Научная статья на тему 'Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины'

Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
271
55
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ПАЛЕОТЕМПЕРАТУРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ / БАЖЕНОВСКИЕ НЕФТИ / ОЧАГ ГЕНЕРАЦИИ / ПЛОТНОСТЬ РЕСУРСОВ / ВЕРХНЕЮРСКО-МЕЛОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ / УСТЬ-ТЫМСКАЯ МЕГАВПАДИНА / PALEOTEMPERATURE MODELING / BAZHENOV OIL / THE GENERATION CENTER / DENSITY OF RESOURCES / UPPER JURASSIK-CRETACEOUS DEPOSITS / THE UST-TYM MEGADEPRESSION

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Лобова Галина Анатольевна

Выполнена оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины и её обрамления (Западная Сибирь) на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования очагов генерации и относительной плотности начальных геологических ресурсов баженовских нефтей. Приведена рекомендация первоочередности объектов для постановки геологоразведочных работ.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Лобова Галина Анатольевна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

The author has estimated the petroleum potential of Upper Jurassic-Cretaceous deposits in the Ust-Tym megadepression and its framing (Western Siberia) based on paleotectonic reconstructions and paleotemperature modeling, mapping the generation centers and relative density of initial geological resources of Bazhenov oils. The article introduces the recommendation on priority of objects for exploration work organization.

Текст научной работы на тему «Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины»

УДК 553.982:553.041:552.578:550.836

ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ И ПЕРВИЧНО-АККУМУЛИРОВАННЫЕ РЕСУРСЫ БАЖЕНОВСКИХ НЕФТЕЙ

УСТЬ-ТЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ

Г.А. Лобова

Томский политехнический университет E-mail: [email protected]

Выполнена оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины и её обрамления (Западная Сибирь) на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования очагов генерации и относительной плотности начальных геологических ресурсов баженовских нефтей. Приведена рекомендация первоочередности объектов для постановки геологоразведочных работ.

Ключевые слова:

Палеотемпературное моделирование, баженовские нефти, очаг генерации, плотность ресурсов, верхнеюрско-меловые отложения, Усть-Тымская мегавпадина.

Key words:

Paleotemperature modeling, Bazhenov oil, the generation center, density of resources, Upper Jurassik-Cretaceous deposits, the Ust-Tym megadepression.

Введение

Западная часть Усть-Тымской мегавпадины, граничащая с Александровским, Средневасюган-ским и Пудинским палеовыступами (Западная Сибирь), покрыта редкой сетью сейсмических профилей методом общей глубинной точки. В восточных районах современные геофизические работы практически не проводились. Территория исследований представляет собой переходную зону между западными районами нефтепромыслов Томской области (Левобережье Оби) и восточными районами (Правобережье Оби), спорными в отношении перспектив поисков скоплений углеводородов (УВ) [1]. Интерес к этому объекту обуславливается определенной общностью нефтегазовой геологии с Нюрольской мегавпадиной, где доказан высокий потенциал нефтегазонакопления [2].

В Усть-Тымской депрессионной зоне распространены тогурская и баженовская нефтегенерирующие толщи и, при наличии резервуаров в отложениях осадочного чехла, определяют ее перспективность.

По генезису рассеянного органического вещества (РОВ) верхнеюрские нефтепроизводящие породы в пределах впадины имеют зональное строение [3]. Значения Сорг варьируют от9...12мас. % в зоне распространения баженовской свиты в западной части мегавпадины (сапропелевое РОВ), постепенно уменьшаясь до 6.8 мас. % в переходной зоне (РОВ смешанного типа) и достигает значений 2.3 мас. % в породах марьяновской свиты в восточной части депрессии («псевдогумусовое» РОВ). Эти отложения являются основной нефтегенерирующей толщей для мелового и верхнеюрского нефтегазоносных комплексов (НГК).

По генезису РОВ нефтепроизводящие породы тогурской свиты в пределах Усть-Тымской мегавпадины являются типичными озерными отложениями с РОВ гумусового типа, с показателем Сорг=1,5...5,0 мас. %. Они являются источником

УВ для среднеюрского, нижнеюрского и палеозойского НГК.

