya 31 2713 0,59 92
Западно-Крапивинская 223 ЗК-223 2756.2759 92 2746 0,59 92
Zapadno-Krapivinskaya 223 2748.2753 92
Западно лугинецкая183 Zapadno Luginetskaya 183 ЗЛ-183 2660.2664 95 - - -
Заячья 50/Zayachya 50 За-50 2835 0,75 114
2840 0,80 120
Игольская 2/Igolskaya 2 Иг-2 2750.2823 92 2800 0,70 106
2740.2773 95
Колотушная 262 параметрическая Kolotushnaya 262 parametric Ко-262п 2584.2593 90 - - -
2753.2763 84 2661 0,67 102
Кулгинская 141/Kulginskaya 141 Ку-141 2660.2662 82 2676 0,68 104
2791.2795 86
Лонтынь-Яхская 63 Lontyn-Yakhskaya 63 ЛЯ-63 2476.2483 95 - - -
Мыльджинская 62/Myldzhinskaya 62 Мы-62 2368.2380 84 2360 0,53 84
Налимья 3/Nalimya 3 На-3 2885.2891 98 2917 0,76 115
3282 0,80 120
2700 0,52 83
Нюльгинская 1/Nyulginskaya 1 Ню-1 2499.2527 75 2894 0,60 94
3199 0,62 96
Пешеходная 1 параметричская П-1п 2262.2295 71 2800 0,59 92
Peshekhodnaya 1parametric 2325.2350 73
Пуглалымская 86/Puglalymskaya 86 Пу-86 2630.2703 90 2677 0,76 115
Речная 280/Rechnaya 280 Ре-280 2156.2178 67 2911 0,68 104
2318.2323 68
Салатская 1 параметрическая Са-1п 2640 0,58 91
Salatskaya 1parametric 2962 0,73 111
Северо-Айсазская 1/Severo-Aysazskaya 1 СА-1 2840.2850 94 - - -
Северо-Фестивальная 1 СФ-1 3130.3145 118
Severo-Festivalnaya 1 3145.3165 123
Северо-Юлжавская 2 Severo-Yulzhavskaya 2 СЮ-2 2674.2707 78 2800 0,59 92
Окончание табл. 3 Table 3.
m ^ о Пластовые температуры Reservoir temperatures Температуры по ОСВ Temperatures by VR
Скважина Well Условный индекс < жины (рис. 1, А Conventional index well (Fig. 1, A) Интервал (глубина), м Interval (depth), m Температура пла- стовая*,°С Reservoir temperature*, °С Глубина,м Depth, m Q; Палеотемпература по Rt °С Paleotemperature by RVt, °С
Таловая 1/Talovaya 1 Та-1 2798.2806 88 2760 0,59 92
2781.2787 88
Тальянская 1/Talyanskaya 1 Т-1 2442.2521 82 - - -
2984.3008 100
Тамбаевская 1/Tambaevskaya 1 Там-1 2936.2957 98 2590 0,62 96
2754.2762 87
2593.2597 84
Тамратская 1 параметрическая Tamratskaya 1parametric Т-1п 2853.2860 107 2885 0,73 111
Федюшкинская 4/Fedyushkinskaya 4 Фед-4 2838.2842 92
3064.3069 99
2793 0,66 101
Фестивальная 255/Festivalnaya 255 Фе-255 - - 3122 0,80 120
3159 0,80 120
Чагвинская 1/Chegvinskaya 1 Ча-1 2641.2647 88 2600 0,62 96
2645 0,67 102
Чворовая 1/Chvorovaya 1 Чв-1 2744.2776 97 2917 0,76 115
2765.2772 97
Шахматная 1/Shakhmatnaya 1 Ша-1 2450.2468 87 2452 0,59 92
2494.2502 89
2473.2483 93
Шингинская 296/Shinginskaya 296 Ши-296 2704.2709 102 2713 0,70 106
2737.2748 105
Южно-Черемшанская 337 ЮЧ-337 2686.2707 98
Yuzhno-Cheremshanskaya 337 2812.2820 103
Южно-Фестивальная 1 параметрическая Yuzhno-Festivalnaya 1 parametric 2844 0,67 102
ЮФ-1п 2790.2820 90 2917 0,72 109
3059 0,70 106
Южно-Пионерская 263 Yuzhno-Pionerskaya 263 ЮП-263 2663 0,76 115
2707 0,76 115
* - Данные испытаний глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин», отчетов по подсчету запасов, из отчетов оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»). ** - ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики Со РАН (г. Новосибирск).
* The deep well tests data were studied and linked from the «well file», reserves assessment reports, reports of operational analysis and generalization of geology and geophysical evidence in Tomsk region (materials of Tomsk branch of «Territorial fund of geological infor-
mation in SFD»). ** VR is determined in the Laboratory of oil and gas geochemistry at the Institute of oil-and-gas geology and geophysics SB RAS (Novosibirsk).
щих отложений (чем больше величина теплопроводности, тем «древнее» палеотемпературный максимум); 2) наличие размывов перекрывающих отложений (размывы могут обуславливать абсолютный и несколько относительных максимумов палеотемпературы в геологическом прошлом); 3) увеличение скоростей осадконакопления, которые «омолаживают» максимум палеотемпературы.
Установлено [26, 27], что вековой ход температур земной поверхности (палеоклимат) - краевое условие (2) модели распространения тепла - также оказывает существенное влияние на термический режим глубокопогруженных материнских отло-
жений. Наибольшее влияние на формирование геотемператур материнской свиты оказывает изменение климатических условий (похолодание) в олигоцен-раннечетвертичное время (37,6 -0,5 млн лет назад). Резкое похолодание в поздне-четвертичное время (0,25 - 0,03 млн лет назад) не столь значительно снижает геотемпературы материнской свиты, однако, на некоторых участках может «вывести» свиту из ГЗН.
