Моделирование тогурской свиты как источника углеводородов в нижне-среднеюрских отложениях Усть-Тымской мегавпадины (Томская область)

Локтионова Ольга Анатольевна; Калинина Людмила Михайловна; Сафронов Павел Иванович

УДК 553.982 (571.1)

DOI: 10.18303/2618-981X-2018-2-136-143

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТОГУРСКОЙ СВИТЫ КАК ИСТОЧНИКА УГЛЕВОДОРОДОВ В НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ УСТЬ-ТЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Ольга Анатольевна Локтионова

Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, аспирант; Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптю-га, 3, младший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (906)996-30-82, e-mail: loktionovaoa@ipgg.sbras.ru

Людмила Михайловна Калинина

Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, доцент, старший преподаватель; Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)330-89-24, e-mail: KalininaLM@ipgg.sbras.ru

Павел Иванович Сафронов

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, научный сотрудник лаборатории теоретических основ прогноза нефтегазоносности, тел. (383)335-64-26, e-mail: SafronovPI@ipgg.sbras.ru

В результате бассейнового моделирования определено время погружения тогурской свиты в главную зону нефтеобразования, проведена реконструкция истории генерации углеводородов органическим веществом тогурской свиты.

Ключевые слова: Усть-Тымская мегавпадина, геттанг-ааленский комплекс, тогурская свита, генерация углеводородов.

MODELING OF THE TOGUR FORMATION AS A SOURCE OF HYDROCARBONS IN THE LOWER-MIDDLE-JURASIC DEPOSITS OF THE UST-TYMSKAYA MEGATROUGH (TOMSK REGION)

Olga A. Loktionova

Novosibirsk National Research State University, 2, Pirogova St., Novosibirsk, 630073, Russia, Ph. D. Student; Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Junior Researcher, Laboratory of Seismogeologuc Simulation of Natural Petroleum Systems, phone: (906)996-30-82, e-mail: loktionovaoa@ipgg.sbras.ru

Ludmila M. Kalinina

Novosibirsk National Research State University, 2, Pirogova St., Novosibirsk, 630073, Russia, Associate Professor, Senior Lecturer; Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Senior Researcher, Laboratory of Seismogeologuc Simulation of Natural Petroleum Systems, phone: (383)330-89-24, e-mail: KalininaLM@ipgg.sbras.ru

Pavel I. Safronov

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Akademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Researcher, Laboratory of Theoretical Bases of Oil and Gas Potential of the Forecast, phone: (383)335-64-26, e-mail: SafronovPI@ipgg.sbras.ru

As the result of basin modeling, the time of submergence of the Togursky suite into the main oil formation zone was determined, the history of generation of hydrocarbons by the organic substance of the Togur suite was reconstructed.

Key words: Ust-Tymskaya megatrouh, Hettingian-Aalenian complex, Togur formation, generation of hydrocarbons.

В Томской области перспективы нефтегазоносности связаны в основном с положительными структурами в обрамлении крупных депрессий, одной из которых является Усть-Тымская мегавпадина.

Большинство месторождений нефти и газа открыты в васюганском горизонте (Ю1), фонд верхнеюрских ловушек на территории исследования практически исчерпан. Для увеличения ресурсной базы региона важное значение имеет открытие новых залежей в глубокозалегающих и слабоизученных нижне-среднеюрских отложениях, к которым относится геттанг-ааленский нефтегазоносный комплекс. По сочетанию коллекторов и флюидоупоров его можно разделить на три подкомплекса (рис. 1): геттанг-раннетоарский представлен ур-манской свитой, содержащей песчаные пласты Ю16-17, и тогурской свитой, залегающей в кровле; тоар-ааленский - пешковской/салатской свитой, содержащей песчаный пласт Ю15, углисто-глинистую пачку У14, радомскую пачку; аален-ский - нижней подсвитой тюменской свиты, включающей группу песчаных пластов Ю11-14 и угольный пласт У10 в кровле.

В каждом подкомплексе выделены замкнутые положительные структуры как потенциальные ловушки УВ, которые унаследовано развивались в юрское, берриас-нижнеаптское, апт-альб-туронское время, и только в посттуронский этап приобрели современный облик. Для всех перспективных объектов методом сравнительного геологического анализа была проведена количественная оценка суммарных ресурсов нефти категории D0 с учетом коэффициента успешности (0,1). Геологические ресурсы составили 128 106 м3, извлекаемые -29 106 м3.

Основной нефтепроизводящей толщей для геттанг-ааленского комплекса является тогурская свита [1, 2]. Задача исследования - восстановить историю погружения осадочных толщ и процессов нафтидогенеза, определить время и масштабы генерации углеводородов (УВ).