Цель настоящих исследований - выполнение оценки перспектив нефтегазоносности верхнеюр-ско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования плотности первично-аккумулированных ба-женовских нефтей, сопоставление результатов прогноза с данными нефтеразведочных работ и, как следствие, определение первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ на верхнеюрский и меловой НГК.

Г еолого-структурная характеристика

территории исследования

Усть-Тымская мегавпадина является структурой

I порядка и располагается в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Структуры осадочного чехла унаследует отрицательные формы поверхности фундамента - Усть-Тымского грабен-рифта северо-восточного простирания и Нарымско-Колпа-шевской впадины северо-западного простирания [4]. В строении чехла [3] депрессия оконтурена положительными структурными формами I порядка (рис. 1). На юге, через Северо-Парабельскую мегамоноклиналь, она сочленяется с Парабельским мегавыступом. На востоке мегавпадина ограничена Пайдугинским и Пыль-Караминским мегавалами, на западе - Александровским сводом и Среднева-сюганским мегавалом. Мегавпадина осложнена структурами II порядка: в центральной части Неготским, в западной Сампатским, в восточной Пы-жинским мезопрогибами. На юго-востоке, через Зайкинскую мезоседловину, мегавпадина сочленяется с Восточно-Пайдугинской, а на юго-западе, через Шингинскую мезоседловину, с Нюрольской мегавпадинами. На севере мегавпадина ограничивается Караминской мезоседловиной. В качестве самостоятельных элементов Усть-Тымскую депрес-

сию осложняют немногочисленные мелкие положительные структуры IV порядка.

По отражающему горизонту IIа (кровле юрских отложений) по замкнутой изогипсе -2560 м площадь мегавпадины составляет 19400 км2, в рельефе доюрского основания мегавпадина увеличивается в размерах до 38000 км2ивключает в себя Северо-Парабельскую мегамоноклиналь, Караминскую и Зайкинскую мезоседловины.

Характеристика нефтегазоносности

территории исследований

Усть-Тымская мегавпадина, Северо-Парабель-ская мегамоноклиналь и северная часть Парабель-ского мегавыступа расположены в пределах Усть-Тымского нефтегазоносного района (НГР) Пайду-

гинской нефтегазоносной области (НГО). Восточная и южная части территории исследования входят в земли Пыль-Караминского и Парабельского НГР этой же области. Западная часть участка приурочена к Васюганской НГО, охватывая отдельные месторождения Александровского, Средневасю-ганского, Межовского и Пудинского НГР. Залежи УВ связаны с доюрским, нижнеюрским, среднеюрским, верхнеюрским и меловым комплексами.

Основной нефтепроизводящей толщей для доюрского, нижнеюрского и среднеюрского НГК является тогурская свита. Она распространена в центральных и восточных частях мегавпадины и в Се-веро-Парабельской мегамоноклинали, а также заливообразно, «языками» - в северной и юго-восточной части Парабельского мегавыступа (рис. 1).

1 2 3 4 ® Б1п

/— 6 7 8 О 9 ' I

10

Рис. 1. Обзорная структурно-тектоническая схема территории исследования (на основе [3]): 1 - месторождения: а) нефтяное, б) газовое, в) газоконденсатное; границы тектонических элементов: 2 -I порядка, 3 - II порядка и номер структуры; 4 -речная сеть; 5 - исследуемая скважина и ее номер; 6 - восточная граница распространения баженовской свиты и «переходной» зоны; 7 - западная граница «переходной зоны» и распространения марьяновской свиты; 8 - граница зоны распространения тогурской свиты; 9 - контур района исследования; 10 - контур построения карт. Структуры II порядка: 1 - Неготский мезопрогиб, 2 - Пыжинский мезопрогиб, 3 - Сампатский мезопрогиб, 4 - Зайкинская мезоседловина, 5 -Караминская мезоседловина, 6 - Шингинская мезоседловина, 7 - Пудинское мезоподнятие, 8 - Трайгородский мезо-вал. Скважины: К-Е350 - Киев-Еганская350, Т1п - Тымская 1 парамерическая, Б1п - Береговая 1 параметрическая, К7 -Колпашевская 7, С37п - Сенькинская37параметрическая, Сн133 - Снежная 133, У-Т1 - Усть-Тымская 1, То1 - Толпаров-ская 1, Т317 - Трассовая 317, В360 - Вертолетная 360