Интересно отметить [28] кажущуюся синхронность изменения геотемператур глубокопогружен-ной материнской свиты и палеоклимата (векового хода температуры на земной поверхности). Однако
Таблица 4. Расчетные геотемпературы баженовской свиты в разрезе скважины Водораздельная 1 (рис. 1, А, табл. 3) Table 4. Design geotemperatures of Bazhenov formation in the section of Vodorazdelnaya 1 well (Fig. 1, А, Table 3)
Время*, млн лет назад Time*, million years ago Вековой ход температур на поверхности Земли, °С Temperature secular trend on the Earth surface, °С Глубина кровли отложений баженовской свиты, м Depth of the top of Bazhenov formation deposits, m Геотемпературы отложений баженовской свиты,°С Geotemperatures of deposits of BAzhenov fromation
0 0 2590 81
0,03 -4 2590 80
0,07 -4 2589 81
0,11 -4 2589 81
0,19 -8 2588 81
0,235 -10 2587 82
0,245 0 2587 83
0,5 2 2584 84
1,64 3 2571 84
3 3 2571 85
4,71 4 2570 86
5 4 2570 86
10 7 2562 91
15 10 2554 91
20 7 2546 88
24,0 4 2540 85
30 8 2419 84
32,2 10 2398 85
35 13 2358 87
37,6 20 2344 93
40 20 2331 93
41,7 20 2322 93
45 21 2297 92
50 21 2259 91
54,8 20 2223 90
61,7 20 2222 89
73,2 20 2084 84
86,5 20 2032 82
89,8 20 1896 78
91,6 20 1879 75
98,2 21 1569 67
114,1 21 822 45
116,3 20 821 45
120,2 20 820 45
132,4 20 361 32
136,1 20 268 29
142,2 22 100 25
145,8 22 26 23
Расчетный тепловой поток из основания осадочного разреза, мВт/м2 Design thermal flow from the base of sedimentary section, mW/m2 45
* - соответствует временам начала/завершения формирования каждой свиты и точкам «излома» векового хода температур на земной поверхности. Коричневой заливкой обозначены времена палеотемпературного максимума в баженовской свите, синей заливкой - температуры главной зоны нефтеоб-разования (преимущественно сапропелевый тип РОВ).
* corresponds to time of beginning/end of formation of each star-ta and to the «salient» points of temperature secular trend on the Earth surface. Brown - times of paleotemperature maximum in Bazhenov formation, blue - temperatures of the main oil generation zone (mainly the sapropelic type of dispersed organic matter).
эта синхронность наблюдается лишь при шаге дискретизации геологического времени в 2...3 млн. лет. При детальном шаге дискретизации проявляется инерционность геотемператур материнских свит к изменению палеоклимата - олигоцен-че-твертичное тепловое «охлаждение» с дневной поверхности достигает материнской свиты не раньше, чем через 0,3.0,5 млн л.
Картирование очагов генерации
баженовских нефтей
На рис. 1, Б приведена схематическая карта распределения расчетных значений плотности теплового потока из основания осадочного чехла. Карта построена путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 39 глубоких скважин (рис. 1, А).
В качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, замеренные при испытании скважин, и палеотемпературы, определенные из ОСВ. Сопоставление «наблюденных» геотемператур в скважинах (табл. 3) и расчетных (в тех же точках геологического разреза в те же моменты геологического времени) показало, что выполняется один из основных критериев оптимальности модели - критерий «невязки» [29]. «Невязки» решений обратных задач (4) для каждой скважины - сред-неквадратические отклонения расчетных значений от «наблюденных» - составляли порядка ±2 °С. Такие «невязки» оптимальные, т. к. «наблюденные» геотемпературы имеют погрешность порядка ±2 °С.
В качестве примера выполнения критерия «невязки» решения обратной задачи геотермии в табл. 5 приводятся результаты по скважине Водораздельная 1 (рис. 1, А, условный индекс Во-1; табл. 3).
Таблица 5. Сопоставление «наблюденных» и расчетных геотемператур при палеотемпературном моделировании разреза скважины Водораздельная 1 (рис. 1, А, табл. 3)
Table 5. Comparison of the «observed» and design geotemperatures at paleotemperature modeling of Vodorazdelnaya 1 well section (Fig. 1, А, Table. 3)
Интервал (глубина), м Interval (depth), m «Наблюденные» температуры, °С «Observed» temperatures, °С Способ «наблюдения» Method of «observation» Сопоставление геотемператур Comparison of geotemperatures
Расчетные температуры Design temperatures Разница Difference
°С
2400.2406 74 Пластовые Tabular 75 +1
2650.2660 80 82 +2
2882 102 По ОСВ by VR 101 -1
2991 106 104 -2
Среднеквадратическое отклонение, °С Standard deviation, °С ±2
— <=
45
Таблица 6. Параметры осадочной толщи, вскрытой скважиной Водораздельная 1 (рис. 1, А, табл. 3) Table 6. Parameters of sedimentation mass tapped by the well Vodorazdelnaya 1 (Fig. 1, А, Table 3)
Свита, толща* (стратиграфия) Strata, formation* (stratigraphy) Мощность*, м Capacity*, m Возраст** Age** Время накопления Accumulation time Плотность***, г/см3 Density***, g/cm3 Теплопроводность, Вт/м-град Thermal conductivity, W/m-deg Температуропроводность, м2/с Temperature conductivity, m2/s Тепловыделение, Вт/м3 Heat extraction, W/m3
млн лет million years
Четвертичные Q Quaternary Q 19 0.1,64 1,64 2,02 1,27 6,5е-007 1,1е-006
Плиоценовые N2 Pleiocene N2 - 1,64.4,71 3,07 - - - -
Миоценовые N Miocene N 30 4,71.24,0 19,29 2,07 1,31 6,5е-007 1,1е-006
Некрасовская nk Pg3 Nekrasovskaya nk Pg3 168 24,0.32,2 8,3 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006
Чеганская hg Pg3-2 Cheganskaya hg Pg3-2 50 32,2.41,7 9,4 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006
Люлинворская ll Pg2 Lyulinvorskaya ll Pg2 99 41,7.54,8 13,1 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006
Талицкая tl Pg1 Talitskaya tl Pg1 - 54,8.61,7 6,9 - - - -
Ганькинская gn Pg-K2 Gankinskaya gn Pg-K2 138 61,7.73,2 11,5 2,11 1,37 7е-007 1,25е-006
Славгородская sl K2 Slavgorodskaya sl K2 48 73,2.86,5 13,3 2,11 1,37 7е-007 1,25е-006
