CC BY
115
8. Фомин А.Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. - Новосибирск: Ин-т геологии и геофизики СО АН СССР, 1987. - 166 с.
9. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленев-ский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. -Т 38. - № 6. - С. 1070-1078.
10. Волкова В.С. Стратиграфия и история развития растительности Западной Сибири в позднем кайнозое. - М.: Недра, 1977. - 240 с.
11. Евсеева Н.С. География Томской области. - Томск: Изд-во Том. ун-та, 2001. - 223 с.
12. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
13. 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 с.
14. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазо-носность молодых плит СССР. - М.: Недра, 1986. - 222 с.
15. Исаев В.И. Интерпретация данных гравиметрии и геотермии при прогнозировании и поисках нефти и газа. - Томск: Изд-во ТПУ, 2010. - 172 с.
Поступила 30.05.2012 г.
УДК 552.578.2.061.4:550.836(571.16)
ГЕОТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ И НЕФТЕПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЗОНЫ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (НЮРОЛЬСКАЯ МЕГАВПАДИНА)
Е.Н. Осипова, Г.А. Лобова
Томский политехнический университет E-mail: osipovaen@list.ru
По замерам пластовых температур верхнеюрских отложений построена карта распределения геотемператур баженовской свиты Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления. По геотемпературному критерию выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Местоположения эпицентров очагов рекомендованы в качестве первоочередных зон для выявления объектов в меловом нефтегазоносном комплексе.
Ключевые слова:
Геотемпературы, баженовские нефти, меловой нефтегазоносный комплекс, Нюрольская мегавпадина.
Key words:
Geotemperature, Bazhenov oil, cretaceous oil-and-gas complex, Nyurolsky megahollow.
Введение
Основным нефтегазоносным комплексом (НГК) промысловых районов Томской области (Левобережье Оби) является верхнеюрский - пласты горизонта Ю1 васюганской свиты. Высокая степень освоения юрских НГК предопределяет актуальность оценки перспектив и освоение новых земель или новых объектов.
Когда-то объекты в меловом НГК были малопривлекательными (трудновыявляемыми), по сравнению с объектами в юрских НГК, из-за сложного типа ловушек в меловых клиноформах и низ-коомности меловых продуктивных пластов.
На сегодняшний день возможности высокоразрешающей поисковой сейсморазведки и новые методики интерпретации данных ГИС снимают указанные трудности [1, 2]. И на повестку дня ставится вопрос: какие земли (зоны) в пределах нефтепромыслов Томской области являются наиболее перспективными (первоочередными) для изучения и освоения мелового НГК? Попытка ответить на этот вопрос - цель настоящего сообщения.
Постановка задачи
Основным источником формирования залежей углеводородов (УВ) в ловушках горизонта Ю1(У8,/2Й-/3о) и мелового НГК Левобережья является рассеянное органическое вещество (РОВ) отложений баженовской свиты ^, 13П). При катагенезе РОВ решающим фактором интенсивности генерации УВ являются геотемпературы. Балансовая модель процессов нефтегазообразования в баженовской свите [3] позволяет по геотемпературному критерию прогнозировать начало интенсивного образования УВ из РОВ: с 50 °С - верхняя зона газообразовании (ВЗГ); с 85...95 °С (МК11-МК12) -вхождение материнских пород в главную зону неф-теобразования (ГЗН).
Нефтепромыслы Левобережья Томской области сосредоточены в Нюрольской мегавпадине и на структурах ее обрамления (рис. 1).
В пределах мегавпадины выделены 5 отрицательных и 2 положительные структуры III порядка. Структуры III порядка осложнены локальными структурами, с которыми связаны месторождения
Рис. 1. Обзорная схема территории исследований (на основе тектонической карты юрского структурного яруса [4]): 1 - отрицательные тектонические элементы надпорядковые (а), I порядка (б); 2 - положительные тектонические элементы над-порядковые (а), I порядка (б); 3 - юго-западная граница Томской области; 4 - основные реки; 5 - контур территории прогнозирования
УВ (рис. 2). В табл. 1 приведена характеристика месторождений.
Материнские отложения баженовской свиты распространены повсеместно. Высокий генерационный потенциал пород свиты определен содержанием Сорг 5.12 % и сапропелевым типом РОВ [4].
В табл. 2 приведены данные испытаний 42 представительных глубоких скважин. Из испытанных объектов в таблице представлены объекты, отвечающие следующим условиям: 1) наличие измеренной температуры; 2) интервал близок к положению баженовских отложений в разрезе; 3) при гидродинамическом исследовании получен хороший приток флюида, что позволяет считать измеренную температуру близкой к пластовой.
