CC BY
14Б01: https://doi.org/10.17353/2070-5379/13_2021 УДК 553.98(571.16)
Галиева М.Ф., Лобова Г.А., Осипова Е.Н.
ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет», Томск, Россия, margaritagalieva@gmail.com, lobovaga@tpu.ru, osipovaen@tpu.ru
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПАЛЕОЗОЙСКО-МЕЗОЗОЙСКИХ ОЧАГОВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОЦЕНКА ИХ РОЛИ В ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ ДЕВОНА И КАРБОНА (НА ЗЕМЛЯХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)
Выполнено совместное палеотемпературное моделирование очагов генерации углеводородов осадочных бассейнов: «современных» юрско-мелового и силурийского, девонских и каменноугольных «палеобассейнов» Останинского и Герасимовского нефтегазоконденсатных месторождений Томской области. Установлено, что в условиях геолого-геофизического разреза этих месторождений для палеозойских залежей источником жидких углеводородов, возможно, является верхнеюрская баженовская свита, а источник газообразных углеводородов - палеозойские породы доманикоидного типа.
Ключевые слова: моделирование очага генерации углеводородов, осадочный палеобассейн, палеозойская залежь углеводородов, Томская область.
ВВЕДЕНИЕ
О концепции «главного источника» палеозойской нефти Западной Сибири предлагаются и обосновываются два варианта. По первой концепции, на основе биомаркерного анализа нефтей, палеозойские отложения рассматриваются как нефтеаккумулирующий комплекс с собственными материнскими толщами, обуславливающими восходящую миграцию углеводородных (УВ) флюидов [АЬ^ et al., 2008]. По второй концепции, основанной на корреляции нефтей палеозойских залежей и битумоидов юрских материнских пород, осуществляется нисходящая межпластовая миграция УВ из юрских толщ в доюрские образования [Коржов и др., 2013]. Настоящими исследованиями ставится и решается проблема моделирования палеотемпературным методом мезозойских и палеозойских очагов генерации УВ и оценки их роли в формировании залежей «палеозойской» нефти.
Важно обратить внимание на еще один аспект настоящих исследований. В работах российских [Никитин и др., 2015; Филиппов, Бурштейн, 2017] и зарубежных исследователей [0sadetz et al., 2002; ЬШке et а1., 2012] есть примеры применения метода геотемпературного моделирования «палеобассейнов» [Ступакова и др., 2019]. Но в этих работах, как правило, за рамками опубликованных материалов остаются конкретные схемы и параметры методик и технологий моделирования. Вместе с тем при включении в историко-геологический анализ отложений «палеобассейнов» восстановление истории генерационных и аккумуляционных
процессов существенно осложняется. Поэтому настоящая статья представляется актуальной, так как не только конкретизирует круг проблемных вопросов методологии и методики моделирования «палеобассейнов», но и дает пример технологии их возможного решения.
Первый опыт, новейшие результаты совместного моделирования очагов генерации УВ осадочных бассейнов - юрско-мелового и силурийского, нижне-среднедевонского, верхнедевонско-нижнекаменноугольного «палеобассейнов» - получены на землях Останинской группы месторождений Томской области для палеозойско-мезозойско-кайнозойского разреза Сельвейкинской площади глубокого бурения [Галиева, Алеева, Исаев, 2020]. Установлено, что в условиях геолого-геофизического разреза Сельвейкинской площади (рис. 1, скв. 2), источником газа (газопроявлений) резервуаров коры выветривания и кровли коренного палеозоя является, скорее всего, «девонский» - породы доманикоидного типа чагинской свиты.
Рис. 1. Схема размещения Останинской группы месторождений углеводородов
Томской области
1-2 - месторождение и его название, с залежами: 1 - в юрских нефтегазоносных комплексах, 2 - в юрских и доюрском нефтегазоносных комплексах; 3 - контур тектонического элемента П-го
порядка платформенного чехла [Тектоника и нефтегазоносностъ..., 2002]; 4 - речная сеть; 5 -озеро; 6 - населенный пункт; 7 - скважина, вскрывшая образования коренного палеозоя и ее номер.
Для модели Сельвейкинской площади полученное аномально высокое значение плотности теплового потока в дотриасовое время - 258 мВт/м2. Плотность теплового потока в осадочном чехле в стабильных областях молодых плит редко оценивается выше 150 мВт/м2. Но последняя оценка относится к оценке современного теплового потока.
В настоящей статье представлены результаты сопряженного моделирования катагенетических очагов генерации УВ «современного» юрско-мелового и палеозойских палеобассейнов на месторождениях Останинское и Герасимовское, расположенных в радиальном обрамлении Сельвейкинской площади (см. рис. 1). На этих месторождениях доюрские пласты М и Mi, в отличие от Сельвейкинской площади, содержат промышленные залежи газа и нефти.
Эти месторождения интересны еще и тем, что, с одной стороны, характеризуются высокими значениями плотности современного теплового потока, превышающими современный тепловой поток Сельвейкинской площади на 12-14 мВт/м2 [Исаев и др., 2019]. С другой стороны, на этих месторождениях для палеозойских образований (D3-C1) по отражающей способности витринита (ОСВ) установлена (определения А.Н. Фомина) градация катагенеза МК2, (R0vt=1,05-1,17), что соответствует палеотемпературам 155-160°С. Это намного меньше, на 15-20°С, чем палеотемпературы по ОСВ палеозойских образований в разрезе Сельвейкинской площади - 175°С. Особый интерес к Герасимовскому месторождению обусловлен следующим: в отличие от Сельвейкинской площади и Останинского месторождения, на которых вскрытая кровля палеозоя представлена девонскими отложениями (D3), на Герасимовском месторождении кровля палеозоя сложена образованиями карбона (C1).
Таким образом, настоящая статья содержит постановку и решение задачи палеотектонических и палеотемпературных реконструкций палеозойско-мезозойских очагов генерации УВ в разрезе Останинского и Герасимовского нефтегазоконденсатных месторождений и оценки их роли в формировании залежей в выветрелом и коренном палеозое.
О МЕТОДИКЕ ИССЛЕДОВАНИЙ
Величина и динамика теплового потока из основания осадочного чехла является одним из основных параметров бассейнового моделирования. Его количественная оценка сложна из-за связей с тектоникой, поверхностными процессами и климатом, и поэтому его моделирование требует комплексного подхода. Именно такой подход к расчету теплового
потока обеспечивает применяемая авторами методика, которая предполагает выполнение структурно-тектонических реконструкций, учет климатических изменений, а также использование данных о распределении геотемператур как современных (данные испытаний скважин), так и древних (замеры ОСВ). Палеоструктурные и палеотемпературные реконструкции реализуются посредством компьютерного комплекса 1D моделирования TeploDialog [Исаев и др., 2018].
Верхнее граничное условие модели - климатический вековой ход температуры (температура поверхности осадконакопления) - задается в виде кусочно-линейной функции векового хода на территории юго-востока Западной Сибири. С раннемелового времени (1200 млн. лет назад) «местный» вековой ход для юго-востока Западной Сибири построен на основе обобщения экспериментальных определений и палеоклиматических реконструкций [Исаев и др., 2016]. «Местный» вековой ход температур на поверхности Земли дополнен (450-120 млн. лет назад) палеоклиматическими реконструкциями [Scotese, 2016], основанными на совмещении анализа литологических и палеонтологических индикаторов климата, а также изотопного анализа кислорода, начиная с позднего ордовика. В результате получен вековой ход температур на земной поверхности, начиная с силура (рис. 2).
Нижнее граничное условие модели - глубинный тепловой поток - определяется решением прямой и обратных задач геотермии средствами программного комплекса 1D моделирования. Плотность теплового потока рассчитывалась в два шага. На первом шаге решением обратной задачи геотермии определена плотность глубинного теплового потока из основания осадочного разреза, характеризующуюся квазипостоянным значением с юрского и до настоящего времени. Второй шаг основан на привлечении сведений о геодинамике ниже основания юрско-мелового осадочного разреза.
На первом шаге, с учетом квазистационарности теплового потока, начиная с юрского времени [Курчиков, 2001], решается обратная задача с использованием «наблюденных» геотемператур - пластовых в интервалах юрско-меловых отложений и измерений ОСВ юрских отложений. Для перехода от ОСВ (R0vt) к соответствующей геотемпературе применена оригинальная схема [Исаев, Фомин, 2006], использующая диаграмму «Линии значений ОСВ, нанесенные на измененную схему Коннона» [Хант, 1982].
На втором шаге решается обратная задача с использованием измерений ОСВ палеозойских отложений. Резкое снижение значения теплового потока в триасе, ознаменовавшем окончание герцинского времени, описано с помощью математической функции, обладающей максимальной скоростью уменьшения значения, уравнения дуги -четверти окружности. В результате получено значение теплового потока на ключевые моменты геодинамической истории разреза, начиная с силура.
Т, °С 40
-20
Рис. 2. График верхнего граничного условия параметрической модели - вековой ход температур земной поверхности
на юго-востоке Западной Сибири
Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2021. - Т.16. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/2021/13_2021.html
Критерием корректности результатов моделирования (расчета) плотности теплового потока выступает полученная оптимальная согласованность («невязка») расчетных современных и палеотемператур с измеренными («наблюденными») - пластовыми и геотемпературами, пересчитанными из ОСВ.
Восстановление седиментационной (структурно-тектонической) и термической истории путем решения прямых задач геотермии с заданным тепловым потоком выполняется для всех палеозойских потенциально нефтематеринских свит, а также для юрских -баженовской и тюменской свит.
МОДЕЛЬ ОСТАНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Нефтегеологическая характеристика месторождения
Геология Останинского месторождения представлена образованиями доюрского фундамента и отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. По тектоническому районированию фундамента площадь месторождения входит в состав южной части Нижневартовской антиклинорной зоны инверсионного типа, сложенной геосинклинальной карбонатно-глинисто-сланцевой формацией. По тектоническому районированию платформенного чехла Останинская структура IV порядка приурочена к центральной части тектонической структуры II порядка - Пудинскому мезоподнятию (см. рис. 1).
