CC BY
11DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/26_2020
УДК 552.578.061.4(571.16)
Галиева М.Ф., Алеева А.О., Исаев В.И.
ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет», Томск, Россия, margaritagalieva@gmail.com, RastorguevaAO_90@mail.ru, isaevvi@tpu.ru
ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И ИХ АККУМУЛЯЦИЯ В ДОЮРСКОМ РАЗРЕЗЕ СЕЛЬВЕЙКИНСКОЙ ПЛОЩАДИ ГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
Впервые выполнено совместное моделирование катагенетических очагов генерации углеводородов осадочных бассейнов: «современного» юрско-мелового и силурийского, нижне-среднедевонского, верхнедевонско-нижнекаменноугольного «палеобассейнов». Установлено, что в условиях геолого-геофизического разреза Сельвейкинской площади источником газа резервуаров коры выветривания и кровли коренного палеозоя является, скорее всего, «девонский» - породы доманикоидного типа чагинской свиты.
Ключевые слова: моделирование катагенетического очага генерации углеводородов, «современный» и палеозойские осадочные «палеобассейны», резервуар коры выветривания и коренного палеозоя, Томская область.
Введение
Концептуальная работа [Исаев и др., 2014] позволила получить научно обоснованное авторское решение прикладной задачи зонального районирования резервуаров коры выветривания и коренного палеозоя с целью определения первоочередных районов поисков на доюрский нефтегазоносный комплекс.
Вместе с тем, ряд положений остается предметом научных дискуссий и, следовательно, предполагает дальнейшую аргументацию. Так, наряду с «юрским источником» углеводородов (УВ), выдвигаются концепции «девонского источника» и «мантийного источника» формирования залежей не только в палеозое [Ablya et al., 2008], но и в юре [Гаврилов, 2012]. Хотя даже «девонский источник» далеко не всегда согласуется с базой данных катагенеза палеозойских отложений ИНГГ СО РАН: определения отражающей способности витринита (ОСВ) свидетельствуют о наличии в карбоне и девоне палеотемператур, достигающих 200-250°С и более.
В работах томской научной группы геотермиков ([Лобова и др., 2018] и др.), как и в работах других исследователей нефтегазоносности Западной Сибири [Санникова и др., 2019], моделирование катагенетических очагов генерации УВ традиционно выполняется в рамках мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна - начиная с 210 млн. лет назад.
В настоящей работе ставится и решается задача моделирования катагенетических очагов генерации УВ осадочных бассейнов, наряду и совместно, «современного» юрско-
мелового и силурийского, нижне-среднедевонского, верхнедевонско-
нижнекаменноугольного, названных «палеобассейнами» [Ступакова и др., 2019]. Цель работы - теоретическое и экспериментальное изучение термической истории доюрских отложений, вероятно обладающих нефтематеринским потенциалом.
Предмет исследований выбран в соответствии с концепцией о геотермическом режиме недр как о ведущем факторе реализации генерационного потенциала материнских отложений. Ключевым исследуемым геодинамическим параметром является глубинный тепловой поток, определяющий реализацию процессов нефтегазообразования [Исаев, 2004].
Характеристика объекта исследований и его параметризация
Сельвейкинское локальное поднятие в тектоническом плане приурочено [Конторович, 2007] к зоне сочленения Пудинского мезоподнятия и Чузикско-Чижапской мезоседловины (рис. 1а). По отражающему горизонту Ф2 (кровля доюрских образований) поднятие представляет собой сложную по форме брахиантиклинальную складку с изогнутой (в плане) осью северо-северо-западного направления (рис. 1б). В пределах оконтуривающей сейсмоизогипсы (-2780 м) размеры поднятия составляют 14х3,5 км. Амплитуда достигает 90 м. Поднятие осложнено двумя куполами, оконтуривающимися по сейсмоизогипсе -2740 м. По горизонту Па (подошва баженовской свиты) Сельвейкинское поднятие имеет меньшие размеры (9х3 км) и меньшую амплитуду (65 м) и представляет собой простую по форме брахискладку северо-западного простирания.
Глубокое поисковое бурение двух скважин на Сельвейкинской площади вскрыло образования доюрского фундамента (см. рис. 1б).
Скв. 1, расположенная в пределах юго-восточного купола, пробурена до глубины 3187 м с забоем в палеозойских отложениях. По скважине керн отбирался в отложениях баженовской J3bg, васюганской J3vs, тюменской J1tm свит и палеозоя.
Доюрские образования вскрыты на глубине 2822 м. В их кровле залегает кора выветривания (интервал 2822-2860 м), представленная брекчированными глинистыми породами, песчаниками белыми и серыми, выветрелыми, перемятыми.
Ниже разрез сложен известняками темно-серыми, черными, неравномерно глинистыми, участками комковатыми, с многочисленными неориентированными трещинами, залеченные кальцитом. В известняках встречаются прослойки черных аргиллитов и серых, голубовато-серых песчаников, плотных, крепких.