Ипатовская ip K2 Ipatovskaya ip K2 140 86,5.89,8 3,3 2,18 1,4 7е-007 1,25е-006
Кузнецовская kz K2 Kuznetsovskaya kz K2 17 89,8.91,6 1,8 2,18 1,43 8е-007 1,25е-006
Покурская pk K1-2 Pokurskaya pk K1-2 1057 91,6.114,1 22,5 2,26 1,49 8е-007 1,25е-006
Алымская a2K Alymskaya a2K1 - 114,1.116,3 2,2 - - - -
Алымская a1K1 Alymskaya a1K1 - 116,3.120,2 3,9 - - - -
Киялинская kls K Kiyalinskaya kls K 459 120,2.132,4 12,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006
Тарская tr K1 Tarskaya tr K 93 132,4.136,1 3,7 2,44 1,62 8е-007 1,25е-006
Куломзинская klm K Kulomzinskaya klm K 268 136,1.145,8 9,7 2,44 1,64 8е-007 1,25е-006
Баженовская bg J3 Bazhenovskaya bg J3 26 145,8.151,21 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006
Георгиевская gr J3 Georgievskaya gr J3 12 151,2.156,6 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006
Васюганская vs J3 Vasyuganskaya vs J3 62 156,6.162,9 6,3 2,42 1,6 8е-007 1,3е-006
Тюменская tm J1-2 Tyumenskaya tm J1-2 313 162,9. 45,1 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006
* - Данные литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин», из каталога (В.И. Волков, 2001) литолого-стратиграфических разбивок скважин (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»); ** - В качестве основы использована Шкала геологического времени У. Харленда с соавторами [30]; *** - Литология и плотность пород выделенных свит и толщ приняты по материалам обобщения петрофизи-ческих определений керна и сейсмического каротажа, приведенным в диссертационной работе «Гравиразведка в комплексе с геологическим и сейсмическим исследованием Нюрольского прогиба в связи с поисками нефти и газа в палеозойских отложениях» (С.Ф. Богачев, 1987).
* the data of lithologie and stratigraphie arrangements of deep wells were studied and linked from the «well file», from the catalogue
(V.I. Volkov, 2001) of wells lithologie and stratigraphie arrangements (materials of Tomsk branch of «Territorial fund of geological in-
formation in SFD»); ** based on geological time scale of W. Harlend with co-authors [30]; *** lithology and density of the rocks in the stratas and formations singled out were taken by the materials of generalization of core-sample petrophysical test and seismic well logging given in thesis work «Gravity survey in conjunction with geological and seismic investigations of Nyurolsk depression at oil and gas exploration in Paleozoic deposits» (S.F. Bogachev, 1987).
В &
Рис. 5. Схематические карты распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации баженовских нефтей 91,6 млн лет назад, конец формирования покурской свиты K1-2pk (А); 86,5 млн лет назад, конец формирования ипатов-ской свиты K2ip (Б); 61,7млн лет назад, конец формирования ганькинской свиты Pg—K2gn (В); 37,6 млн лет назад, формировании чеганской свиты Pg3-2hg (Г); 24,0 млн лет назад, конец формирования некрасовской свиты Pg3nk (Д), современный разрез (Е): 1) геоизотерма, °С; 2) контур очага. На картах показаны месторождения с залежами УВ в резервуарах неокома. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Fig. 5. Contour maps of geotemperatures distribution and places of Bazhenov oil intensive generation chamber 91,6 million years ago, the end of formation of pokurskaya strata K1-2pk (А); 86,5 million years ago, the end of formation of Ipatovskaya strata K2ip (Б); 61,7 million years ago, the end of formation of Gankinskaya strata Pg, ~K2gn (В); 37,6 million years ago, formation of Che-ganskaya strata Pg3-2hg (Г); 24,0 million years ago, the end of formation of Nekrasovskaya strata Pg3nk (Д), contemporary section (Е): 1) geoisotherm, °С; 2) chamber outline. The maps demonstrate the fields with hydrocarbon deposits in Neocomian reservoirs. The same symbols as in Fig. 1
Пример параметризации осадочного разреза, вскрытого глубокой скважиной, определяющей параметры седиментационной и теплофизической модели (1)-(3), приведен в табл. 6. Возраст пород и соответствующие вековые интервалы шкалы геологического времени [30], увязанные с периодами геохронологической шкалы Стратиграфического кодекса (1992 г.), определяют время и скорости ос-адконакопления стратиграфических комплексов.
На втором этапе исследований в моделях восстановлена термическая история баженовских отложений на моменты начала/завершения формирования свит меловой и палеоген-четвертичной систем. На эти ключевые времена, путем интерполяции геотемператур в разрезах скважин, построены схематические карты распределения геотемператур отложений баженовской свиты (рис. 5). По геотемпературному критерию выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Учитывая, что РОВ баженовской свиты сапропелевого типа, пороговая температура, определяющая границу очага генерации нефтей, принята 85 °С.
Первые очаги генерации нефти появились 91,6 млн лет назад (конец формирования покур-ской свиты К1-2р&) в южной части Кулан-Игайской впадины, в восточных частях Фестивального вала и Тамрадской впадины, в зонах сочленения депрессии с обрамляющими положительными структурами (рис. 5, А). Через 5 млн лет (конец формирования ипатовской свиты К21р) очаги объединились, охватив центральную и восточную части исследуемой территории (рис. 5, Б). В течение последующих 25 млн лет (конец формирования гань-кинской свиты Pg1-K2gn) продолжалась «работа» очагов, увеличивалась их площадь (рис. 5, В). Максимальный прогрев осадочной толщи произошел при формировании чеганской свиты Pg3-2hg 37,6 млн лет назад (рис. 5, Г). Конец формирования некрасовской свиты Pg3nk (рис. 5, Д) иллюстрирует начало охлаждения осадочного разреза, вызванное изменением климатических условий в олигоцене, которое продолжается до настоящего времени (рис. 5, Е).