Нефтегазоносностъ месторождения приурочена к известнякам палеозойского фундамента (пласт М1), коре выветривания (пласт М), песчаным коллекторам тюменской (пласты Юз, Ю4) и наунакской (пласты Ю14, Ю13, Ю12, Ю11) свит. Нефтеносными являются пласты Ю11, М и М1, газоносными - Ю13, Ю14, Юз, Ю4, М.
Пласты Ю1-Ю4. Разрез васюганской и наунакской свит месторождения сложен породами прибрежно-морских и континентальных фаций. По данным литолого-петрографических исследований коллекторы продуктивных пластов представлены средне-, мелкозернистыми песчаниками, переходящими местами в крупнозернистые алевролиты.
Продуктивные образования коры выветривания - пласт М. Залежи УВ в коре выветривания на Останинском месторождении приурочены, в основном, к глинисто -кремнистым отложениям, формирование которых происходило за счет разрушения силикатосодержащих пород. К коре выветривания отнесены также брекчии (из базального слоя), образованные при разрушении и местном перемыве нижележащих глинисто-кремнистых пород.
Продуктивные образования палеозоя - пласт Mi. По литолого-петрографическому описанию породы фундамента на месторождении представлены карбонатными породами -
известняками.
Глубокое поисковое бурение 12 скважин на Останинском месторождении вскрыло образования доюрского фундамента (см. рис. 1). Пласт М опробован в 11 скважинах, пласт М1 - в 6 скважинах (табл. 1). В скв. 438Р из доюрского горизонта М, интервал (2750-2755 м), получен приток безводной нефти, дебит - 60 м3/сут. Небольшая залежь нефти пласта М1 выделена по результатам испытаний скв. 418П.
Выбор скв. Останинская 438Р для выполнения палеотемпературного моделирования обусловлен наличием измеренных геотемператур как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также притоков в скважину флюида из доюрских горизонтов. Скважина вскрыла кору выветривания мощностью 33 м на глубине 2754 м, образования коренного палеозоя (чагинская свита девона - D3cg) c проходкой 63 м.
Численная модель месторождения
Параметризация осадочного разреза скв. Останинская 438Р принимается в соответствии с литолого-стратиграфической разбивкой (дело скважины, материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»), которая дополнена реконструкцией стратиграфического разреза, не вскрытого скважиной (табл. 2).
Реконструкция осадконакопления выполнена с начала силурийского и до конца каменноугольного периодов. Мощности стратиграфических подразделений учтены в соответствии с [Решения совещания..., 1999].
Согласно [Решения совещания., 1999; Стратиграфия нефтегазоносных., 2001] на территории исследований получил развитие депрессионный тип разреза. В нем значительную роль играют глинистые и глинисто-кремнистые породы, свидетельствующие об относительно глубоководных (и/или более спокойных) обстановках осадконакопления.
В разрезе присутствуют два перерыва в осадконакоплении. Первый, непродолжительный по времени, перерыв соответствует первой половине эйфельского века [Исаев, 2012]. Второй начался в среднекаменноугольную эпоху. Он занял более продолжительное время (100,2 млн. лет) и сопровождался размывом каменноугольных отложений - елизаровской (C2elz), средневасюганской (C1-2SV) и кехорегской (C1kh) свит. О перерыве в осадконакоплении и размыве отложений свидетельствуют вскрытые на забое скв. 438Р отложения среднего-позднего девона, а, точнее, чагинской свиты, формирующейся в фаменский век позднего девона [Конторович, 2007], возраст которых подтверждается по комплексу остракод (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»). Девонские отложения перекрыты корой выветривания.
Таблица 1
Результаты опробования скважин Останинского месторождения, вскрывших образования коренного палеозоя
Свита (горизонт, пласт) Интервал, м Тип флюида Дебит, м3/сут - жидкий флюид; тыс. м3/сут - газ
Скв. Останинская 417П
Пласт Ю11 2470-2474 Пластовая вода с пленкой нефти 0,3
Кора выветривания (пласт М) 2731-2774 Пластовая вода 228,8
Кора выветривания (пласт М) + Палеозой (пласт М1) 2759-2892 Практически «сухо» -
Палеозой (пласт М1) 2775-2787 Газ; пластовая вода 0,5; 155,5
Палеозой (пласт М1) 2949-3027 Практически «сухо» -
Палеозой (пласт М1) 3020-3111 Пластовая вода 408,2
Палеозой (пласт М1) 3021-3030 Газ; пластовая вода 0,1; 48,4
Скв. Останинская 418П
Пласт Ю11 2482-2489 Нефть 0,6
Кора выветривания (пласт М) 2765-2785 «Сухо» -
Палеозой (пласт М1) 2790-2876 «Сухо» -
Палеозой (пласт М1) 2834-2838 «Сухо» -
Палеозой (пласт М1) 2821-2838 Нефть; пластовая вода 0,02; 0,23
Палеозой (пласт М1) 2802-2813 Нефть 0,6
Скв. Останинская 419П
Пласт Ю11 2426-2468 «Сухо» -
Палеозой (пласт М1) 2703-2766 «Сухо» -
Палеозой (пласт М1) 2753-2857 Пластовая вода 26,8
Палеозой (пласт М1) 2998-3102 Пластовая вода 28,0
Скв. Останинская 424Р
Пласт Ю11 2512-2519 Пластовая вода 11,0
Пласт Ю12 2537-2546 Пластовая вода 6,5
Пласт Юз 2640-2651 «сухо» -
Пласт Ю4 2672-2687 Газ; пластовая вода 0,005; 0,3
Кора выветривания (пласт М) 2881-2883 Пластовая вода 0,1
Палеозой (пласт М1) 2881-2925 Газ; пластовая вода 0,02; 0,1
Скв. Останинская 429Р
Пласт Ю11 + Пласт Ю12 2477-2502 Газ; конденсат 363,6; 101,0
Пласт Ю12 2496-2502 Газ; конденсат 136,7
Пласт Ю4 2620-2629 Пластовая вода 5,5
Кора выветривания (пласт М) 2868-2894 Пластовая вода 2,6
Кора выветривания (пласт М) 2768-2776 Пластовая вода 1,7
Палеозой (пласт М1) 2914-2946 Пластовая вода 1,2
Скв. Останинская 438Р
ТарскаяК^г 2130-2143 Пластовая вода 6,0
Баженовская Jзbg + Наунакская 1зпп 2448-2456 Газ; конденсат 0,02; 0,004
Наунакская 1зпп 2508-2516 Газ; конденсат; пластовая вода; 40,0; 30,7; 18,1
Тюменская .Т^т 2567-2571 Пластовая вода 0,7
Кора выветривания (пласт М) 2750-2755 Безводная нефть; газ 60,0; 1,5
Палеозой (пласт М1) 2773-2781 Пластовая вода 207,3
Примечание. Таблица составлена по материалам Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО».
Таблица 2
Осадочный разрез скв. Останинская 438, выполненный на основании литолого-стратиграфической разбивки и реконструкции
стратиграфического разреза
Индекс отложений на рис. 4 Отложения Время накопления Мощность, м Кровля свиты, м
Начало, млн. лет назад Окончание, млн. лет назад Продолжительность, млн.лет
КЕ Четвертичные отложения 0 1,64 0 1,64 20 0
Плиоценовые N2 4,71 1,64 з,07 0 -
Миоценовые N1 24 4,71 19,29 25 20
Некрасовская серия Pgзnk Средний-верхний олигоцен з2,з 24 8,з 124 46
Чеганская свита Pg2-зhq Верхний эоцен-олигоцен 41,7 з2,з 9,4 з0 170
Люлинворская свита Pg2l1 Эоцен 54,8 41,7 1з,1 70 200
Талицкая свита Pglt1 Палеоцен 61,7 54,8 6,9 20 270
К Ганькинская свита Pgl-K2gn Маастрихт-даний 7з,2 61,7 11,5 72 290
Славгородская свита К281 Верхний сантон-кампан 86,5 7з,2 1з,з 60 з62
Ипатовская свита К21р Коньяк-нижний сантон 89,8 86,5 з,з 191 422
Кузнецовская свита К2кЕ Турон 91,6 89,8 1,8 14 61з
Покурская свита К1-2рк Апт-альб-сеноман 114,1 91,6 22,5 86з 627
Алымская свита К1а1-2 Апт 120,2 114,1 6,1 0 -
Киялинская свита К1к18 Готерив-баррем 1з2,4 120,2 12,2 6з7 1490
Тарская свита К11г Валанжин 1з6,1 1з2,4 з,7 104 2129
Куломзинская свита К1к1т Берриас-валанжин 145,8 1з6,1 9,7 194 22зз
Jзbg Баженовская свита Jзbg Титон 151,2 145,8 5,4 22 2427
1з Георгиевская свита ^г Киммеридж 156,6 151,2 5,4 0 -
Наунакская свита .Тзпп Келловей-оксфорд 162,9 156,6 6,з 76 2449
.Т^т Тюменская свита Jl-2tm Нижняя-средняя юра 208 162,9 45,1 228 2526
Т Тампейская серия Т Средний-верхний триас 21з 208 5 зз 2754
- Размыв каменноугольных отложений з1з,2 21з 100,2 -750 -
С1-2 Елизаровская свита С2еЬ Башкирский век з20,2 з1з,2 7 120 -
Средневасюганская свита С1^у Верхний серпухов-башкирский век з26,2 з20,2 6 200 -
Кехорегская свита С1^ Турне-средний серпухов з58,9 з26,2 з2,7 4з0 -
Dзcg Чагинская свита D3cg Фран-фамен з82,7 з58,9 2з,8 480* 2787
Б2С2 Чузикская свита D2cz Верхний эйфель-живет з90,5 з82,7 7,8 470 з267
- Перерыв (скрытое несогласие) Нижний эйфель з9з,з з90,5 2,8 0 -
Dlmr Мирная толща Dlmr Эмс 407,6 з9з,з 14,з 400 з7з7
82^1 Лесная свита Dl1s Лохков-прага 419,2 407,6 11,6 480 41з7
Майзасская свита S2mz Пржидол 42з 419,2 з,8 410 4617
Большеичская свита 82Ь1 Лудлов 427,4 42з 4,4 209 5027
в11г Ларинская свита 84г Лландовер-венлок 44з,4 427,4 16 з60 52з6
Глубина реконструированного разреза, м 5596
Фактический забой скважины, м 2850
Примечания: серой заливкой в таблице выделены размыв каменноугольных и перерыв осадконакопления среднедевонских отложений; зеленой заливкой выделены мощности отложений, вскрытых бурением, желтой заливкой - реконструированные мощности отложений; *показана мощность чагинской свиты, которая частично вскрыта бурением (вскрытая мощность составляет 63 м).