В доюрском НГК наиболее высокими емкостными свойствами обладают измененные породы, развитые по карбонатным и терригенно-карбона-тным образованиям. Перспективы связывают и с корой выветривания по магматическим и метаморфическим породам кислого состава.

Нижнюю часть нижнеюрского НГК слагают гет-танг-раннетоарские толщи урманской свиты с пластами Ю17-16. Верхнюю часть НГК представляют позднетоар-ааленские песчано-глинистые отложения салатской (в юго-восточной части участка -пешковской) свиты с пластами-коллекторами

Ю15-14 и Ю13-11.

Среднеюрский НГК формируется в байос-бат-ское время в объеме тюменской свиты, в которой выделяется серия резервуаров (Ю10-2), разделенных глинисто-углистыми пачками.

Основной нефтематеринской свитой для верхнеюрского и мелового НГК в западной части территории исследований выступает баженовская свита, на востоке ее временной аналог - марьяновская. Между границами распространения этих свит выделяется зона с переходными условиями седиментации и катагенеза.

Основным, разрабатываемым в настоящее время НГК, является верхнеюрский НГК. Он объединяет отложения келловей-титонского возраста, формировавшиеся в разных фациальных условиях. В западной части района в прибрежно-морских условиях формируется васюганская свита, разделенная по литологическому составу на нижнюю, существенно глинистую, и верхнюю подсвиты. Полный разрез верхневасюганской подсвиты содержит 4-5 песчаных пластов, совокупность которых формирует здесь регионально-нефтегазоносный горизонт Ю1. Наличие регрессивного и трансгрессивного циклов осадконакопления, в эпоху формирования верхневасюганской подсвиты, позволяют выделить в ее составе две пачки - подугольную и наду-гольную. Разрез подугольной пачки представлен регрессивными песчаными пластами Ю14, Ю13 На ряде площадей эти пласты объединены и формируют единую песчаную толщу, индексируемую как Ю13-4

В надугольной пачке выделяют пласты Ю11-2. Восточнее Средневасюганского мегавала морские отложения васюганской свиты замещаются преимущественно континентальными осадками наунак-ской свиты, песчаные разности которой объединены в горизонт Ю1 [5]. В пределах района исследований открыты мелкие по запасам месторождения нефти: Киев-Еганское, Линейное, Тунгольское, Двойное, Соболиное. Кроме того зафиксированы нефтегазопроявления на Лесной, Летней, Тростниковой, Толпаровской площадях. В Парабельском НГР с этими отложениями связаны газовые и газоконденсатные залежи Усть-Сильгинского, Средне-Сильгинского, Северо-Сильгинского, Снежного месторождений. В Александровском НГР открыто Никольское мелкое нефтяное месторождение.

Меловой НГК охватывает морской разрез неоко-ма и характеризуется сложным геологическим

строением пластов от берриаса до нижнего апта, преимущественным развитием неантиклинальных ловушек литологического и комбинированного типов. Залежи приурочены к неокомскому клиноформному (пласты группы Б) и неокомскому шельфовому (пласты группы А) комплексам. На Соболином месторождении залежи газоконденсата приурочена к пластам А12, Б!, Б10 киялин-ской свиты. На Гураринском месторождение залежь нефтегазоконденсата локализуются в пластах Б12, Б10. Нефтегазопроявления зафиксированы в отложениях ачимовского нижнемелового комплекса на Трассовой площади.