Тогурская свита накапливалась в крупных озерах, временами сообщающихся с морем, в условиях теплого гумидного климата, и представлена черными тонкослоистыми битуминозными аргиллитами, обогащенными органическим веществом (ОВ); встречаются прослои алевролитов, мелких песчаников и углей [3, 4]. Мощность отложений изменяется от 10 до 40 м.

Рис. 1. Геолого-геофизическая характеристика геттанг-ааленского комплекса,

выровнено по кровле комплекса: 1 - песчаные пласты; 2 - аргиллито-глинистые пласты; 3 - тогурская свита; 4 - углисто-глинистые пачки; 5 - палеозойские отложения; 6 - границы подкомплексов

Аргиллиты характеризуются средним остаточным генерационным потенциалом порядка 300 мг УВ/г Сорг, современные концентрации органического углерода варьируют от 1,2 до 3,8 %, содержание битумоидов - от 0,22 до 0,63 %. По данным пиролиза, в ряде скважин центральных частей мегавпадины породы содержат аквагенное ОВ, что подтверждается высокими значениями

13 0

параметра 5 С (от -29 до -34 /00), в ряде других скважин породы содержат смешанное ОВ, имеющее генетическую связь с высшей наземной растительностью, о чем свидетельствуют высокие значения отношения концентраций нечетных и четных н-алканов (1,00-1,25) [1, 3].

Аквагенному ОВ соответствует II тип керогена, смешанному - III тип [5], который характеризуется более длительным процессом созревания ОВ и меньшими объемами генерируемых УВ. В силу недостаточного количества данных

не было охарактеризовано площадное распределение этих двух типов, в работе приведена оценка для каждого типа в отдельности.

Бассейновое моделирование включало построение структурно-литологи-ческой модели с использованием структурных поверхностей по 15 стратиграфическим уровням и карт распределения литологических типов по латерали и в разрезе, а также восстановление истории развития теплового поля пород и истории генерации УВ.

Для корректного построения термической модели была проведена калибровка температурной истории отложений, базирующаяся на анализе распределения значений отражательной способности витринита в базальных горизонтах нижней-средней юры [6], современных температур и тепловых потоков. Построенная модель эффективного теплового потока на границе литосферы показала хорошую сходимость расчетных значений отражательной способности витринита и реальных замеров в керне скважин.

В программном пакете Temis Flow «Beicip-Franlab» были получены карты катагенеза ОВ, степени преобразованности керогена, времени вхождения тогурской свиты в главную зону нефтеобразования (ГЗН) и масштабов генерации жидких и газообразных УВ.

В наиболее погруженных частях Усть-Тымской мегавпадины тогурская свита начала погружаться в ГЗН примерно 115-110 млн. лет назад (к концу раннего мела, апт-альб) и полностью погрузилась в нее в плиоцене (5 млн. лет назад) (рис. 2). Выход пород из ГЗН начался около 48 млн. лет назад (ранний эоцен) и продолжается по настоящее время.

История генерации жидких УВ органическим веществом тогурской свиты прослежена для II (рис. 3) и III (рис. 4) типов керогена. Для II типа генерация началась около 94 млн. лет назад в начале позднего мела (сеноман), площадь

Л

генерации (S^ составляла 526,6 км , плотность генерации (рг) не превышала

Л

7 тыс. т/км , для керогена III типа нефтепроявлений обнаружено не было.

В туронское время (89,8 млн лет) для II типа керогена Sг расширяется до

2 2 1000 км , рг нефти увеличивается до 14 тыс. т/км . В случае керогена III типа -

происходят первые незначительные проявления нефтеобразования на Усть-

2 2 Тымской площади = 34 км , рг не превышает 1 тыс. т/км ).

К концу позднего мела в, сантоне (83,6 млн. лет), происходит дальнейшее

увеличение плотности и масштабов генерации жидких УВ: в случае керогена II

2 2

типа Sг = 3241 км , рг = 30 тыс. т/км , для III начался процесс генерации на За-падно-Тымской площади, Sг = 283 км2, рг < 5 тыс. т/км2.

В раннем палеоцене, в дате- зеланде (61.6 млн. лет), процессы генерации

стали протекать более активно: для II типа керогена Sг = 7235,4 км2, рг доходила

2 2 до 130 тыс. т/км , для III типа керогена Sj- расширилась до 4156,2 км , рг возрос-

Л

ла до 30 тыс. т/км .

Попутно с процессами генерации жидких УВ происходит образование жирных газов (С6+). К настоящему времени объемы сгенерированного газа для

11Л 1 1

II типа керогена составляют 112*10 м , для III - 14*10 м .

Рис. 2. Схематическая карта времени вхождения тогурской свиты в главную

зону нефтеобразования ^^ = 0.60) в Усть-Тымском очаге:

1 - скважины; 2 - скважины, вскрывшие нижнюю юру; 3 - область распространения тогурской свиты; 4 - зона отсутствия тогурской свиты

Проведенные исследования позволили восстановить историю погружения тогурской свиты в главную зону нефтеобразования, определить время и масштабы генерации.