Оценка относительной плотности ресурсов
генерированных баженовских нефтей
Для оценки величины плотности ресурсов генерированных нефтей в каждой из 39-ти скважин для материнских баженовских отложений рассчитан условный интегральный показатель (Я) по формуле:
Я = Х (ид • 10
(5)
где и1 - расчетная геотемпература очага генерации нефти (ГЗН), °С; ti - интервальное время действия очага - нахождения материнских отложений в ГЗН, млн лет; количество временных интервалов п определено числом интервалов геологического времени нахождения материнских отложений в ГЗН. Множитель 10-2 применен для подходящего
загрубления результатов оценки, представляемых в целочисленном интервале 20.100 усл. ед.
Как следует из формулы (5) изменение плотности генерированных ресурсов (на участке скважины) напрямую зависит от времени нахождения материнской свиты в ГЗН и от геотемператур ГЗН. В данном случае плотность генерированных ресурсов имеет размерность [°С-млн л]. Эту единицу оценки мы называем условной.
Применяемый подход оценки ресурсов УВ позволяет кумулятивно учитывать динамику геотемператур материнских отложений. Вместе с тем известно, что генерация УВ происходит тогда, когда текущее значение свободной энергии превышает значение энергии активации - прочность связи ке-рогена. А последнее обеспечивается в первую очередь за счет прироста температуры [31-33]. Такой подход к оценке плотности генерированных ресурсов позволяет достаточно просто определить пространственно-временную локализацию очагов генерации и эмиграции УВ. Оценка плотности ресурсов выполняется в условных единицах, что представляется корректным для последующего площадного районирования.
При оценке плотности генерированных ресурсов (5) не учитывается площадное распределение органического углерода Сорг. Такая условность представляется допустимой, т. к., согласно прогнозной карте В.А. Конторовича [14], содержание органического вещества в баженовских отложениях на территории наших исследований варьирует в интервале 9.12 %. Причем максимальные концентрации Сорг картируются В.А. Конторови-чем на участках, где по нашему условному прогнозу (рис. 6) картируется высокая и максимальная плотность ресурсов генерированных баженовских нефтей. Таким образом, наш условный прогноз, если принять во внимание площадное распределение Сорг, не изменяется.
Районирование ачимовского
и шельфового резервуаров по плотности ресурсов
Путем интерполяции значений условного интегрального показателя Я построена схематическая карта распределения плотности генерированных баженовских нефтей (рис. 6).
Учитывая суммарные толщины отложений ачимовских и мелководно-шельфовых отложений неокома (рис. 2, Б и 3, Б) построены карты распределения относительной плотности баженовских нефтей ачимовского и шельфового резервуаров (рис. 7).
Карты (рис. 7) построены путем «перемножения» карт распределения суммарных толщин резервуаров и карты распределения плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей. Здесь, наряду с распределением объемов генерированных нефтей, учитывается распределение аккумулирующих объемов резервуара, обусловленных его толщинами. Распределения мощностей резервуаров и распределение плотности генерирован-
1=1
ных ресурсов учитываются с одинаковым весовым коэффициентом.
сурсов генерированных баженовских нефтей Нюрольской мегавпадины. Значение изолинии в условных единицах. Показаны месторождения с залежами УВ в резервуарах неокома. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Fig. 6. Contour map of resource distribution of generated Bazhenov oil in Nyurol'ka megadepression. Values of isolines are in arbitrary units. The Figure demonstrates the fields with hydrocarbon deposits in Neocomian reservoirs. The rest symbols are the same as in Fig. 1
Карты названы схематическими картами распределения относительной плотности ресурсов. Здесь относительная плотность ресурсов понимается так. Если на участке скважины Фестивальная 253 (Фе-253) плотность ресурсов шельфового резервуара оценена в 75 усл. ед., а на участке скважины Игольская 2 (Иг-2) - в 20 усл. ед. (рис. 7Б), то это значит, что на первом участке прогнозируемая плотность ресурсов шельфового резервуара в 4 раза больше, чем плотность ресурсов на втором участке (отношение 4:1).
Районирование ачимовского резервуара (рис. 8). Проведенные исследования показывают определенный диссонанс распределения толщин ачи-мовских отложений (рис. 2, Б) и распределения плотности генерированных баженовских нефтей (рис. 6). На участках наиболее интенсивной генерации нефтей отмечается выклинивание ачимов-ского коллектора.
В районе Мыльджинского месторождения, где картируется повышение плотности ресурсов УВ, открыта залежь газоконденсата в ачимовских отложениях (рис. 8). Полагаем, что этот район изучался детальнее других.
Земли юго-восточного склона Каймысовского свода, зона сочленения Чузикско-Чижапской и Шингинской мезоседловин, 30-километровая полоса субмеридиального простирания в центральной части Нюрольской мегавпадины могут быть рекомендованы для первоочередного изучения нефтегазоносности ачимовского резервуара.
Районирование шельфового резервуара (рис. 9) провели путем выделения на карте (рис. 7, А) зна-
Рис. 7. Схематические карты распределения относительной плотности ресурсов баженовских нефтей в клиноформных отложениях (А), в мелководно-шельфовых отложениях (Б) неокома Нюрольской мегавпадины. Значение изолинии в условных единицах. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2и 3
Fig. 7. Contour map of relative density distribution of Bazhenov oil resources in clinoform deposits (A), in shallow-shelf sediments (Б) of Neocomian Nyurol'ka megadepression. Values of isolines are in arbitrary units. The rest symbols are the same as in Fig. 2, 3
чений относительной плотности ресурсов, превышающих 50 условных единиц.