Задача и алгоритм наших исследований формулируются следующим образом. Используя замеры пластовых температур верхнеюрских отложений и относя их к температурам баженовской свиты, построить карту распределения геотемператур на территории нефтепромыслов Томской области. Далее, по геотемпературному критерию выделить ГЗН — очаги интенсивной генерации баженовской
нефти. Сопоставить положение очагов с размещением залежей в верхнеюрских и меловых отложениях. В случае положительной корреляции местоположение очагов рекомендовать в качестве первоочередных зон для выявления новых объектов в меловом НГК.
Такая постановка задачи не совсем корректная. Мы определяем современное положение очагов интенсивной генерации баженовских нефтей, не учитывается пространственная и термическая динамика очагов в геологическом времени. Однако опыт показывает [5], что пространственное положение эпицентров очагов существенно не меняется.
Результаты исследований
По значениям геотемператур верхнеюрских отложений в 42 скважинах методом интерполяции построена схематическая карта изотерм территории исследований и прогноза положения очагов интенсивной генерации баженовских нефтей (рис. 3). Пороговые температуры, определяющие границы очагов интенсивной генерации нефти ба-женовской свитой, приняты 85 °С.
Анализируя геотермический режим современного верхнеюрского разреза, можно отметить, что
Таблица 1. Характеристика месторождений
Месторождение Условный номер (рис. 2) НГК Фазовое состояние Горизонт (пласты)
Лонтынь-Яхское 1 Верхнеюрский Нефть Ю,
Южно-Черемшанское 2 Меловой Нефть А4,А7, Б5-8. Б13
Поселковое 3 Верхнеюрский Нефть Ю,1
Карасевское 4 Верхнеюрский Нефть Ю,
Западно-Карасёвское 5 Верхнеюрский Нефть Ю,2
Среднеюрский Нефть Ю2
Двуреченское 6 Верхнеюрский Нефть Ю,
Моисеевское 7 Верхнеюрский Нефть Ю,
Западно-Моисеевское 8 Верхнеюрский Нефть Ю,
Крапивинское 9 Верхнеюрский Нефть Ю,
Западно-Крапивинское 10 Верхнеюрский Нефть Ю,
Тагайское 11 Верхнеюрский Нефть Ю,
Южно-Пионерское 12 Верхнеюрский Нефть Ю,
Чворовое 13 Верхнеюрский Нефть Ю,
Глуховское 14 Верхнеюрский Нефть Юо-Ю,
Поньжевое 15 Верхнеюрский Нефть Ю,
Налимье 16 Верхнеюрский Нефть Ю^
Тамратское 17 Верхнеюрский Нефть Ю^
Федюшкинское 18 Верхнеюрский Нефть Ю,
Западно-Карайское 19 Верхнеюрский Нефть Ю,
Среднеюрский Нефть Ю4,6
Карайское 20 Верхнеюрский Нефть Ю,0
Игольско-Таловое 21 Верхнеюрский Нефть Ю,
Фестивальное 22 Кора выветривания Нефть НГГЗК
Речное 23 Палеозойский Газоконденсат М,
Ключевское 24 Верхнеюрский Нефть Ю,
Пуглалымское 25 Верхнеюрский Нефть Ю,
Средненюрольское 26 Верхнеюрский Нефть Ю,
Колотушное 27 Верхнеюрский Нефть Ю,
Мыльджинское 28 Меловой Газоконденсат Б0Н2
Верхнеюрский Газ, нефть Ю,
Южно-Мыльджинское 29 Меловой Нефть Б4-6
Верхнеюрский Нефть Ю,
Среднеюрский Нефть Ю2
Верхнесалатское 30 Верхнеюрский Нефть Ю,
Шингинское 31 Верхнеюрский Нефть Ю/
Западно-Лугинецкое 32 Верхнеюрский Нефть, газоконденсат Ю,
Майское 33 Верхнеюрский Нефть Ю,3-4
Нижнеюрский Нефть+газ Ю,2-,3
Южно-Майское 34 Верхнеюрский Нефть Ю,
Еллейское 35 Верхнеюрский Нефть Ю,0
Водораздельное 36 Среднеюрский Газ, конденсат Ю7
Кулгинское 37 Верхнеюрский Нефть, газконденсат Ю,н
Нижнетабаганское 38 Верхнеюрский Газоконденсат Ю,
Среднеюрский Нефть Юз
Газ Ю5
Палеозойский Нефть М, М,
Смоляное 39 Среднеюрский Нефть Ю4
Тамбаевское 40 Среднеюрский Нефть, газ Юб-7
Палеозойский Нефть PZ