В качестве предполагаемых источников УВ для резервуаров коры выветривания и кровли коренного палеозоя рассматриваются потенциально материнские свиты [Запивалов, Исаев, 2010; Катагенез органического вещества..., 2011]: ларинская (Silr), мирная (Dimr), чузикская (D2cz), чагинская (D3cg), тюменская (Ji-2tm) и баженовская (J3bg). Если чагинские отложения непосредственно вскрыты скв. Останинская 438Р, то породы доманикоидного типа ларинской, мирной и чузикской свит выявлены на смежных участках территории исследований.
При решении обратных задач геотермии, как на первом, так и на втором шаге, «невязка» расчетных и измеренных (наблюденных) геотемператур не превысила ±2°С (табл. 3, рис. 3), т.е. соответствует оптимальной.
Таблица 3
Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скв. Останинская 438Р,
рассчитанный тепловой поток
Приуроченность/глубина, м Темпе эатура, °С Рассчитанный тепловой поток, мВт/м2 /динамическая характеристика
Пластовая По ОСВ (R0vt) Модельная (расчётная) Разница расчётной и измеренной
K1kl/2119 77 - 79 +2 54 /квазистационарный, начиная с юры, до современного
J3nn /2512 94 - 92 -2
J1-2tm /2570 94 - 94 0
J1-2tm /2704 - 115 (0,76) 115 0
D3Cg/2844 - 155 (1,05) 155 0 223 /квазистационарный, начиная с силура, до резкого снижения в триасе
Примечание. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
Для модели Останинского месторождения получено значение плотности теплового потока - 223 мВт/м2 (см. табл. 3, 4), заметно меньшее, чем на Сельвейкинской площади (258 мВт/м2), но, по-прежнему, аномально высокое.
Анализ и оценка результатов Ключевым фактором, определяющим реализацию генерационных возможностей формации, являются продолжительность и температурный режим главной фазы нефтеобразования (ГФН), главной зоны нефтеобразования (ГЗН), так называемое «нефтяное окно» - 90-130°С. Значительную роль в формировании залежей УВ играет и главная фаза газообразования (ГФГ), которая характеризуется наибольшей интенсивностью образования УВ газов, преимущественно метана и газоконденсата, более 190°С - разрушительные для УВ температуры [Неручев, Рогозина, Капченко, 1973; Бурштейн и др., 1997].
Рис. 3. Графики сопоставления расчетных и измеренных геотемператур в скв. Останинская 438Р для современного разреза (А), на время максимального прогрева осадочного чехла в конце палеогена - 24 млн. лет назад (Б), на время максимального прогрева палеозойского разреза - 313 млн. лет назад (В)
1-3 - геотемпературы (1 - расчетные; 2 - измеренные пластовые; 3 - измеренные по ОСВ); 4 - положение подошвы осадочного чехла. 24 млн. лет назад -время максимальной мощности юрско-палеогеновых отложений и начала резкого спада климатических температур в конце олигоцена. 313 млн. лет назад - время максимальной мощности палеозойского разреза.
Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2021. - Т.16. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/2021/13_2021.htm1
Таблица 4
Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скв. Останинская 438Р
Время, млн. лет назад Климатический вековой ход температур, °С Тепловой поток, мВт/м2 Геотемпературы свиты, °С
Баженовская (Jзbg) Тюменская Чагинская (DзCg) Чузикская Мирная фдаг) Ларинская ^к)
Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м
0 0 54 97 2427 104 2526 118 2787 134 3267 148 3737 194 5236
1,64 1 54 99 2407 106 2506 120 2767 136 3247 150 3717 196 5216
4,71 3 54 101 2406 108 2505 122 2766 138 3246 152 3716 198 5215
24 16 54 112 2381 119 2480 133 2741 149 3221 162 3691 208 5190
32,3 16 54 106 2257 113 2356 127 2617 143 3097 157 3567 203 5066
41,7 12 54 100 2227 107 2326 121 2587 137 3067 151 3537 196 5036
54,8 19 54 105 2157 113 2256 126 2517 142 2997 156 3467 202 4966
61,7 22 54 107 2137 114 2236 128 2497 143 2977 157 3447 203 4946
73,2 16 54 98 2065 105 2164 118 2425 135 2905 149 3375 194 4874
86,5 22 54 100 2005 107 2104 121 2365 137 2845 150 3315 196 4814
89,8 22 54 93 1814 100 1913 114 2174 130 2654 144 3124 190 4623
91,6 22 54 89 1800 96 1899 110 2160 126 2640 140 3110 186 4609
114,1 21 54 56 937 63 1036 77 1297 93 1777 107 2247 153 3746
116,3 18 54 55 936 62 1035 76 1296 91 1776 105 2246 151 3745
120,2 19 54 53 935 61 1034 74 1295 90 1775 104 2245 150 3744
132,4 14 54 30 298 37 397 51 658 67 1138 81 1608 127 3107
136,1 10 54 26 194 34 293 47 554 63 1034 77 1504 123 3003
145,8 12 54 19 0 27 99 40 360 56 840 70 1310 116 2809
151,2 14 54 - - 26 77 40 338 55 818 69 1288 115 2787
156,6 14 54 - - 26 76 40 337 55 817 69 1287 115 2786
162,9 15 54 - - 23 0 37 261 53 741 66 1211 112 2710
208 14 139 - - - - 42 33 81 513 115 983 229 2482
213 14 158 - - - - 38 0 84 480 123 950 257 2449
265,1 10 223 - - - - 101 430 163 910 218 1380 403 2879
303,7 20 223 - - - - 138 630 200 1110 255 1580 441 3079
313,2 20 223 - - - - 155 750 216 1230 271 1700 456 3199
318,2 18 223 - - - - 136 630 197 1110 252 1580 437 3079
322 18 223 - - - - 131 585 192 1065 248 1535 431 3034
323 19 223 - - - - 128 573 191 1053 245 1523 430 3022
324 19 223 - - - - 127 561 190 1041 244 1511 429 3010
326 19 223 - - - - 126 538 187 1018 242 1488 427 2987
335,1 19 223 - - - - 110 430 171 910 226 1380 411 2879
339 16 223 - - - - 97 360 159 840 214 1310 399 2809
343 16 223 - - - - 88 287 149 767 205 1237 390 2736
347 19 223 - - - - 80 215 142 695 197 1165 381 2664
350 19 223 - - - - 74 161 137 641 191 1111 376 2610
351 20 223 - - - - 72 143 135 623 189 1093 374 2592
353 22 223 - - - - 69 107 130 587 186 1057 371 2556
358,9 30 223 - - - - 62 0 125 480 179 950 364 2449
371 37 223 - - - - 53 0 98 236 154 706 337 2205
377 35 223 - - - - 43 0 81 115 135 585 320 2084
378 35 223 - - - - 41 0 77 95 131 565 316 2064
379 34 223 - - - - 39 0 74 74 128 545 313 2044
380 33 223 - - - - 37 0 70 54 124 524 309 2023
382,7 34 223 - - - - - - 65 0 118 470 303 1969
385 35 223 - - - - - - 57 0 102 331 286 1830
386 35 223 - - - - - - 51 0 92 271 276 1770
387 28 223 - - - - - - 45 0 82 211 266 1710
390,5 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1499
391,9 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1500
393,3 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1499
Продолжение таблицы 4
Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скв. Останинская 438Р
Время, млн. лет назад Климатический вековой ход температур, °С Тепловой поток, мВт/м2 Геотемпературы свиты, °С
Баженовская (J3bg) Тюменская Чагинская (D3cg) Чузикская (D2cz) Мирная (Бдаг) Ларинская (Silr)
Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м
400 24 223 - - - - - - - - 38 0 210 1312
405 26 223 - - - - - - - - 31 0 195 1172
406 26 223 - - - - - - - - 29 0 191 1144
407 27 223 - - - - - - - - 28 0 189 1116
407,6 27 223 - - - - - - - - - - 187 1099
413 35 223 - - - - - - - - - - 164 876
419,2 34 223 - - - - - - - - - - 132 619
420 34 223 - - - - - - - - - - 121 533
421 34 223 - - - - - - - - - - 108 425
422 33 223 - - - - - - - - - - 94 317
423 33 223 - - - - - - - - - - 80 209
427,4 29 223 - - - - - - - - - - 51 0
Примечания: бледно-синей заливкой показаны температуры ГФН, желтой - НФГ, ГФГ, темно-желтой - палеотемпературный максимум; зеленой -времена размыва каменноугольных и перерыва осадконакопления среднедевонских отложений; светло-фиолетовой - температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ; красной - время температуры в чагинской свите 313,2 млн. лет назад, соответствующей определению ОСВ (155°С).
В формировании нефтегазоносности доюрского фундамента участвуют два резервуара: коры выветривания и коренного палеозоя. Первый (горизонт М) сформировался в период 213-208 млн. лет назад и существует до нашего времени (в скв. 438Р вскрытая мощность 33 м). Палеотемпературы горизонта М не превышали 120°С. Принимая концепцию, что резервуар верхней части коренного палеозоя (мощностью до 400-500 м, вскрытая мощность 63 м) генетически обусловлен преимущественно эпигенетическими процессами в коре выветривания [Белозеров, Гарсия Бальса, 2018]. Этот резервуар (вторичные коллекторы) сформировался не раньше 213-208 млн. лет назад и существует до нашего времени, его геотемпература не превышала 130°С.