Рис. 8. Схема районирования ачимовского резервуара неокома Нюрольской мегавпадины по относительной плотности ресурсов баженовских нефтей. 1-4) - районы (номер ранжирования; диапазон значений плотности ресурсов, усл. ед.): 1 - 20...35, 2 -15...25,3 -5...20, 4 - менее 5; 5) границы районов. Показано Мыльджинское месторождение с газоконденсатной залежью в ачимовских отложениях. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2
Fig. 8. Diagram of zoning Achimovsk reservoir of Neocomian Nyurol'ka megadepression by relative density of Bazhe-nov oil resources. 1-4) are the regions (ranking number; resource density value range, arbitrary units): 1 - 20.35, 2 - 15.25, 3 - 5.20, 4 - less than 5; 5) region boundaries. The diagram demonstrates Myldzhinskoe deposit with gas-condensate reservoir in Achimovka deposits. The rest symbols are the same as in Fig. 2
Полученная схема фиксирует две наиболее перспективные зоны: первая зона - район меридионального простирания (площадь порядка 3500 км2), охватывающий восточную половину Кулан-Игайской впадины и западную часть Фестивального вала; вторая зона - район сочленения северного борта Нюрольской мегавпадины с восточным склоном Каймысовского свода и юго-западным склоном Средневасюганского мегавала (площадь около 500 км2).
Первая перспективная зона практически не изучена глубоким бурением. Только в восточной части, где расположено Фестивальное месторождение (рис. 1, А и 3, Б, условные индексы скважин Фе-255, Фе-253 и Фе-250), в нижнемеловых отложениях испытано лишь по одному объекту в двух скважинах (табл. 2). К юго-западу, в непосредственной близости от выделенной зоны, находится Глуховское месторождение нефти верхнеюрского НГК (рис. 1, А, условный индекс скважины Гл-2). Здесь не проведено ни одного испытания нижнеме-
ловых объектов. К северу от выделенной зоны расположено Чворовое месторождение нефти верхнеюрского НГК (рис. 1, А и 3, Б, условные индексы скважин Чв-1 и Чв-3). Здесь испытан только один объект в неокоме (табл. 2).
Рис. 9. Схема районирования шельфового резервуара неокома Нюрольской мегавпадины по относительной плотности ресурсов баженовских нефтей. Яркой заливкой показаны две наиболее перспективные зоны. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 3
Fig. 9. Diagram of zoning shelf reservoir of Neocomian Nyurol'ka megadepression by relative density of Bazhenov oil resources. Two most prospective zones are colored bright. The rest symbols are the same as in Fig. 3
В пределах выделенной второй перспективной зоны расположено Южно-Черемшанское месторождение (рис. 1, А), с утвержденными запасами нефти и газа в пластах шельфового резервуара (табл. 1).
В остальных частях территории исследований, менее перспективных по проведенной оценке (рис. 9), меловой НГК разрабатывается на Мыльд-жинском месторождении (газоконденсат) и на Южно-Мыльджинском месторождении (нефть и газ). На Мыльджинском месторождении источником газа мелового НГК возможно также является баженовская свита в период своего нахождения в верхней зоне газообразования при условии локально сформированных «зрелых» меловых флюидоу-поров [34]. В отношении меловых залежей нефти Южно-Мыльджинского месторождения можно предположить, что их источником является материнская тогурская свита, выклинивающаяся здесь по восстанию (рис. 1, А).
Заключение
Комплексный подход к изучению территории исследований - анализ геологического строения, седиментационной истории нефтегазоносных комплексов и термической истории материнских отло-
жений, выделение резервуаров однотипных по генезису отложений, картирование очагов интенсивной генерации и эмиграции нефтей - позволил оценить перспективы ачимовского (клиноформно-го) и шельфового (ундаформного) резервуаров неокома Нюрольской мегавпадины.
Районирование резервуаров по относительной плотности ресурсов определяет первоочередные зо-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Конторович В.А, Лапковский В.В., Лунев Б.В. Модель формирования неокомского клиноформного комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с учетом изостазии // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 65-72.
2. Захрямина М.О. Принципиальная модель строения ачимов-ской толщи Сургутского и Нижневартовского сводов и ее взаимоотношение с шельфовыми пластами неокома // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 58-63.
3. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н. Стратиграфия и палеогеграфия берриас-нижнеапских отложений Западной Сибири в связи с клиноформным строением разреза // Геология и геофизика. -2011. - Т. 52. - №8. - С. 1093-1106.
4. Мельник И.А., Ерофеев Л.Я. Физико-геохимическая модель низкоомного коллектора и ее практическое применение // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 3. - С. 46-50.
5. Жильцова А.А., Исаев В.И., Коржов Ю.В. Вертикальная геохимическая зональность нефтегазоносных комплексов (на примере Рогожниковского и Северо-Рогожниковского месторождений) // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 322. - № 1. - С. 69-82.
6. Распределение ароматических углеводородов в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода) / Ю.В. Коржов, В.И. Исаев, А.А. Жильцова, О.В. Латыпова // Геофизический журнал. -2013. - Т. 35. - №1. - С. 113-129.
7. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация / Л.И. Богородская, А.Э. Конторович, А.И. Ларичев. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. - 254 с.
8. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазо-носность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. -331 с.
9. Модель катагенеза органического вещества (на примере баже-новской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. -Т. 38. - № 6. - С. 1070-1078.
10. Попов С.А., Исаев В.И. Моделирование процессов генерации и эмиграции углеводородов // Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 316. - № 1. - С. 104-110.
11. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Температура и глубина образования нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 11. - С. 53-61.
12. Осипова Е.Н., Лобова Г.А. Геотемпературный режим баженов-ской свиты и нефтеперспективные зоны меловых отложений (Нюрольская мегавпадина) // Известия ТПУ. - 2013. -Т. 322. - № 1. - С. 51-56.
13. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. - 183 с.
14. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
15. Даненберг Е.Е., Белозёров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых от-
ны для проведения поисковых работ в нижнемеловых отложениях Нюрольской мегавпадины. Это главным образом зоны западной части Фестивального вала и юго-восточной части Кулан-Игайской впадины.
Авторы благодарят В.Б. Белозерова за внимательную проработку статьи и замечания, способствующие улучшению понимания и аргументации выводов.
ложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 291 с.
16. Нижнемеловые отложения Томской области (геологическое районирование) / Н.А. Брылина, Л.И. Камынина, В.А. Москаленко, Т.Н. Шатилова // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. - Томск: ГалаПресс, 2000. - Т. 1. - С. 231-233.