Палеотемпературное моделирование,

картирование очагов генерации нефти

Прогнозирование очагов генерации баженовских нефтей выполнено методами палеотектониче-ских реконструкций и палеотемпературного моделирования [6]. На рис. 2 приведена схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного чехла. Карта построена путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 10-и скважин (рис. 1). Обратим внимание, что распределение повышенных значений теплового потока, характерное для северо-востока и юго-запада Усть-Тымской мегавпадины, согласуется с размещением месторождений нефти и газа.

На втором этапе исследований в моделях распространения тепла 10 скважин восстановлена термическая история баженовских отложений и их временных аналогов на 10 ключевых моментов геологического времени (на начало/завершение формирования свит). На заданные ключевые времена, путем интерполяции геотемператур отложений в разрезах скважин, построены схематические карты распределения геотемператур (рис. 3). По геотемпературному критерию [7] выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти: баженовской свиты -85 °С; переходной зоны - 90 °С; марьяновской свиты - 95 °С.

91,6млн л назад (конец формирования покур-ской свиты) очаг генерации нефти в баженовской свите еще не наблюдался.

86,5 млн л назад (конец формирования ипатов-ской свиты) очаг действовал в зоне распространения баженовской свиты на западном склоне Севе-ро-Парабельской мегамоноклинали и северо-западнее Вертолетной площади, при температурах 85.93 °С. В переходной зоне очаг локализуется в северной части территории, в зоне сочленения Пыль-Караминского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины, при температурах 90.95 °С. В зоне распространения марьяновской свиты очаг действовал на Тымской площади при температурах 95.97 °С (рис. 3, А).

Рис. 2. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания (значения изолиний в мВт/м2). Остальные условные обозначения теже, что на рис. 1

73,2 млн л назад (конец формирования славгород-ской свиты) очаг действовал в баженовской свите при температурах 85.96 °С и занимал практически всю зону распространения свиты, кроме участка скважины Толпаровской 1. В переходной зоне очаг занял восточную часть Неготского мезопрогиба и распространился до северо-восточного склона Пыжинского мезопрогиба. В южной части переходной зоны очаг проявился узкой полосой на северозападном склоне Парабельского мегавыступа и действовал при температурах 90.98 °С. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95.100 °С. Площадь его распространения увеличилась до северного склона Пайдугинского мегавала (рис. 3, Б).

61,7млн л назад (конец формирования ганькин-ской свиты) в баженовской свите очаг действовал при температурах 85.103 °С во всей зоне её распространения. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.106 °С и распространился на севере до южной части Пыжинского мезопроги-ба, на юге - до Сенькинской площади. В марья-новской свите очаг действовал при температурах 95.108 °С и распространился до центральной части Пайдугинского мегавала (рис. 3, В).

41,7млн л назад (конец формирования люлин-ворской свиты) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.109 °С. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.113 °С. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95.114 °С.

37,6 млн л назад (время максимального прогрева осадочной толщи) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.109 °С в пределах всей зоны ее распространения. В переходной зоне

очаг действовал на всей ее площади, при температурах 90.114 °С. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95 .115 °С, увеличиваясь в южном направлении до Береговой площади (рис. 3, Г).

32,3 млн л назад (конец формирования чеган-ской свиты) очаг в баженовской свите действовал во всей зоне ее распространения, при температурах 85.101 °С. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.106 °С, постепенно уменьшаясь в северном и западном направлении. В марьянов-ской свите очаг действовал при температурах 95.107 °С, из зоны очага выходит центральная часть Пайдугинского мегавала (рис. 3, Д).

4,71 млн л назад (конец миоценового времени) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.100 °С, в переходной зоне - при температурах 90.104 °С, в марьяновской свите - при температурах 95.104 °С.

1,64 млн л назад (конец плиоценового времени) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.99 °С, из зоны очага выходит участок Па-рабельской мегамоноклинали. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.102 °С, из зоны очага выходит участок северо-западного склона Парабельского мегавыступа и Пыжинский мезопрогиб. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95... 102 °С, из зоны очага выходит участок Пайдугинского мегавала (рис. 3, Е).