Вместе с тем принимаются концепции преимущественно вертикальной межпластовой миграции УВ [Стратегия и основы..., 2014; Мельник, Недоливко, Зимина, 2020], включая миграцию вниз по разрезу. Анализ периодов «работы» очагов генерации нефти (ГФН), газа и газоконденсата (ГФГ) в каждой из перечисленных выше потенциально материнских свит (табл. 4, рис. 4) позволяет сделать вывод о возможности аккумуляции и сохранности залежей УВ в резервуарах коры выветривания и коренного палеозоя.
Ларинская свита (Silr) находилась в ГФН сравнительно недолго, 3 млн. лет (422419,2 млн. лет назад), в ГФГ - 13 млн. лет (419,2-406 млн. лет назад). С большой вероятностью нефтяной потенциал ларинского источника исчерпан 419,2 млн. лет назад, газовый потенциал - 406 млн. лет назад. Свита вошла 406 млн. лет назад в зону деструктивных для УВ геотемператур, превышающих 190°С, и находилась в этой зоне дважды: с 406 по 162,9 млн. лет назад и с 89,8 млн. лет назад по настоящее время. Совершенно очевидно, что ларинские УВ не могли аккумулироваться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя.
Мирная свита (Dimr) находилась в ГФН 8 млн. лет (386-378 млн. лет назад), в ГФГ -28 млн. лет (378-350 млн. лет назад). Нефтяной потенциал мирнинского источника с большой вероятностью исчерпан 378 млн. лет назад, газовый потенциал - 350 млн. лет назад. 350 млн. лет назад свита вошла в зону деструкции УВ и находилась в этой зоне до 213 млн. лет назад, 37 млн. лет. Очевидно, что мирнинские УВ не могли аккумулироваться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя.
Чузикская свита (D2cz) находилась в ГФН 20 млн. лет (371-351 млн. лет назад), в ГФГ - 27млн. лет (351-324 млн. лет назад). 324 млн. лет назад свита вошла в зону деструкции УВ, и находилась в этой зоне до 265 млн. лет назад, 59 млн. лет. Очевидно, что чузикские УВ не могли заполнять и сохраняться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя, которые сформировались не раньше 213-208 млн. лет назад.
А I, °С
40
1, млн. лет 450 400 350 300 250 200 150 100 50
-6000 ▼ И, м
мВт/м2
I, МЛН. лет 450 400 350 250 200 150 100 50
Рис. 4. Палеоструктурные и палеотемпературные реконструкции разреза
скв. Останинская 438Р
1 - геоизотерма; 2 - стратиграфическая приуроченность отложений; 3 - изотерма граничных температур ГФН. В верхней части рисунка приведен график палеоклиматического векового хода температур на земной поверхности, в нижней - график изменения расчетной плотности теплового потока во времени.
Чагинская свита (Dзcg) находилась в ГФН на протяжении 17 млн. лет, уже (339322 млн. лет назад), в ГФГ - 57 млн лет, (322-265,1 млн. лет назад). Нефтяной потенциал чагинского источника с большой вероятностью исчерпан 322 млн. лет назад, газовый потенциал - 265 млн. лет назад. Свита не подвергалась деструктивным для УВ геотемпературам. Учитывая последовательность генерации и миграции жидких УВ и газов, следует ожидать аккумуляцию и частичную сохранность чагинского газа в резервуарах коры выветривания и палеозоя. Такой прогноз в некоторой степени подтверждается разбуриванием пластов М и Мл (см. табл. 1, скважины 417П, 424Р, 438Р), где при испытаниях зафиксированы незначительные газопроявления.
Тюменская свита (J1-2M) находится в высокотемпературной и продолжительной ГФН на протяжении последних 92 млн. лет, (91,6-0 млн. лет назад). Тюменский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и коренного палеозоя в течение последних 92 млн. лет. Геотемпературы резервуаров благоприятны для сохранности тюменской нефти.
Баженовская свита (J3bg) также до сих пор находится в высокотемпературной и продолжительной ГФН, на протяжении последних 90 млн. лет, (89,8-0 млн. лет назад). Все это время баженовский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя.
Выводы
Таким образом, сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя Останинского месторождения являются тюменский и баженовский источники нефти и чагинский источник газа. Однако генетические анализы нефтей из резервуаров коры и палеозоя показывают, что эти нефти генерированы сапропелевым ОВ. Поэтому нефти резервуаров коры выветривания и палеозоя могут быть, с наибольшей вероятностью, именно баженовскими.
Роль чагинского источника газа для пластов М и М1, вероятно, крайне незначительная. Если оценивать эту роль (долю) на примере залежи, вскрытой скв. 438Р, то она составляет 1,5/(60,0+1,5) = 0,02, то есть порядка 2%.
В итоге, можно констатировать, что в условиях геолого-геофизического разреза Останинского месторождения основным («главным») источником УВ для резервуаров коры и девона является, скорее всего, юрская «баженовская нефть».
МОДЕЛЬ ГЕРАСИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Нефтегеологическая характеристика месторождения
По фундаменту площадь Герасимовского месторождения расположена на границе внутригеосинклинального Межовского срединного массива и Васюган -Пудинского антиклинория. По осадочному чехлу Герасимовская структура находится в зоне сочленения Чузикско-Чижапской мезоседловины и Пудинского мезоподнятия, осложняя его юго-западный склон (см. рис. 1).
Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с резервуарами доюрского (пласты М, М1), нижнеюрского (пласт Ю15), среднеюрского (пласты Ю14, Ю12, Ю11, Ю10, Ю2) и верхнеюрского (пласты Ю11"2, Ю13, Ю14) нефтегазоносных комплексов. Фазовое состояние залежей следующее: пласты М1, Ю15, Ю14, Ю12, Ю11 - нефтегазовые, М и Ю10 -нефтегазоконденсатные, Ю2, Ю11"2, Ю13, Ю14 - газоконденсатные.
Пласты группы Ю (наунакская, тюменская свиты) - средне-, мелкозернистые песчаники, реже - крупнозернистые алевролиты.
Резервуар выветрелого палеозоя - пласт М представлен кавернозно-трещиноватыми кремнистыми, реже глинисто-кремнистыми породами с органогенным детритом. Отмечается значительное изменение качества коллекторов в резервуаре по латерали, вплоть до полного их уплотнения.
Резервуар коренного палеозоя - пласт М1 выполнен, в основном, известняками органогенными кремнистыми с прослоями мергелей и аргиллитов. В скв. Герасимовская 12 вскрыты нижнекарбоновые черные известковистые силициты.
Глубокое поисковое бурение на 17 скважинах Герасимовского месторождения вскрыло образования доюрского фундамента (см. рис. 1). Пласт М является основным промышленным нефтяным объектом (табл. 5). В скв. Герасимовская 8 из доюрского горизонта М (интервал 2854-2861 м) зафиксирован приток безводной нефти, дебит -127 м3/сут. Приток нефти дебитом 8 м3/сут получен из пласта М1 (интервал 2867-2879 м) в скв. Герасимовская 12. Приток газа дебитом 5,5 тыс. м3/сут - из интервала 2746-2758 м (М1+М) в скв. Герасимовская 7. Непромышленные притоки нефти получены из пласта Ю7 в скв. Герасимовская 12 и газоконденсатной смеси в скв. Герасимовская 7.
Выбор скв. Герасимовская 12 для выполнения палеотектонических и палеотемпературных реконструкций предопределен обеспеченностью измеренными геотемпературами как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также наличием притоков из доюрских пластов. Скважина вскрыла выветрелую часть фундамента мощностью 57 м на глубине 2842 м, образования коренного палеозоя (кехорегская свита карбона -C1kh) - c проходкой 111 м.
Численная модель месторождения
Литолого-стратиграфическая разбивка («дело скважины») послужила основой параметризации вскрытого мезозойско-кайнозойского разреза скв. 12 (табл. 6). Реконструкция мощностей не пройденного силурийско-каменноугольного стратиграфического разреза выполнена с учетом [Решения совещания., 1999].
В палеозойском разрезе учтены перерывы в осадконакоплении [Исаев, 2012]. Первый (первая половина эйфельского века) - непродолжительный, порядка 3 млн. лет. Второй (с началом в среднекаменноугольную эпоху) - более продолжительный, порядка 105 млн. лет. Во второй перерыв размывались каменноугольные отложения - елизаровская (C2elz), средневасюганская (C1-2SV) и частично кехорегская (^kh) свиты.
Таблица 5
Результаты опробования глубоких скважин Герасимовского нефтегазоконденсатного месторождения, пройденных в образованиях коренного палеозоя
Свита (горизонт, пласт) Интервал, м Тип флюида Дебит, м3/сут
Скв. Герасимовская 7
Выветрелый палеозой (пласт М) + Кехорегская свита (С^ (пласт М1)) 2746-2758 нефть, газ 20; 5,5 тыс. м3/сут
Выветрелый палеозой (пласт М) 2746-2754 нефть, газ 8,2; 2,1 тыс. м3/сут
Тюменская свита (пласт Ю7)) 2704-2712 газоконденсатная смесь (конденсат+газ) 16 тыс. м3/сут
Тюменская свита (.Т^т (пласт Ю2)) 2562-2568 конденсат, газ 1,2; 10,8 тыс. м3/сут
Скв. Герасимовская 12
Кехорегская свита (С^ (пласт М1)) 2902-2917 пластовая вода с малым количеством растворенного газа 1,1
Кехорегская свита (С^ (пласт М1)) 2867-2879 нефть, вода, газ 8; 3,5; 0,5 тыс. м3/сут
Выветрелый палеозой (пласт М) 2847-2860 нефть 3,5
Тюменская свита (.Т^т) + Выветрелый палеозой (пласт М) 2838-2859 нефть 90%, вода 10% 13
Тюменская свита (.Т^т (пласт Ю7)) 2770-2780 нефть 0,4
Наунакская свита .зпп) 2565-2570 практически «сухой» -
Скв. Герасимовская 8
Выветрелый палеозой (пласт М) 2854-2861 нефть 127
Выветрелый палеозой (пласт М) 2865-2870, 2854-2861 нефть 80
Тюменская свита (.Т^т) + Выветрелый палеозой (пласт М) 2828-2847 нефть 47
Примечание. Таблица составлена по материалам Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО».