17. Estimation of the Oil-and-Gas Potential of Sedimentary Depression in the Far East and West Siberia Based on Gravimetry and Geothermy Data / R.Yu. Gulenok, V.I. Isaev, V.Yu. Kosygin, G.A. Lobova, V.I. Starostenko // Russian Journal of Pacific Geology. - 2011. - V. 5. - № 4. - P. 273-287.
18. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. - М.: Недра, 1986. - 222 с.
19. Isaev V.I., Fomin A.N. Loki of generation of bazhenov- and togur-type oils in the southern Nyurol'ka megadepression // Russian Geology and Geophysics. - 2006. - V. 47. - № 6. - P. 734-745.
20. Connan J. Time-temperture relation in oil genesis // AAPG Bull. - 1974. - V. 58. - P. 2516-2521.
21. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. - М.: Мир, 1982. - 704 с.
22. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов / В.И. Исаев, Р.Ю. Гуленок, О.В., Веселов А.В. Бычков, Ю.Г. Соловейчик // Геология нефти и газа. - 2002. - № 6. - С. 48-54.
23. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 134 с.
24. Шарбатян А.А. Экстремальные оценки в геотермии и геокриологии. - М.: Наука, 1974. - 123 с.
25. Isaev V.I. Paleotemperature modelling of the sedimentary section, and oil-and-gas generation // Geology of the Pacific Ocean. - 2004. - V. 23. - № 5. - P. 101-115.
26. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода /
B.И. Исаев, Г.А. Лобова, М.Э. Рояк, А.Н. Фомин // Геофизический журнал. - 2009. - Т. 31. - № 2. - С. 15-46.
27. Влияние палеоклимата на геотермический режим и нефтегене-рационный потенциал баженовской свиты (Нюрольская мегав-падина) / Г.А. Лобова, Е.Н. Осипова, К.А. Криницына, Ю.Г. Останкова // Известия ТПУ. - 2013. - Т. 322. - № 1. -
C. 45-50.
28. Исаев В.И., Искоркина А.А. Мезозойско-кайнозойский ход температур на поверхности Земли и геотермический режим юрских нефтематеринских отложений (южная палеоклимати-ческая зона Западной Сибири) // Геофизический журнал. -2014. - Т. 36. - № 5. - С. 64-80.
29. Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. - Киев: Наук. думка, 1978. - 228 с.
30. Шкала геологического времени / У.Б. Харленд, А.В. Кокс, П.Г. Ллевеллин, К.А.Г. Пиктон, А.Г. Смит, Р. Уолтерс. - М.: Мир, 1985. - 140 с.
31. Tissot В.Р. Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a Reaction Flowsheet // Oil & Gas Science and Technology -Rev. IFP. - 2003. - V. 58. - № 2. - P. 183-202.
32. Depositional environments, organic richness, and petroleum generating potential of the Campanian to Maastrichtian Enugu for-
mation, Anambra basin, Nigeria / S.O. Akande, O.J. Ojo,
B.D. Erdtmann, M. Hetenyi // The Pacific Journal of Science and Technology. - 2009. - V. 10. - P. 614-628.
33. Попов С.А., Исаев В.И. Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала // Геофизический журнал. - 2011. - Т. 33. - № 2. -
C. 80-104.
34. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского
моря (бассейновое моделирование) / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, Н.А. Малышев, П.И. Сафронов, С.А. Гуськов, С.В. Ершов, В.А. Казаненков, Н.С. Ким, В.А. Конторович, Е.А. Костырева, В.Н. Меленевский, В.Р. Лившиц, А.А.Поляков, М.Б. Скворцов // Геология и геофизика. -2013. - Т. 54. - №8. - С. 1179-1226.
Поступила 17.07.2014 г.
UDC 553.98:551.763:550.836
PETROLEUM POTENTIAL OF THE LOWER CRETACEOUS RESERVOIRS OF NYUROL'KA MEGADEPRESSION
Elizaveta N. Osipova,
Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia. E-mail: osipovaen@list.ru
Galina A. Lobova,
Cand Sc., Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia. E-mail: lobovaga@tpu.ru
Valeriy I. Isaev,
Dr. Sc., Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia. E-mail: isaevvi@tpu.ru
Vitaly I. Starostenko,
Dr. Sc., Academician of NASU, Institute of Geophysics named after S.I. Subbotin NAS Ukraine, 32, Palladin Avenue, Kiev, 03142, Ukraine. E-mail: vstar@igph.kiev.ua
The relevance of the research is caused by the need of reproduction and expansion of oilfields area resource base in Tomsk region. This direction in development of oil and gas complex, increase of raw material potential is resources-saving, minimizing the volume of investment for exploration, mastering and subsequent extraction.
The main aim of the research is to identify and to propose the priority areas for exploration and development of oil and gas complex of the Lower Cretaceous in the territory Nyurol'ka megadepression and structures of its framing.
Objects of researches are the slope (clinoform) parts of Neocomian cyclites - achimovka reservoir, and undaform (shallow-shelf) parts of Neocomian cyclites, shelf reservoir. Neocomian deposits are poorly studied and characterized by a complex type of traps and difficult identification of productive layers.
Methods of researches: reservoirs geomapping; computer paleotectonic reconstructions and paleotemperature modeling of sedimentary cover, including oil source sediments; selection by geotemperature criterion and mapping the centers of Bazhenov oil intense generation; evaluation of generated oil density distribution; evaluation and analysis of oil resource relative density distribution in Neocomian achimovka and shelf reservoirs; zoning of reservoirs according to the prospectivity degree.