При сравнении подсчитанных ресурсов нефти категории Do в ловушках геттанг-ааленского комплекса с объемами сгенерированных УВ, можно сделать вывод о возможности заполнения выделенных объектов, что позволяет считать геттанг-ааленский комплекс нефтегазоперспективным, а тогурскую свиту - основным источником углеводородов.

Рис. 3. Схематические карты изменения масштабов генерации жидких УВ органическим веществом тогурской свиты для II типа керогена во времени:

а) сеноманское; б) туронское; в) сантонское; г) датское; д) настоящее время; 1 - граница области генерации; 2-5 - см. на рис. 2

Рис. 4. Схематические карты изменения масштабов генерации жидких УВ

органическим веществом тогурской свиты для III типа керогена во времени:

а) туронское; б) сантонское; в) датское; г) настоящее время (условные обозначения см. на рисунках 2 и 3)

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Костырева Е. А., Москвин В. И., Ян П. А. Геохимия органического вещества и неф-тегенерационный потенциал нижнеюрской тогурской свиты (юго-восток Западной Сибири) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9. - № 1. - С. 1-1.

2. Ян П. А., Вакуленко Л. Г., Горячева, А. А. и др. Строение, состав и условия формирования тогурской свиты по результатам бурения Западно-Тымской скважины № 1 (нижний тоар, Западная Сибирь) // Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя: материалы науч. сес., Новосибирск, 26-28 апр., 2006 г. - 2006. - С. 213-216.

3. Москвин В. И., Данилова В. П., Костырева Е. А., Меленевский В. Н., Фомин А. Н. Условия накопления, геохимия углеводородов-биомаркеров и нефтегенерационный потенци-

ал отложений тогурской свиты (нижний тоар) Западной Сибири // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири: Тез. докл. науч. совещ., Новосибирск, 12-14 октября 1999 г. - Новосибирск : Изд-во СО РАН. НИЦ ОИГММ - 1999. - С. 95-98.

4. Шурыгин Б. Н., Никитенко Б. Л., Девятов В. П., Ильина В. И., Меледина С. В., Гай-дебурова Е. А. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. -Новосибирск : Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000.

5. Behar F., Vandenbroucke M., Tang Y., Marquis F., Espitalié, J. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation // Organic Geochemistry. - 1997. - Vol. 26. - P. 321-339.

6. Фомин А. Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского бассейна. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2011.

REFERENCES

1. Kostyreva E. A., Moskvin V. I., Yan P. A. Geohimiya organicheskogo veshchestva i neftegeneracionnyj potencial nizhneyurskoj togurskoj svity (yugo-vostok Zapadnoj Sibiri) // Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. - 2014. - T. 9. - № 1. - S. 1-1.

2. Yan P. A., Vakulenko L. G., Goryacheva, A. A. i dr. Stroenie, sostav i usloviya formirovaniya togurskoj svity po rezul'tatam bureniya Zapadno-Tymskoj skvazhiny № 1 (nizhnij toar, Zapadnaya Sibir') // Paleontologiya, biostratigrafiya i paleogeografiya boreal'nogo mezozoya: materialy nauch. ses., Novosibirsk, 26-28 apr., 2006 g. - 2006. - S. 213-216.

3. Moskvin V. I., Danilova V. P., Kostyreva E. A., Melenevskij V. N., Fomin A. N. Usloviya nakopleniya, geohimiya uglevodorodov-biomarkerov i neftegeneracionnyj potencial otlozhenij togurskoj svity (nizhnij toar) Zapadnoj Sibiri // Organicheskaya geohimiya nefteproizvodyashchih porod Zapadnoj Sibiri: Tez. dokl. nauch. soveshch., Novosibirsk, 12-14 oktyabrya 1999 g. - Novosibirsk : Izd-vo SO RAN. NIC OIGMM - 1999. - S. 95-98.

4. Shurygin B. N., Nikitenko B. L., Devyatov V. P., Il'ina V. I., Meledina S. V., Gajdeburova E. A. i dr. Stratigrafiya neftegazonosnyh bassejnov Sibiri. Yurskaya sistema. - Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, filial «GEO», 2000.

5. Behar F., Vandenbroucke M., Tang Y., Marquis F., Espitalié, J. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation // Organic Geochemistry. - 1997. - Vol. 26. - P. 321-339.

6. Fomin A. N. Katagenez organicheskogo veshchestva i neftegazonosnost' mezozojskih i paleozojskih otlozhenij Zapadno-Sibirskogo bassejna. - Novosibirsk : Izd-vo SO RAN, 2011.