О перерыве в осадконакоплении и размыве отложений свидетельствуют вскрытые на забое скв. 12 визейские отложения раннего карбона, возраст которых подтверждается по комплексу фораминифер. Таким образом, толщина размытых палеозойских отложений составляет не менее 1000 м.
Как источники УВ для горизонтов выветрелого и коренного палеозоя предполагаются потенциально нефтематеринские свиты [Запивалов, Исаев, 2010; Катагенез органического вещества., 2011]: палеозойские породы доманикоидного типа - ларинской ^11г), мирной (Бшг), чузикской (D2Cz), чагинской (Dзcg), кехорегской (С1кИ) свит, а также юрские битуминозные породы тюменской (Ъ-2Ш) и баженовской (Jзbg) свит.
Таблица 6
Осадочный разрез скважины Герасимовская 12, выполненный на основании литолого-стратиграфической разбивки
и реконструкции стратиграфического разреза
Индекс отложений на рис. 6 Отложения Время накопления Мощность, Кровля свиты, м м
Начало, млн. лет назад Окончание, млн. лет назад Продолжительность, млн. лет
Kz Четвертичные отложения Q 1,64 0 1,64 16 0
Плиоценовые N2 4,71 1,64 3,07 35 16
Миоценовые N1 24 4,71 19,29 45 51
Некрасовская серия Pgзnk Средний-верхний олигоцен 32,3 24 8,3 110 96
Чеганская свита Pg2-зhq Верхний эоцен-олигоцен 41,7 32,3 9,4 35 206
Люлинворская свита Pg2ll Эоцен 54,8 41,7 13,1 65 241
Талицкая свита Pgltl Палеоцен 61,7 54,8 6,9 20 306
K Ганькинская свита Pgl-K2gn Маастрихт-даний 73,2 61,7 11,5 110 326
Славгородская свита K2sl Верхний сантон-кампан 86,5 73,2 13,3 40 436
Ипатовская свита К21р Коньяк-нижний сантон 89,8 86,5 3,3 180 476
Кузнецовская свита К2к2 Турон 91,6 89,8 1,8 12 656
Покурская свита К^рк Верхний апт-альб-сеноман 114,1 91,6 22,5 881 668
Алымская К1а1-2 Апт 120,2 114,1 6,1 0 -
Киялинская свита К^к Готерив-баррем 132,4 120,2 12,2 627 1549
Тарская свита К^г Валанжин 136,1 132,4 3,7 96 2176
Куломзинская свита К1Ыт Берриас-валанжин 145,8 136,1 9,7 255 2272
J3bg Баженовская свита Jзbg Титон 151,2 145,8 5,4 21 2527
J3 Георгиевская свита ^г Киммеридж 156,6 151,2 5,4 4 2548
Наунакская свита 1зпп Келловей-оксфорд 162,9 156,6 6,3 59 2552
J1-2tm Тюменская свита 11-2"1т Нижняя-средняя юра 208 162,9 45,1 231 2611
- Размыв каменноугольных отложений 313,2 208 105,2 -1034 -
C1-2 Елизаровская свита С2ек Башкирский век 320,2 313,2 7 365 -
Средневасюганская свита Cl-2sv Верхний серпухов-башкирский век 326,2 320,2 6 590 -
C:kh Кехорегская свита С1^ Турне-средний серпухов 358,9 326,2 32,7 430* 2842
D3cg Чагинская свита D3cg Фран-фамен 382,7 358,9 23,8 480 3193
D2CZ Чузикская свита D2cz Верхний эйфель-живет 390,5 382,7 7,8 470 3673
- Перерыв (скрытое несогласие) Нижний эйфель 393,3 390,5 2,8 0 -
D¡mr Мирная толща Dlmr Эмс 407,6 393,3 14,3 400 4143
S2-D1 Лесная свита Dlls Лохков-прага 419,2 407,6 11,6 480 4543
Майзасская свита S2mz Пржидол 423 419,2 3,8 410 5023
Большеичская свита S2bl Лудлов 427,4 423 4,4 209 5433
S:lr Ларинская свита Sllr Лландовер-венлок 443,4 427,4 16 360 5642
Глубина реконструированного разреза, м 6002
Фактический забой скважины, м 3010
Примечания: серой заливкой выделены размыв каменноугольных и перерыв осадконакопления среднедевонских отложений; зеленой - мощности отложений, вскрытых бурением, желтой заливкой - реконструированные мощности отложений; *показана мощность кехорегской свиты, которая частично вскрыта бурением (вскрытая мощность составляет 168 м).
При решении обратных задач геотермии как на первом, так и на втором шаге «невязка» расчетных и измеренных (наблюденных) геотемператур не превысила ±2°С (табл. 7, рис. 5), то есть соответствует оптимальной.
Таблица 7
Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скв. Герасимовская 12,
рассчитанный тепловой поток
Приуроченность/ глубина, м Температура, °C Тепловой поток, мВт/м2 /динамическая характеристика
Пластовая измеренная По ОСВ (Rvt) Модельная (расчётная) Разница расчётной и измеренной
Jsnn /2586 - i09 (0,72) i09 0 54 /квазистационарный, начиная с юры, до современного
Ji-2tm /2750 i00 - i0i +i
Ji-2tm /2797 - ii7 (0,78) ii6 -i
Ji-2tm /2821 - ii7 (0,78) ii7 0
Ji-2tm /2825 i03 - i03 0
Ji-2tm /2838 - ii6 (0,77) ii7 +i
Cikh/2908 - i70 (i,i7) i70 0 224 /квазистационарный, начиная с силура, до резкого снижения в триасе
Примечание. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
Для модели Герасимовского месторождения получено значение плотности теплового потока - 224 мВт/м2 (см. табл. 7, 8), фактически повторившее значение плотности теплового потока модели Останинского месторождения (223 мВт/м2).
Решением прямых задач геотермии с использованием расчетных значений и динамики глубинного теплового потока выполнено восстановление седиментационной и термической истории для фанерозойских потенциально материнских свит - ларинской, мирной, чузикской, чагинской, кехорегской, а также тюменской и баженовской (табл. 8, рис. 6).
Анализ и оценка результатов Доюрский нефтегазоносный комплекс представлен двумя резервуарами: выветрелого (горизонт М) и коренного (Мл) палеозоя. Триасовая кора выветривания, вероятно играющая ключевую роль в генезисе резервуаров, формировалась в период 213-208 млн. лет назад, однако подверглась денудационным процессам и не сохранилась. То есть принимая концепцию, согласно которой резервуары палеозоя генетически обусловлены преимущественно эпигенетическими метеорными и гидротермальными процессами в коре выветривания. Эти резервуары, представленные вторичными коллекторами, сформировались не ранее 213-208 млн. лет назад, их геотемпературы не превышали 130°С.
Рис. 5. Графики сопоставления расчетных и измеренных геотемператур в скв. Герасимовская 12 для современного разреза (А), на время максимального прогрева осадочного чехла в конце палеогена - 24 млн. лет назад (Б), на время максимального прогрева палеозойского разреза - 313 млн. лет назад (В)
1-3 - геотемпературы (1 - расчетные; 2 - измеренные пластовые; 3 - измеренные по ОСВ); 4 - положение подошвы осадочного чехла. 24 млн. лет назад -время максимальной мощности юрско-палеогеновых отложений и начала резкого спада климатических температур в конце олигоцена. 313 млн. лет назад - время максимальной мощности палеозойского разреза.
Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2021. - Т.16. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/2021/13_2021.html
Таблица 8
Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скв. Герасимовская 12
Время, млн. лет назад «Местный» вековой ход, °С Тепловой поток, мВт/м2 Геотемпературы свиты, °С
Баженовская (М Тю1 (1 венская Кехорегская (СМ) Чаг инская Чуз >икская Э2С2) Мирная (Бдаг) Ларинская ^Тг)
Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м
0 0 54 102 2527 109 2611 119 2763 133 -3193 149 3673 163 4143 209 5642
1,64 1 54 103 2511 110 2595 120 2747 135 3177 151 3657 165 4127 211 5626
4,71 3 54 104 2476 111 2560 122 2712 136 3142 152 3622 166 4092 212 5591
24 16 54 114 2431 121 2515 131 2667 146 3097 161 3577 175 4047 221 5546
32,3 16 54 109 2321 116 2405 126 2557 140 2987 156 3467 170 3937 216 5436
41,7 12 54 103 2286 110 2370 120 2522 134 2952 150 3432 164 3902 209 5401
54,8 19 54 108 2221 115 2305 125 2457 140 2887 156 3367 170 3837 216 5336
61,7 22 54 109 2201 116 2285 126 2437 141 2867 156 3347 170 3817 216 5316
73,2 16 54 99 2091 106 2175 116 2327 131 2757 146 3237 160 3707 206 5206
86,5 22 54 102 2051 109 2135 119 2287 133 2717 149 3197 163 3667 209 5166
89,8 22 54 95 1871 102 1955 112 2107 127 2537 143 3017 157 3487 203 4986
91,6 22 54 92 1859 98 1943 109 2095 123 2525 139 3005 153 3475 198 4974
95,0 22 54 86 1726 93 1810 104 2042 118 2393 134 2873 147 3343 193 4842
110,0 21 54 64 1139 70 1223 81 1455 95 1806 111 2286 125 2756 170 4255
114,1 21 54 57 979 64 1063 75 1215 89 1645 105 2125 119 2595 165 4094
116,3 18 54 56 978 63 1062 73 1214 88 1644 104 2124 118 2594 163 4093
120,2 19 54 54 977 61 1061 71 1213 85 1643 101 2123 114 2593 159 4092
132,4 12 54 25 351 32 435 42 587 57 1017 72 1497 86 1967 132 3466
136,1 12 54 22 255 28 339 39 491 53 921 69 1401 83 1871 129 3370
145,8 13 54 13 0 20 84 30 236 45 666 60 1146 74 1616 120 3115
151,2 14 54 - - 20 63 30 215 45 645 61 1125 75 1595 120 3094
156,6 13 54 - - 19 59 30 211 44 641 60 1121 74 1591 120 3090
162,9 14 54 - - 19 0 30 152 45 582 61 1062 74 1532 120 3031
208 13 138 - - - - 28 79 63 351 102 831 135 1301 249 2800
213 14 156 - - - - 32 79 72 351 118 831 157 1301 290 2800
265,1 10 224 - - - - 40 0 102 430 164 910 220 1380 406 2879
300,7 20 224 - - - - 129 590 192 1020 255 1500 310 1970 496 3469
300,9 20 224 - - - - 130 596 193 1026 256 1506 311 1976 496 3475
305,0 20 224 - - - - 147 716 210 1146 272 1626 328 2096 513 3595
310,0 21 224 - - - - 169 862 231 1292 294 1772 349 2242 535 3741
313,2 20 224 - - - - 179 955 240 1385 303 1865 359 2335 543 3834
315,0 20 224 - - - - 166 861 227 1291 290 1771 344 2241 530 3740
319,7 18 224 - - - - 130 616 192 1046 253 1526 309 1996 494 3495
319,8 18 224 - - - - 129 611 190 1041 253 1521 307 1991 493 3490
320,2 18 224 - - - - 125 590 187 1020 250 1500 304 1970 489 3469
323 19 224 - - - - 90 315 151 745 213 1225 267 1695 453 3194
324,7 19 224 - - - - 68 148 130 578 190 1058 247 1528 432 3027
326,0 20 224 - - - - 51 20 113 450 175 930 230 1400 416 2899
326,2 20 224 - - - - 50 0 111 430 173 910 229 1380 415 2879
335,0 18 224 - - - - 41 0 94 314 157 794 211 1264 397 2763
336,5 17 224 - - - - 38 0 90 295 153 775 207 1245 393 2744
339,0 16 224 - - - - 34 0 84 262 147 742 202 1212 388 2711
343,0 16 224 - - - - 30 0 77 209 139 689 195 1159 381 2658
346,5 17 224 - - - - 28 0 72 163 135 643 190 1113 375 2612
347,0 17 224 - - - - 29 0 72 156 134 636 190 1106 376 2605
350,0 19 224 - - - - 28 0 69 117 130 597 186 1067 372 2566
351,0 20 224 - - - - 27 0 66 104 130 584 184 1054 370 2553
353,0 21 224 - - - - 27 0 65 78 127 558 182 1028 368 2527
358,9 30 224 - - - - - - 62 0 126 480 180 950 366 2449
371,0 37 224 - - - - - - 53 0 99 236 154 706 339 2205
374,3 37 224 - - - - - - 48 0 90 169 145 639 331 2138
377,0 35 224 - - - - - - 44 0 81 115 135 585 321 2084
378,0 35 224 - - - - - - 41 0 78 95 132 565 318 2064
378,5 34 224 - - - - - - 40 0 76 85 130 555 316 2054
379,0 34 224 - - - - - - 39 0 74 75 128 545 314 2044
380,0 33 224 - - - - - - 37 0 71 54 125 524 311 2023
Продолжение таблицы 8
Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скв. Герасимовская 12
Время, млн. лет назад «Местный» вековой ход, °С Тепловой поток, мВт/м2 Геотемпературы свиты, °С
Баженовская (J3bg) Тю1 (J венская Кехорегская (Cikh) Чаг (D инская Чуз (D >икская 0202) Мирная (Бдаг) Ларинская (S¡lr)
Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м Геотемпературы Глубина кровли свиты, м
380,0 33 224 - - - - - - 37 0 71 54 125 524 311 2023
382,7 34 224 - - - - - - - - 65 0 119 470 304 1969
385,0 35 224 - - - - - - - - 57 0 102 331 287 1830
386,0 33 224 - - - - - - - - 51 0 92 271 278 1770
386,2 34 224 - - - - - - - - 49 0 90 259 276 1758
387,0 32 224 - - - - - - - - 45 0 82 211 268 1710
390,5 22 224 - - - - - - - - - - 47 0 233 1499
391,9 22 224 - - - - - - - - - - 47 1 233 1500
393,3 22 224 - - - - - - - - - - 47 0 233 1499
400,0 24 224 - - - - - - - - - - 38 0 211 1312
405,0 26 224 - - - - - - - - - - 31 0 196 1172
406,0 26 224 - - - - - - - - - - 29 0 192 1144
407,0 26 224 - - - - - - - - - - 28 0 190 1116
407,6 27 224 - - - - - - - - - - - - 188 1099
413,0 31 224 - - - - - - - - - - - - 165 876
419,2 34 224 - - - - - - - - - - - - 133 619
419,4 34 224 - - - - - - - - - - - - 130 597
420,0 34 224 - - - - - - - - - - - - 122 533
421,0 34 224 - - - - - - - - - - - - 108 425
422,0 33 224 - - - - - - - - - - - - 95 317
422,3 33 224 - - - - - - - - - - - - 90 285
423 33 224 - - - - - - - - - - - - 80 209
427,4 29 224 - - - - - - - - - - - - 51 0
Примечание: светло-синей заливкой показаны температуры ГФН, желтой - НФГ, ГФГ, темно-желтой - палеотемпературный максимум; зеленой -времена размыва каменноугольных и перерыва осадконакопления среднедевонских отложений; светло-фиолетовой - температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ; красной - время (313,2 млн. лет назад) геотемпературы в центре кехорегской свиты (179°С), соответствующее определению ОСВ в кровле кехорегской свиты - Я0^=1,17 (170°С).
"С
40
1, млн. лет 450 400 350 300 250 200 150 100 50
^-1-1-г-1->-1-1-1-1- 0
I, млн. лет 450 400 350 300 250 200 150 100 50
Рис. 6. Палеоструктурные и палеотемпературные реконструкции разреза
скв. Герасимовская 12.
1 - геоизотерма; 2 - стратиграфический индекс отложений; 3 - граничная изотерма ГФН. В верхней части рисунка приведен график палеоклиматического векового хода температур на земной поверхности, в нижней - график изменения расчетной плотности теплового потока во времени.
В то же время, принимается концепция вертикальной межпластовой миграции УВ, включая миграцию как вверх, так и вниз по разрезу.
Последовательно анализируя периоды «работы» катагенетических очагов генерации нефти (ГФН), газа и газоконденсата (ГФГ) в каждой из семи фанерозойских потенциально материнских свит (см. табл. 8, рис. 6) и сопоставляя эти периоды со временем формирования палеозойских резервуаров, оценены возможности аккумуляции и сохранности УВ в виде залежей палеозойских пластов.
Максимальный прогрев палеозойского разреза наблюдается к началу размыва
каменноугольных отложений (313 млн. лет назад). В это время разрез характеризуется максимальной мощностью в доюрское время. Геотемпературы в наиболее погруженной ларинской свите достигают 540оС, а, соответственно, выше по разрезу: в мирной - 360оС, в чузикской - 300оС, в чагинской - 240оС, в кехорегской - 180оС.
Ларинская свита (Silr). Ларинская свита вошла в ГЗН 422 млн. лет назад, но ненадолго - на 3 млн. лет, в ГЗГ - 419 млн. лет назад на 12 млн. лет. Таким образом, нефтяной потенциал ларинского источника реализован 419 млн. лет назад, газовый потенциал -407 млн. лет назад. С этого времени свита вошла в зону геотемператур, превышающих 190оС, то есть деструктивных для УВ. В зону деструктивных геотемператур ларинская свита погружалась дважды: 407-163 млн. лет назад и 95,0-0 млн. лет назад. Таким образом, УВ ларинской свиты подвергались действию разрушительных геотемператур в общей сложности 339 млн. лет, в том числе 244 млн. лет до формирования коллекторов палеозойских резервуаров. Вполне ясно, что УВ ларинского источника не могли аккумулироваться в этих резервуарах.
Мирная свита (Dimr). Свита вошла в ГЗН 386 млн. лет назад на 8 млн. лет, в ГЗГ -378 млн. лет назад на весьма продолжительное время - 31 млн. лет. Нефтяной потенциал мирного источника реализован 378 млн. лет назад, газовый потенциал - 347 млн. лет назад. На этом временном этапе свита вошла в зону геотемператур, деструктивных для УВ. В зоне деструктивных геотемператур мирная свита находилась 134 млн. лет (347-213 млн. лет назад), то есть еще до формирования коллекторов палеозойских резервуаров. Очевидно, что УВ мирного источника не могли аккумулироваться в резервуарах палеозоя.
Чузикская свита (D2cz). Свита вошла в ГЗН 374 млн. лет назад на значительный интервал геологического времени - 23 млн лет, в ГЗГ - 351 млн. лет назад на продолжительное время - 26 млн. лет. Весьма вероятно, что нефтяной потенциал чузикского источника полностью реализован 351 млн. лет назад, а газовый потенциал - 325 млн. лет назад. С этого времени свита вошла в зону геотемператур, деструктивных для УВ. Свита находилась в этой зоне не менее 60 млн. лет, то есть до 324 млн. лет назад. Таким образом, что УВ чузикского источника не могли питать залежи палеозойских горизонтов.
Чагинская свита (D3cg). Чагинская свита вошла в ГЗН 336 млн. лет назад - на 12 млн. лет, в ГЗГ - 325 млн. лет назад на 5 млн. лет. Вероятно, что нефтяной потенциал чагинского источника реализован 325 млн. лет назад, а газовый потенциал - 320 млн лет назад. Начиная с 320 млн. лет назад, чагинская свита находится в зоне деструктивных геотемператур, то есть порядка 7 млн. лет до начала формирования коллекторов палеозойских горизонтов. Учитывая историю деструктивных геотемператур, маловероятно, что УВ чагинского источника могли питать залежи палеозойских горизонтов.
Кехорегская свита (C1kh). Кехорегская свита вошла в ГЗН 323 млн. лет назад, но ненадолго - на 3 млн. лет, в ГЗГ - первый раз 320 млн. лет назад на весьма продолжительное время - 19 млн. лет, и второй раз 24 млн. лет назад еще на 20 млн. лет. За свою историю палеозойская кехорегская свита не погружалась в зону деструктивных геотемператур. Если учесть последовательность фаз генерации и эмиграции жидких и газообразных УВ, а также временной период формирования палеозойских коллекторов, то можно с большой вероятностью ожидать аккумуляцию кехорегского газа в резервуарах палеозоя. Такой прогноз подтверждается результатами опробования скважин 7 и 12 (см. табл. 5): в интервалах палеозойских горизонтов, наряду с притоками нефти, получены притоки газа.