Research results. The authors have given the volumetric-areal characterization for Neocomian Achimov and shelf reservoirs, plotted the maps of the total thickness of seven cyclites of Achimovka and five cyclites in shelf sediments; reconstructed the thermal history of bazhenov sediments in sections of thirty-nine deep wells; selected and mapped paleosources of Bazhenov oil generation on 18 key moments of geologic time; plotted the map of distribution of generated oil resource density, and the maps of distribution of relative density of the accumulated resources; carried out zoning for Achimovka and shelf reservoirs; proposed the areas of priority for searching for Achimov reservoir - the area of south-eastern slope of Kaymysov arch, junction zone of Chuzik-Chizhap and Shingin mezosaddles, thirty kilometer area of sub-East-West extension in the central part of Nyurol'ka megadepression, and for shelf reservoirs - area of East-West extension, which covers the eastern half of Kulan-Igay depression and the western part of the Festival shaft (3500 km2) and the junction zone of the northern side of Nyurol'ka megadepression with the eastern slope of Kaymysov dome and south-western slope of Srednevasyugan megaswell (500 km2).
Key words:
Shelf deposits and Achimovka reservoirs of the Neocomian deposits, thermal history of the Bazhenov sediments, density of the resources of generated oils, Nyurol'ka megadepression.
The authors appreciate B.V. Belozerov for detailed paper study and commentaries contributing to better comprehension and reasoning of conclusions.
REFERENCES
1. Kontorovich V.A, Lapkovskiy V.V., Lunev B.V. Model formiro-vaniya neokomskogo klinoformnogo kompleksa Zapadno-Sibir-skoy neftegazonosnoy provintsii s uchetom izostazii [The model of forming the wedge-like Neocomian complex of the Western Siberian oil and gas province in view of isostasy]. Geologiya nefti i gaza - Geology of oil and gas, 2014, no. 1, pp. 65-72.
2. Zakhryamina M.O. Printsipialnaya model stroeniya achimovskoy tolshchi Surgutskogo i Nizhnevartovskogo svodov i ee vzaimoot-noshenie s shelfovymi plastami neokoma [The principled model of Achimovsky layer of the Surgut and Nizhnevartovsk arches and its relationship with shelf deposits of the Neocomian]. Geologiya nefti i gaza - Geology of oil and gas, 2014, no. 1, pp. 58-63.
3. Kurchikov A.R., Borodkin V.N. Stratigrafiya i paleogeografiya berrias-nizhneapskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri v svyazi s kli-noformnym stroeniem razreza [Stratigraphy and paleogeography of Berriasian-Lower Aptian deposits of the Western Siberia in connection with the wedge-like structure of cross-section]. Geologiya i geofizika - Russian Geology and Geophysics, 2011, vol. 52, no. 8, pp. 1093-1106.
4. Melnik I.A., Erofeev L.Ya. Fiziko-geokhimicheskaya model niz-koomnogo kollektora i ee prakticheskoe primenenie [The physical and geochemical model of low resistivity reservoir and its practical application]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i ga-zovykh mestorozhdeniy - Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2014, no. 3, pp. 46-50.
5. ZhiltsovaA.A, Isaev V.I., Korzhov Yu.V. Vertikalnaya geokhi-micheskaya zonalnost neftegazonosnykh kompleksov (na primere Rogozhnikovskogo i Severo-Rogozhnikovskogo mestorozhdeny) [Vertical geochemical zonality of oil-and-gas complexes (by the example of Rogozhnikovsky and North Rogozhnikovsky fields)]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 322, no. 1, pp. 69-82.
6. Korzhov Yu.V., Isaev V.I., ZhiltsovaA.A, Latipova O.V. Raspre-delenie aromaticheskikh uglevodorodov v razreze otlozheny neftegazonosnykh kompleksov (na primere mestorozhdeny Krasnole-ninskogo svoda) [Distribution of aromatic hydrocarbons in a section of deposits of oil-and-gas complexes (by the example of the fields of the Krasnoleninsky arch)]. Geofizicheskiy zhurnal - Geophysical journal, 2013, vol. 35, no. 1, pp. 113-129.
7. Bogorodskaya L.I., Kontorovich A.E., Larichev A.I. Kerogen: me-tody izucheniya, geokhimicheskaya interpretatsiya [Kerogen: methods of study, geochemical interpretation]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2005. 254 p.
8. Fomin A.N. Katagenez organicheskogo veshchestva i neftegazo-nosnost mezozoyskikh i paleozoyskikh otlozheniy Zapadno-Sibir-skogo megabasseyna [Catagenesis of organic matter and oil-and-gas of the Mesozoic and Paleozoic deposits of the Western Siberian megabasin]. Novosibirsk, INGG SO RAN Publ., 2011. 331 p.
9. Burshteyn L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenev-skiy V.N. Model katageneza organicheskogo veshchestva (na pri-mere bazhenovskoy svity) [The model of katagenesis of organic matter (by the example of Bazhenov Formation)]. Geologiya i geofizika - Russian Geology and Geophysics, 1997, vol. 38, no. 6, pp. 1070-1078.
10. Popov S.A., Isaev V.I. Modelirovanie protsessov generatsii i emi-gratsii uglevodorodov [Modeling of hydrocarbons generation and emigration]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic Universit, 2013, vol. 316, no. 1, pp. 104-110.
11. Batalin O.Yu., Vafina N.G. Temperatura i glubina obrazovaniya nefti [Temperature and depth of oil formation]. Geologiya, geofi-zika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy - Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2012, no. 11, pp. 53-61.
12. Osipova E.N., Lobova G.A. Geotemperaturny rezhim bazhenov-skoy svity i nefteperspektivnye zony melovykh otlozheniy (Nyu-rolskaya megavpadina) [Geothermal regime of the Bazhenov For-
mation and petroleum perspective zone of the Cretaceous sediments (Nyurolsky megadepression)]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 322, no. 1, pp. 51-56.
13. Kostyreva E.A. Geokhimiya i genezis paleozoyskikh neftey yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Geochemistry and genesis of Paleozoic oil in southeast of the Western Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2005. 183 p.
14. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kay-nozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and oil-and-gas bearing of the Mesozoic-Cenozoic deposits in southeastern of the Western Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2002. 253 p.
15. Danenberg E.E., Belozerov V.B., Brylina N.A. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost verkhneyursko-nizhnemelovykh ot-lozheniy yugo-vostoka Zapadno-Sibirskoy plity (Tomskaya oblast) [Geological structure and petroleum potential of the Upper Jurassic-Lower Cretaceous sediments of the southeast of the Western Siberian Plate (Tomsk region)]. Tomsk, TPU Publ., 2006. 291 p.