Очаг интенсивной генерации нефти в современном разрезе баженовской свиты действует при температурах 85.97 °С, занимая западную и северную части зоны распространения свиты. В переходной зоне очаг действует при температурах

90.99 °С и локализуется севернее Вертолетной площади. В марьяновской свите очаг действует при температурах 95.98 °С в пределах Пыль-Карамин-ского мегавала (рис. 3, Ж).

Расчет относительной плотности начальных геологических ресурсов баженовских нефтей

Для районирования территории по степени перспективности верхнеюрского и мелового НГК по величине первично-аккумулированных баженовских нефтей рассчитан условный интегральный показатель (УИП) по формуле [8]:

9

УИП= £ (Titi -10■2), i=1

где T - расчетная температура очага генерации нефти, °С; ti - время действия очага, млн л; количество временных интервалов /=1,.,9 выбрано исходя из числа представительных свит по этапам их формирования.

Результаты расчетов УИП, ранжирования зон по степени перспективности и сведения по испытанию глубоких скважин территории исследований приводятся в таблице.

Испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы Томского филиала ФГУ «ТФГИ по СФО»).

На схематической карте распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском НГК (рис. 4), построенной путем интерполяции УИП, видно, что наиболее перспективными землями являются северо-восточная, северная и юго-западная части Усть-Тымской мегавпадины и обрамляющие здесь ее структуры. Данные, полученные при испытании верхнеюрского и мелового НГК глубоких скважин в пределах изучаемой территории (табл.), в основном, согласуются с таким прогнозом. В зоне прогнозируемой высокой относительной плотности первично-аккумулированных баженов-

Рис. 3. Схематические карты распределения геотемператур (значения изолиний в °С) и положения очагов генерации баженовских нефтей 85,6 (А), 73,2 (Б), 61,7 (В), 37,6 (Г), 32,3 (Д), 1,64 (Е), млн л назад и в современном разрезе (Ж). Пороговые температурыы, определяющие границу очага генерации нефти: баженовской свитыы -85 °С; переходной зоныы - 90 °С; марьяновской свитыы - 95 °С Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1

Таблица. Сопоставление расчетной относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей и данных по испытанию глубоких скважин Усть-Tымской мегавпадины и ее обрамлении

Зона Плотность ресурсов, ед. УИП Ранжи- рование Скважина Результаты испытания

Пласт, свита Приток, мЗ/сут Tип флюида

Зона сочленения Неготского мезопрогиба и Кара-минской мегоседловины SS 2 Киев-Еганская 350 Ю1 8,40 8ода+нефть

Киев-Еганская 353 Ю1З 0,00 -

Ю14 0,00 -

Киев-Еганская 354 Ю11-2 З,60 8ода+пленка нефти

Зона сочленения Неготского мезопрогиба и Пыль-Караминского мегавала 92 1 Тымская 1п Меловые и верхнеюрские отложения не испытаны

Центральная часть Пайгу-динского мегавала 0 - Береговая1п Ю1 14,60 8ода

Северо-восточная часть Парабельского мегавыступа 0 - Колпашевская 5 Tаpская 207 8ода+газ

Hаyнакская 8,62 8ода+газ

Колпашевская 6 Покурская 4В1 8ода+газ

Колпашевская 7 Hаyнакская 1,1В 8ода+пленка нефти

Северо-западная часть Парабельского мегавыступа 2S 6 Сенькинская 37п Tаpская 100 8ода

Ю1 В,00 8ода

Сенькинская 38п Ю1 0,00 -

Зона сочленения южной части Неготского мезопрогиба и Сампатского мезопрогиба SS 2 Снежная 131 Ю1 1,З0 Hефть

З00 Газ

Снежная 133 Ю11-2 S00 Газ

Ю1З-4 0,24 Hефть

Снежная 138 Ю11-2 З9,60 Hефть+техническая вода

Снежная 139 ЮГ4 1З2 Hефть

Снежная 140 Ю1 ЗВ,90 Hефть+газ

Снежная 143 Ю11-4 24,40 Hефть+газ

Зона сочленение Северо-Парабельской моноклинали и Неготского мезопрогиба 64 4 Усть-Тымская 1 Ю1 7,В0 8ода