Тюменская свита (J1-2tm). Тюменская свита находится в ГЗН с 95 млн. лет назад по настоящее время. Свита за свою историю не входила в зону деструктивных геотемператур. Следовательно, тюменская нефть может аккумулироваться в палеозойских резервуарах с 95 млн. лет назад и по настоящее время, а геотемпературы резервуаров палеозоя вполне благоприятны для сохранности нефти тюменского источника. Такой предварительный прогноз подтверждается результатами опробования - в интервалах палеозойских горизонтов, как и в пластах тюменской свиты, получены притоки нефти (см. табл. 5, скважины 8 и 12).
Баженовская свита (J3bg). Баженовская свита находится в ГФН уже без малого 92 млн. лет. Свита за свою историю не испытывала воздействия деструктивных температур. Баженовская нефть может аккумулироваться в палеозойских резервуарах с 92 млн. лет назад и по настоящее время, а температурная история резервуаров палеозоя благоприятна для сохранности нефти баженовского источника. Такой предварительный прогноз подтверждается опробованием - в интервалах палеозойских горизонтов получены притоки жидких УВ (см. табл. 5).
Выводы
В результате выполненного для Герасимовского месторождения совместного палеотемпературного моделирования фанерозойских очагов генерации УВ мезозойских и палеозойских осадочных бассейнов выявлены и изучены вероятные сингенетичные источники залежей УВ в выветрелом и коренном палеозое, а именно: тюменский и баженовский источники нефти и кехорегский источник газа.
Основываясь на данных генетических анализов нефти из резервуаров палеозоя [Костырева, 2004; Ablya et al., 2008; Катагенез органического вещества., 2011], возможность аккумуляции тюменской нефти в палеозое исключается, поскольку палеозойские нефти генерированы сапропелевым ОВ. Поэтому нефти резервуаров палеозоя могут быть, скорее всего, именно баженовскими.
Вместе с тем, источником газа резервуаров палеозоя, скорее всего, является
«кехорегский» - породы доманикоидного типа кехорегской свиты. В отличие от Останинского месторождения, где вклад доюрского источника газа (чагинский источник) в газонефтяные залежи составил всего 2%, то доля кехорегского газа Герасимовского месторождения в газонефтяных залежах палеозоя может достигать порядка 20% (пример -скв. Герасимовская 7).
Подводя итог исследованиям в районе Герасимовского месторождения, на котором вскрытая кровля палеозоя представлена отложениями нижнего карбона, можно заключить, что основным («главным») источником УВ доюрских залежей является юрская «баженовская нефть». Наряду с этим, роль каменноугольного кехорегского источника газа для палеозойских горизонтов весьма значительна.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В заключении следует констатировать, что результаты палеотемпературных исследований разрезов Сельвейкинской площади, Останинского и Герасимовского месторождений показывают, что альтернативные концепции «главного источника» палеозойских залежей УВ не являются взаимоисключающими. Представляется, что для палеозойских залежей источником жидких УВ (нефть), скорее всего, является верхнеюрская баженовская свита, а источником газообразных УВ (газ и газоконденсат) - палеозойские породы доманикоидного типа.
Литература
Белозеров В.Б., Гарсия Бальса А.С. Перспективы поиска залежей нефти в отложениях девона юго-восточной части Западно-Сибирской плиты // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2018. - Т.329. - №6. - С. 128-139.
Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. -№ 6. - С. 1070-1078.
Галиева М.Ф., Алеева А.О., Исаев В.И. Очаги генерации углеводородов и их аккумуляция в доюрском разрезе Сельвейкинской площади глубокого бурения (Томская область) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2020. - Т. 15. - № 3. -http://www.ngtp.ru/rub/2020/26_2020.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/26 2020
Запивалов Н.П., Исаев Г.Д. Критерии оценки нефтегазоносности палеозойских отложений Западной Сибири // Вестник Томского государственного университета. - 2010. -№ 341. - С. 226-232.
Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Старостенко В.И., Тихоцкий С.А., Фомин А.Н. Мезозойско-кайнозойский климат и неотектонические события как факторы реконструкции термической истории нефтематеринской баженовской свиты арктического региона Западной Сибири (на примере п-ва Ямал) // Физика Земли. - 2018. - №2. - С.124-144.
Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Фомин А.Н. Палеоклиматические факторы
реконструкции термической истории баженовской и тогурской свит юго-востока Западной Сибири // Геофизический журнал. - 2016. - Т. 38. - № 4. - С. 3-25.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Фомин А.Н., Булатов В.И., Кузьменков С.Г., Галиева М.Ф., КрутенкоД.С. Тепловой поток и нефтегазоносность (п-ов Ямал, Томская обл.) // Георесурсы.
- 2019. - Т. 21. - № 3. - С. 125-135.
Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. - 2006. - Т.47. - №6. - С.734-745.
Исаев Г.Д. Региональные стратиграфические подразделения палеозоя ЗападноСибирской плиты (по данным исследования табулятоморфных кораллов) // Вестник ТГУ. -2012. - №355. - С.161-168.
Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна / А.Н. Фомин. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. - 331 с.
Конторович В.А. Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири (на примере Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонакопления) // Геология и геофизика. - 2007. - Т. 48. - № 5. - С. 538-547.
Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Конторович. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
Коржов Ю.В., Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г.А. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов) // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 323.
- №1. - С. 51-56.
Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 843-853.
Курчиков А.Р. Геотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 11. - № 42. - С. 1846-1853.
Мельник И.А., Недоливко Н.М., Зимина С.В. Вторичные карбонаты юрских песчаных отложений как показатели продуктивности палеозоя // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2020. - Т. 331. - № 3. - С. 32-38.
Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Капченко Л.Н. Главная фаза газообразования - один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого рассеянного органического вещества // Геология и геофизика. - 1973. - №10. - С. 14-16.
Никитин Д.С., Иванов Д.А., Журавлев В.А., Хуторской М.Д. Объёмная геолого-геотермическая модель осадочного чехла северо-восточной части Баренцевоморского шельфа в связи с освоением ресурсов углеводородов // Георесурсы. - 2015. - № 1. - С. 13-19.
Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской равнины / Под ред. В.И. Краснова. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 1999. - 80 с.
Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири / В.И. Исаев, Г.А. Лобова, Ю.В. Коржов, М.Я. Кузина, Л.К. Кудряшова, О.Г. Сунгурова. - Томск: Изд-во ТПУ, 2014. - 112 с.
Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири в 9 кн. Кн. 5: Палеозой Западной Сибири / Под ред. А. Э. Конторовича. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2001. - 163 с.
Ступакова А.В., Пашали А.А., Волянская В.В., Суслова А.А., Завьялова А.П.
Палеобассейны - новая концепция моделирования истории геологического развития и нефтегазоносности регионов // Георесурсы. - 2019. - Т. 21. - № 2. - С. 4-12.
Филиппов Ю.Ф., Бурштейн Л.М. История генерации нафтидов в Предъенисейском осадочном бассейне // Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология: сборник материалов. В 4 томах. Том 1. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2017. - С. 166-170. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. - М.: Мир, 1982. - 704 с. Ablya E., Nadezhkin D., BordyugE., Korneva T., Kodlaeva E., Mukhutdinov R., Sugden M.A., P.F. van Bergen. Paleozoic-sourced petroleum systems of the Western Siberian Basin - What is the evidence? // Organic Geochemistry. - 2008. - Vol. 39. - No. 8. - P. 1176-1184.
Littke R., Urai J.L., Uffmann A.K., Risvanis F. Reflectance of dispersed vitrinite in Palaeozoic rocks with and without cleavage: Implications for burial and thermal history modeling in the Devonian of Rursee area, northern Rhenish Massif, Germany // International Journal of Coal Geology. - 2012. - Vol. 89. - P. 41-50. DOI: https://doi.org/10.1016/_i.coal.2011.07.006
Osadetz K.G., Kohn B.P., Feinstein S., O'Sullivan P.B. Thermal history of Canadian Williston basin from apatite fission-track thermochronology-implications for petroleum systems and geodynamic history // Tectonophysics. - 2002. - Vol. 349. - No. 1-4. - P. 221-249. DOI: https://doi.org/10.1016/S0040-1951(02)00055 -0
Scotese C.R. A new global temperature curve for the Phanerozoic // GSA Annual Meeting Denver, Colorado, Abstracts with Programs. - 2016. - V. 48. - № 7. - P. 74-31.
Galieva M.F., Lobova G.A., Osipova E.N.
National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russia, margaritagalieva@gmail.com, lobovaga@tpu.ru, osipovaen@tpu.ru
MODELLING OF THE PALEOZOIC AND MESOZOIC FOCI OF HYDROCARBON GENERATION TO ASSESS THEIR ROLE IN PETROLEUM ACCUMULATIONS FORMATION BELONGING TO THE DEVONIAN AND CARBONIFEROUS SECTION
(THE TOMSK REGION STUDY)
This paper performs coupled paleotemperature modelling of foci of hydrocarbon generation in sedimentary basins: the "present" Jurassic-Cretaceous basin and the Silurian, the Devonian and Carboniferous "paleobasins " in the territory of the Ostanin and the Gerasimov oil-gas condensate fields of Tomsk Region. It was stated that under the geological and geophysical circumstances within these fields' sections the oil source rock, more likely, is the Upper Jurassic Bazhenov Formation and the source rock for generating gas and condensate are the Paleozoic domanic type rocks.
Keywords: modelling offocus of hydrocarbon generation, sedimentary paleobasin, Paleozoic petroleum accumulation, Tomsk Region.
References
Ablya E., Nadezhkin D., Bordyug E., Korneva T., Kodlaeva E., Mukhutdinov R., Sugde M.A., P.F. van Bergen. Paleozoic-sourced petroleum systems of the Western Siberian Basin - What is the evidence? Organic Geochemistry, 2008, vol. 39, no. 8, pp. 1176-1184.