Южно-Тамбаевское 41 Палеозойский Нефть М
Широтное 42 Нижнеюрский Нефть Ю,3
Южно-Табаганское 43 Палеозойский Нефть М
Арчинское 44 Палеозойский Нефть, газоконденсат Мно
Урманское 45 Палеозойский Нефтегазокон-денсат М, М,
Рис. 2. Схема нефтегазоносности Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления (на основе [4]): 1 - месторождения: а) нефтяное; б) конденсатное; в) газовое; 2 - граница Нюрольской мегавпадины; 3 - структура III порядка и ее номер;
4 - речная сеть; 5 - скважина и ееусловный индекс (см. табл. 2); 6 - условный номер месторождения (см. табл. 1). Структуры III порядка: 1 - Кулан-Игайская впадина; 2 - Тамрадская впадина; 3 - Осевой прогиб; 4 - Тамянский прогиб;
5 - Фестивальный вал; 6 - Игольско-Таловое куполовидное поднятие
материнская баженовская свита большей части Нюрольской мегавпадины располагается в ГЗН. Максимальные геотемпературы, достигающие 105 °С, приурочены к центральной и западной частям Кулан-Игайской впадины, восточной части Тамрадской впадины и протягиваются в пределы Шингинской мезоседловины. В юго-восточной и северо-восточной части территории геотемпературы снижаются до 75 °С, имея значения температур ВЗГ.
Плановое положение верхнеюрских и меловых залежей нефти хорошо согласуется с положением очагов генерации баженовских нефтей - практически все месторождения этих залежей попадают в контур изолинии в 85 °С.
Фазовое состояние газовых и газоконденсатных залежей УВ на Кулгинском и Мыльджинском месторождениях объясняется нахождением этих месторождений в пограничной области между ГЗН и ВЗГ баженовских отложений. Верхнеюрская залежь газоконденсата Нижнетабаганского месторож-
дения располагается в пределах ВЗГ баженовских отложений.
На участках отсутствия очагов генерации баженовских нефтей практически нет залежей в верхнеюрском и меловом НГК. Все залежи месторождений Пудинского мезоподнятия (Средневасюган-ский мегавал), Лавровского мезовыступа и Чузик-ско-Чижапской мезоседловины (Северо-Межов-ская мегамоноклиналь), находящиеся (по латера-ли) за пределами очагов генерации баженовских нефтей, принадлежат палеозойскому и нижнеюрскому НГК. Здесь источником УВ палеозойского и нижнеюрского НГК является РОВ нижнеюрских отложений материнской тогурской пачки ^, /1/) [6].
Выводы
1. Построена карта распределения геотемператур верхнеюрских отложений Нюрольской мегавпадины (Томская область) и структур ее обрамления. По геотемпературному критерию вы-
Таблица 2. Пластовые температуры по результатам гидродинамических исследований
Название площади, номер скважины Условный индекс скважины (рис, 2) Интервал испытания, м Свита Горизонт(пласт) и
Лонтынь-Яхская 59 ЛЯ-59 2468...2483 Васюганская ЮГ 93
Шахматная 1 Ша-1 2450.2468 Васюганская Ю, 87
Поселковая 2 По-2 2666.2674 Васюганская Ю,1 Ю0
Западно-Карасёвская 70 ЗКа-70 2655.2660 Васюганская Ю,2 86
Западно-Моисеевская 31 ЗМ-31 2713.2718 Васюганская Ю,3-4 85
Двуреченская15 Дв-15 2682.2683 Васюганская Ю,2 89
Крапивинская 204 Кр-204 2697.2701 Васюганская Ю,1 94
Западно-Крапивинская 221 ЗК-221 2770.2773 Васюганская Ю,3-4 98
Тагайская 9 Таг-9 2812.2815 Васюганская Ю,' 97
Южно-Пионерская 262 ЮП-262 2742.2754 Васюганская ЮГ 80
Южно-Черемшанская 337 ЮЧ-337 2686.2707 Баженовская-васюганская Юс-Ю^ 98
Западно-Ключевская 67 ЗКл-67 2611.2619 Васюганская Ю,4 89
Глуховская 2 Гл-2 2962.2967 Васюганская Ю,0 ТО7
Игольская18 Иг-18 2810.2813 Васюганская Ю,0 98