16. Brylina N.A., Kamynina L.I., Moskalenko V.A., Shatilova T.N. Nizhnemelovye otlozheniya Tomskoy oblasti (geologicheskoe ray-onirovanie) [The Lower Cretaceous deposits of the Tomsk region (geological zoning)]. Materialy regionalnoy konferentsii geologov Sibiri, Dalnego Vostoka i Severo-Vostoka Rossii [Proc. of the Regional Conference of Geologists of Siberia, the Far East and North-East of Russia]. Tomsk, GalaPress Publ., 2000. Vol. 1, pp. 231-233.
17. Gulenok R.Yu., Isaev V.I., Kosygin V.Yu., Lobova G.A., Staro-stenko V.I. Estimation of the Oil-and-Gas Potential of Sedimentary Depression in the Far East and West Siberia Based on Gravime-try and Geothermy Data. Russian Journal of Pacific Geology, 2011, vol. 5, no. 4, pp. 273-287.
18. Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. Teplovoe pole i neftegazonosnost molodykh plit SSSR [Thermal field and oil-and-gas the young plates of the USSR]. Moscow, Nedra Publ., 1986. 222 p.
19. Isaev V.I., Fomin A.N. Foci of oil generation of the Bazhenov- and Togur-type oils in the southern of the Nyurol'ka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 2006, vol. 47, no. 6, pp. 734-745.
20. Connan J. Time-temperture relation in oil gemesis. AAPG Bull., 1974, vol. 58, pp. 2516-2521.
21. Hunt J. Geokhimiya i geologiya nefti i gaza [Geochemistry and geology of oil and gas]. Moscow, Peace Publ., 1982. 704 p.
22. Isaev V.I., Gulenok R.Yu., Veselov O.V., Bychkov A.V., Solovey-chik Yu.G. Kompyuternaya tekhnologiya kompleksnoy otsenki neftegazovogo potentsiala osadochnykh basseynov [Computer technology of the integrated assessment of oil and gas potential of sedimentary basins]. Geologiya nefti i gaza - Geology of oil and gas, 2002, no. 6, pp. 48-54.
23. Kurchikov A.R., Stavicky B.P. Geotermiya neftegazonosnykh oblastey Zapadnoy Sibiri [Geothermics oil and gas fields of Western Siberia]. Moscow, Nedra Publ., 1987. 134 p.
24. Sharbatian F.F. Ekstremalnye otsenki v geotermii i geokriologii [Extreme estimates in the geothermic and cryopedology]. Moscow, Nedra Publ., 1974. 123 p.
25. Isaev V.I. Paleotemperature modelling of the sedimentary section, and oil-and-gas generation. Geology of the Pacific Ocean, 2004, vol. 23, no. 5, pp. 101-115.
26. Isaev V.I., Lobova G.A., Royak M.E., Fomin A.N. Neftegazonos-nost tsentralnoy chasti Yugorskogo svoda [Oil-and-gas content of the central part of the Ugra arch]. Geofizicheskiy zhurnal - Geophysical journal, 2009, vol. 31, no. 2, pp. 15-46.
27. Lobova G.A., Osipova E.N., Krinitsina K.A., Ostankova Yu.G. Vliyanie paleoklimata na geotermicheskiy rezhim i neftegenerat-sionny potentsial bazhenovskoy svity (na shirotakh Tomskoy oblasti) [Influence of paleoclimate on geothermal regime and oil generation potential of the Bazhenov Formation (at latitudes Tomsk region)]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 322, no. 1, pp. 45-50.
28. Isaev V.I., Iskorkina A.A. Mezozoysko-kaynozoysky hod temperatur na poverkhnosti Zemli i geotermichesky rezhim yurskikh neftematerinskikh otlozheny (yuzhnaya paleoklimaticheskaya zona Zapadnoy Sibiri) [The Mesozoic and Cenozoic course of temperatures on surfaces of Earth and the geothermal mode of the Jurassic petromaternal deposits (the southern paleoclimatic zone of Western Siberia)]. Geofizicheskiy zhurnal - Geophysical journal, 2014, vol. 36, no. 5, pp. 64-80.
29. Starostenko V.I. Ustoychivye chislennye metody v zadachakhgra-vimetrii [Stable numerical methods in problems of gravimetry]. Kiev, Naukova Dumka publ., 1978. 228 p.
30. Harlend U.B., Koks A.V., Llevellin P.G., Pikton K.A.G., Smit A.G., Uolters R. Shkala geologicheskogo vremeni [Scale of geological time]. Moscow, Peace Publ., 1985. 140 p.
31. Tissot B.R. Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a Reaction Flowsheet. Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, 2003, vol. 58, no. 2, pp. 183-202.
32. Akande S.O., Ojo O.J., Erdtmann B.D., Hetenyi M. Depositional environments, organic richness, and petroleum generating poten-
tial of the Campanian to Maastrichtian Enugu formation, Anambra basin, Nigeria. The Pacific Journal of Science and Technology, 2009, vol. 10, pp. 614-628.
33. Popov S.A., Isaev V.I. Modelirovanie naftidogeneza Yuzhnogo Yamala [Modeling of naftidogenesis of Southern Yamal]. Geofizicheskiy zhurnal - Geophysical journal, 2011, vol. 33, no. 2, pp. 80-104.
34. Kontorovich A.E., Burshteyn L.M., Malyshev N.A., Safronov P.I., Guskov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Melenevskiy V.N., Livshits V.R., Polyakov A.A., Skvortsov M.B. Istoriko-geolo-gicheskoe modelirovanie protsessov naftidogeneza v mezozoysko-kaynozoyskom osadochnom basseyne Karskogo morya (basseyno-voe modelirovanie) [Historical and geological modeling of nafti-dogenesis in Mesozoic-Cenozoic sedimentary basin of the Kara Sea (basin modeling)]. Geologiya i Geofizika - Russian Geology and Geophysics, 2013, vol. 54, no. 8, pp. 1179-1226.
Received: 17 July 2014.