Belozerov V.B., Garsiya Bal'sa A.S. Perspektivy poiska zalezhey nefti v otlozheniyakh devona yugo-vostochnoy chasti Zapadno-Sibirskoy plity [Prospects of searching for oil reservoirs in the Devonian deposits of the south-eastern part of the Western-Siberian plate]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2018, vol. 329, no. 6, pp. 128-139.
Burshteyn L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskiy V.N. Model' katageneza organicheskogo veshchestva (na primere bazhenovskoy svity) [Model of catagenesis of organic matter (by using the example of the Bazhenovka Formation)]. Geologiya i geofizika, 1997, vol. 38, no. 6, pp. 1070-1078.
Filippov Yu.F., Burshteyn L.M. Istoriya generatsii naftidov v Pred"eniseyskom osadochnom basseyne [History of oil and gas generation of the Pre-Yenisey sedimentary basin. Nedropolzovanie. Gornoe delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdeniy poleznykh iskopaemykh. Ekonomika. Geoekologiya]. Nedropol'zovanie. Gornoe delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdeniy poleznykh iskopaemykh. Ekonomika. Geoekologiya: sbornik materialov. V 4 tomakh. Tom 1. Novosibirsk: INGG SO RAN, 2017, vol. 1, pp. 166-170.
Galieva M.F., Aleeva A.O., Isaev V.I. Ochagi generatsii uglevodorodov i ikh akkumulyatsiya v doyurskom razreze Sel'veykinskoy ploshchadi glubokogo bureniya (Tomskaya oblast') [Hydrocarbons generation focis and accumulation within the pre-Jurassic section of the deep drilling Selveikin area (Tomsk Region)]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2020, vol. 15, no. 3, available at: http://www.ngtp.ru/rub/2020/26_2020.html. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/26_2020
Isaev G.D. Regional'nye stratigraficheskie podrazdeleniya paleozoya Zapadno-Sibirskoy plity (po dannym issledovaniya tabulyatomorfnykh korallov) [Regional stratigraphic subdivisions of the Paleozoic of the West-Siberian plate]. Vestnik TGU, 2012, no. 355, pp.161-168.
Isaev V.I., Fomin A.N. Ochagi generatsii neftey bazhenovskogo i togurskogo tipov v yuzhnoy chasti Nyurol'skoy megavpadiny [Loci of Generation of Bazhenov- and Togur-Type Oils in the Southern Nyurol'ka Megadepression]. Geologiya i geofizika, 2006, vol. 47, no. 6, pp. 734-745.
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Fomin A.N. Paleoklimaticheskie faktory rekonstruktsii termicheskoy istorii bazhenovskoy i togurskoy svit yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri
[Paleoclimate's factors of reconstruction of thermal history of petroleum bazhenov and togur suites southeastern Western Siberia]. Geofizicheskiy zhurnal, 2016, vol. 38, no. 4, pp. 3-25.
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskiy S.A., Fomin A.N. Mezozoysko-kaynozoyskiy klimat i neotektonicheskie sobytiya kak faktory rekonstruktsii termicheskoy istorii neftematerinskoy bazhenovskoy svity arkticheskogo regiona Zapadnoy Sibiri (na primere p-va Yamal) [Mesozoic-Cenozoic Climate and Neotectonic Events as Factors in Reconstructing the Thermal History of the Source-Rock Bazhenov Formation, Arctic Region, West Siberia, by the Example of the Yamal Peninsula]. Fizika Zemli, 2018, vol. 54, no. 2, pp. 124-144.
Isaev V.I., Lobova G.A., Fomin A.N., Bulatov V.I., Kuz'menkov S.G., Galieva M.F., Krutenko D.S. Teplovoy potok i neftegazonosnost' (p-ov Yamal, Tomskaya obl.) [Heat flow and oil and gas potential (the Yamal peninsula, Tomsk Region)]. Georesursy, 2019, vol. 21, no. 3, pp. 125135.
Katagenez organicheskogo veshchestva i neftegazonosnost' mezozoyskikh i paleozoyskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskogo megabasseyna [Catagenesis of organic matter and oil-and-gas of the Mesozoic and Paleozoic deposits of the Western Siberian megabasin]. A.N. Fomin. Novosibirsk: INGG SO RAN, 2011, 331 p.
Khant Dzh. Geokhimiya i geologiya nefti i gaza [Petroleum geochemistry and geology]. Moscow: Mir, 1982, 704 p.
Kontorovich V.A. Seysmogeologicheskie kriterii neftegazonosnosti zony kontakta paleozoyskikh i mezozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri (na primere Chuzikcko-Chizhapckoy zony neftegazonakopleniya) [Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic boundary in West Siberia: seismogeological criteria]. Geologiya i geofizika, 2007, vol. 48, no. 5, pp. 538-547.
Korzhov Yu.V., Isaev V.I., Kuzina M.Ya., Lobova G.A. Genezis doyurskikh zalezhey nefti Rogozhnikovskoy gruppy mestorozhdeniy (po rezul'tatam izucheniya vertikal'noy zonal'nosti alkanov) [Genesis of the pre-Jurassic oil deposits of the Rogozhnikovo group of fields (based on results of vertical alkanes zoning studying)]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2013, vol. 323, no. 1, pp. 51-56.
Kostyreva E.A. Geokhimiya i genezis paleozoyskikh neftey yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Geochemistry and genesis of Paleozoic oils in southeastern West Siberia]. Geologiya i geofizika, 2004, vol. 45, no. 7, pp. 843-853.
Kurchikov A.R. Geotermicheskiy rezhim uglevodorodnykh skopleniy Zapadnoy Sibiri [Geothermal regime of hydrocarbon accumulations in Western Siberia]. Geologiya i geofizika, 2001, vol. 42, no. 11, pp. 1846-1853.
Littke R., Urai J.L., Uffmann A.K., Risvanis F. Reflectance of dispersed vitrinite in Palaeozoic rocks with and without cleavage: Implications for burial and thermal history modeling in the Devonian of Rursee area, northern Rhenish Massif, Germany. International Journal of Coal Geology, 2012, vol. 89, pp. 41-50. DOI: https://doi.org/10.1016/j.coal.2011.07.006
Mel'nik I.A., Nedolivko N.M., Zimina S.V. Vtorichnye karbonaty yurskikh peschanykh otlozheniy kakpokazateliproduktivnostipaleozoya [Secondary carbonates of Jurassic sand deposits as indicators of the Paleozoic productivity]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2020, vol. 331, no. 3, pp. 32-38.
Neruchev S.G., Rogozina E.A., Kapchenko L.N. Glavnaya faza gazoobrazovaniya - odin iz etapov katageneticheskoy evolyutsii sapropelevogo rasseyannogo organicheskogo veshchestva [Main phase of petroleum generation as a stage of catagenetic evolution of dispersed sapropelic vegetable organic matter]. Geologiya i geofizika, 1973, no. 10, pp. 14-17.
Nikitin D.S., Ivanov D.A., Zhuravlev V.A., Khutorskoy M.D. Ob"emnaya geologo-geotermicheskaya model' osadochnogo chekhla severo-vostochnoy chasti Barentsevomorskogo shel'fa v svyazi s osvoeniem resursov uglevodorodov [Three-dimensional geological and geothermal model of sedimentary cover in the north-eastern part of the Barents sea shelf in connection with the development of hydrocarbon resources]. Georesursy, 2015, no. 1, pp. 13-19.
Osadetz K.G., Kohn B.P., Feinstein S., O'Sullivan P.B. Thermal history of Canadian Williston basin from apatite fission-track thermochronology - implications for petroleum systems and
geodynamic history. Tectonophysics, 2002, vol. 349, no. 1-4, pp. 221-249. DOI: https://doi.org/10.1016/S0040-1951(02)00055 -0
Resheniya soveshchaniya po rassmotreniyu i prinyatiyu regional'noy stratigraficheskoy skhemy paleozoyskikh obrazovaniy Zapadno-Sibirskoy ravniny [Resolution of considering and admitting regional stratigraphic scheme of Paleozoic formations within Western Siberian Plain conference]. Editor V.I. Krasnova. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 1999, 80 p.
Scotese C.R. A new global temperature curve for the Phanerozoic. GSA Annual Meeting Denver, Colorado, Abstracts with Programs, 2016, vol. 48, no. 7, pp. 74-31.
Strategiya i osnovy tekhnologii poiskov uglevodorodov v doyurskom osnovanii Zapadnoy Sibiri [Strategy and basis of technologies for hydrocarbon exploration in the pre-Jurassic basement of Western Siberia]. V.I. Isaev, G.A. Lobova, Yu.V. Korzhov, M.Ya. Kuzina, L.K. Kudryashova, O.G. Sungurova. Tomsk: Izd-vo TPU, 2014, 112 p.
Stratigrafiya neftegazonosnykh basseynov Sibiri v 9 kn. Kn. 5: Paleozoy Zapadnoy Sibiri [Stratigraphy of oil and gas basins of Siberia]. Editor A.E. Kontorovich. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2001, 163 p.
Stupakova A.V., Pashali A.A., Volyanskaya V.V., Suslova A.A., Zav'yalova A.P. Paleobasseyny - novaya kontseptsiya modelirovaniya istorii geologicheskogo razvitiya i neftegazonosnosti regionov [Paleobasins - a new concept of modeling the history of geological development and oil and gas bearing of regions]. Georesursy, 2019, vol. 21, no. 2, pp. 4-12.
Tektonika i neftegazonosnost' mezozoysko-kaynozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and oil and gas potential of the Mesozoic and Cenozoic rocks in the south-eastern part of Western Siberia]. V.A. Kontorovich. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2002, 253 p.
Zapivalov N.P., Isaev G.D. Kriterii otsenki neftegazonosnosti paleozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [Criteria of estimation of oil-and-gas-bearing Palaeozoic deposits of Western Siberia]. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta, 2010, no. 341, pp. 226-232.
© Галиева М.Ф., Лобова Г.А., Осипова Е.Н., 2021