Таловая 6 Та-6 2803.2808 Васюганская Ю,0 93
Поньжевая 300 Пон-300 2910.2922 Васюганская Ю,3-4 ТО3
Пешеходная 1 (параметрическая) П-1п 2682.2710 Баженовская-васюганская Юо-Ю^ 89
Налимья 1 На-1 2875.2887 Наунакская Ю/ 95
Южно-Фестивальная 1 (параметрическая) ЮФ-1п 2790.2820 Баженовская Юо 90
Тамратская 1 (параметрическая) Т-1п 2853.2860 Васюганская Ю,1 ТО7
Чворовая1 Чв-1 2765.2772 Васюганская Ю,1 97
Мыльджинская 62 Мы-62 2368.2380 Васюганская Ю,3 84
Южно-Мыльджинская 28 ЮМ-28 2414.2420 Васюганская Ю,1 85
Верхнесалатская 30 ВС-30 2462.2469 Васюганская Ю,3-4 87
Глухариная 1 Глу-1 2569.2574 Васюганская Ю,3-4 Ю0
Колотушная 276 Ко-276 2637.2643 Васюганская Ю,1 90
Гордеевская 1 (параметрическая) Г-1п 2680.2735 Васюганская Ю,1 75
Западно-Лугинецкая180 ЗЛ-180 2445.2454 Васюганская Ю,4 84
Шингинская 295 Ши-295 2616.2636 Васюганская Ю, ТО3
Тамбаевская 1 Там-1 2593.2597 Васюганская Ю, 84
Урманская 2 Ур-2 2628.2636 Васюганская Ю, 82
Южно-Урманская 2 ЮУ-2 2665.2681 Васюганская Ю,0 70
Чагвинская1 Ча-1 2641.2647 Васюганская Ю,2 88
Еллейская 2 Ел-2 2632.2640 Васюганская Ю,1 84
Еллей-Игайская 1 ЕИ-1 2604.2614 Васюганская Ю,1-2 79
Водораздельная 1 Во-1 2650.2660 Васюганская Ю,3-4 80
Хылькинская 1 Хы-1 2644.2649 Васюганская Ю,1 89
Смоляная 1 См-1 2642.2647 Васюганская Ю,1 84
Лосинская 1 Ло-1 2630.2636 Васюганская юг 80
Северо-Юлжавская 2 СЮ-2 2674.2707 Васюганская Ю, 78
Кулгинская142 Ку-142 2650.2652 Васюганская Ю,1-2 87
Нижнетабаганская 23 НТ-23 2595.2632 Васюганская Ю'0-' 80
Примечание: данные гидродинамических исследований изучены и сведены из первичных «Дел скважин» (фондовые материалы Томского филиала ФГУ «ТФИ по СФО»),
делены и закартированы очаги интенсивной генерации баженовских нефтей.
2. Показана корреляция положения очагов генерации баженовских нефтей с размещением залежей месторождений углеводородов в верхнеюрском и меловом нефтегазоносных комплексах.
3. Наиболее нефтеперспективными зонами для изучения и освоения мелового нефтегазоносного комплекса являются центральная и западная части Кулан-Игайской впадины, восточная часть Тамрадской впадины и Шингинская ме-зоседловина.
Рис. 3. Схематическая карта распределения геотемператyр верхнеюрских отложений и положения очагов интенсивной генерации баженовских нефтей: 1 - месторождения в верхнеюрском и меловом НГК; 2 - геоизотермы верхнеюрских отложений, °С; 3 - контур очага интенсивной генерации баженовских нефтей. Остальные условньіє обозначения те же, что на рис. 2
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абросимова О.О., Кулагин С.И. Выявление ловушек углеводородов неантиклинального типа в верхне-среднеюрских отложениях (юго-восточная часть Томской области) // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. -№1. - С. 51-53.
2. Мельник И.А. Методика выявления нефтегазоносных объектов в эпигенетически преобразованных коллекторах Западной Сибири // Геофизика. - 2012. - № 1. - С. 31-35.
3. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленев-ский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. -Т 38. - № 6. - С. 1070-1078.
4. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
5. 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 с.
6. Гончаров И.В., Носова С.В., Самойленко В.В. Генетические типы нефтей Томской области // Химия нефти и газа: Матер. V Междунар. конф. - Томск: сО РАН, 2003. - С. 10-14.
Поступила 10.09.2012 г.