Центральная часть Неготского мезопрогиба В6 В Толпаровская1 Ю1 4,11 Bода

Толпаровская 3 Ю1 0,00 -

Зона сочленения Неготского мезопрогиба и Средне-васюганского мегавала 6S З Трассовая317 Ю1 2,26 8ода+нефть

Восточная часть Неготского мезопрогиба В6 В Вертолетная 360 Ю11-2 6,З8 8ода

Ю1З-4 4,ЗВ 8ода

Вертолетная 362 Ю1 7,60 8ода

ских нефтей (Тымская площадь) пласты в верх-неюрско-меловых отложениях не испытывались.

Первоочередные объекты ГРР на вехнеюрский и меловой НГК

Расчеты (табл.) и картирование (рис. 4) относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины и ее обрамления позволяют ранжировать по степени перспективности меловой и верхнеюрский НГК следующим образом. Рациональная очередность поисково-разведочных работ: 1 - зона сочленения Неготского мезопрогиба и Пыль-Караминского мегавала;

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

2 - зона сочленения Неготского мезопрогиба и Ка-раминской мегоседловины, зона сочленения южной

части Неготского мезопрогиба и Сампатского мезо-прогиба; 3 - зона сочленение Неготского мезопро-гиба и Средневасюганского мегавала; 4 - центральная часть Неготского мезопрогиба. Рациональна постановка поисков (новые площади) в пределах северо-западной части Парабельского мегавыступа.

Выводы

1. Выполнен расчет значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза 10-и представительных глубоких скважин Усть-Тым-ской мегавпадины (Томская область). Повышенные значения плотности теплового потока соответствуют положениям месторождений нефти и газа.

Рис. 4. Схематическая карта распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском HK Усть^ь/мской мегавпадины (значения изолиний в величине условного интегрального показателя УИП). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1

2. Построен комплект схематических карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в баженовской (марьяновской) нефтепроизводящей свите на ключевые времена истории осадконакопле-ния. Очаги выделены по геотемпературному критерию главной зоны нефтеобразования.

3. Температуры в очагах интенсивной генерации нефти баженовской (марьяновской) свиты достигают 109.115 оС, зарождение очагов происходило 87 млн л назад (конец формирования ипатовской свиты). 38 млн л назад - время максимального прогрева материнских отложений.

4. Для отдельных зон территории исследований рассчитан условный интегральный показа-

тель, учитывающий геотемпературу очагов генерации баженовских нефтей и время действия этих очагов. Построена схематическая карта распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженов-ских нефтей.

5. Рекомендована рациональная очередность поисковых и поисково-разведочных работ на меловой и верхнеюрский нефтегазоносные комплексы в пределах отдельных зон мегавпадины и ее обрамления.

Автор благодарна д.г.-м.н. А.Н. Фомину (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) за предоставление данных по отражательной способности витринита скважин Усть-Тымской мегавпадины для расчета палеотемператур.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зимина С.В., Тищенко ГИ., Смирнова К.Ю., Елисеева О.Д. Применение амплитудно-интерпретационного комплекса для выявления перспективных объектов на нефть и газ (Восток Томской области) // Известия Томского политехнического университета. - 2011. - Т. 318. - № 1. - С. 63-68.

2. 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.

3. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.

4. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. - М.: Недра, 1981. - 143 с.

5. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система / под ред. Б.Н. Шурыгина. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. - 480 с.

6. Исаев В.И., Лобова Г.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. - № 1. -С. 38-43.

7. 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.

8. Исаев В.И., Попов С.А., Хашитова А.Б. Очаги генерации и зоны аккумуляции баженовских нефтей центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2009. - Т 315. - № 1. - С. 56-64.

Поступила 12.09.2011 г.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.