Признаков нефтегазоносности в доюрских образованиях по керну не отмечается. В отложениях васюганской и тюменской свит по керновым данным признаков УВ также не встречено.
Рис. 1. Обзорная схема территории исследований Останинской группы месторождений углеводородов Томской области (а) и контур Сельвейкинской площади (б)
1 - месторождение УВ; 2 - контур тектонического элемента 11-го порядка платформенного чехла; 3 - речная сеть; 4 - скважина, вскрывшая доюрский фундамент, и ее номер; 5 - сейсмоизогипса отражающего горизонта Ф2 (кровля доюрских отложений); 6 - тектоническое нарушение.
В процессе бурения с помощью испытателя пластов опробовано 4 объекта в отложениях палеозоя и низах тюменской свиты. Все объекты оказались по результатам опробования «сухими» (табл. 1).
Таблица 1
Результаты опробования скважин, вскрывших доюрские отложения
(материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»)
Свита (горизонт, пласт) Интервал, м Тип флюида Дебит, м3/сут
Скв. Сельвейкинская 1
Тюменская Jзtm + Кора выветривания 2793-2846 «Сухо» -
Кора выветривания (пласт М) + Чагинская Dзcg (пласт М1) 2846-2886 «Сухо» -
Чагинская Dзcg (пласт М1) 2876-2957 «Сухо» -
Чагинская Dзcg (пласт М1) 2974-3045 «Сухо» -
Скв. Сельвейкинская 2
Васюганская Jзvs (Ю1) 2605-2631 «Сухо»
Кора выветривания (пласт М) 2902-2905 Разгазированная пластовая вода, свободный газ 3,4
Чагинская Dзcg (пласт М1) 2925-2932 Разгазированная пластовая вода 22,7
Чагинская Dзcg (пласт М1) 2940-2950 Разгазированная пластовая вода 11,2
Чагинская Dзcg (пласт М1) 3010-3020 Пластовая вода 6,7
Чагинская Dзcg (пласт М1) 3088-3100 Пластовая вода (практически «сухо») 0,3
Скв. 2, расположенная на юго-восточной периклинали поднятия, пробурена до глубины 3298 м. По скважине производился отбор керна из отложений баженовской, васюганской, тюменской свит и палеозоя.
Васюганская (наунакская J3nn) свита представлена песчаниками серыми, светлосерыми, мелко- и среднезернистыми, среднесцементированными, слюдистыми, с включениями обугленных растительных остатков, участками слоистые за счет наличия тонких пропластков аргиллитов и алевролитов. В интервале 2595,5-2602,5 м поднято 0,8 м песчаника с запахом нефти.
Кора выветривания вскрыта в интервале 2901-2922 м. По керну - это известково-кремнистые породы, светло-серые и белые, легкие, пористые, пелитоморфные. Среди этих пород прослеживаются туфогенные песчаники.
Коренные породы палеозоя определены как известняки, участками окремнелые, светло-бурые, брекчированные, тонкослоистые. По многочисленным трещинам отмечаются тектонические подвижки с амплитудой перемещения до 2-3 см, а также кварцевые и кальцитовые жилки.
В процессе бурения скважины опробовано 6 интервалов: один в пределах горизонта Ю1 и пять - в палеозое (см. табл. 1). По скв. 2 Сельвейкинской площади установлены газопроявления в выветрелых породах (пласт М).
Выбор территории исследования, и конкретно скв. Сельвейкинская 2 для выполнения палеотемпературного моделирования, обусловлен наличием измеренных геотемператур и притоков в скважину флюида из доюрских горизонтов М (кора выветривания) и М1 (кровля коренного палеозоя) - табл. 1.
Сельвейкинская площадь интересна тем, что характеризуется [Исаев и др., 2019] минимальными значениями плотности современного теплового потока (40-41 мВт/м2) на фоне высоких значений Пельгинского (45-50 мВт/м2), Герасимовского (49-52 мВт/м2), Западно-Останинского (51 мВт/м2), Останинского (52-54 мВт/м2) и Северо-Останинского (54-58 мВт/м2) месторождений.
Параметризация осадочного разреза скв. Сельвейкинская 2 принимается в соответствии с литолого-стратиграфической разбивкой (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»). Стратиграфическая разбивка дополнена реконструкцией стратиграфического разреза, не вскрытого скважиной. Реконструкция осадконакопления выполнена с начала силурийского и до конца триасового периодов. Мощности стратиграфических подразделений учтены в соответствии с [Решения совещания..., 1999].
Согласно [Решения совещания., 1999; Стратиграфия нефтегазоносных..., 2001] на Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2020. - Т.15. - №3. - http://www.ngtp.ru/rub/2020/26_2020.html
территории исследований получил развитие депрессионный тип разреза. В разрезе присутствуют два перерыва в осадконакоплении. Первый, непродолжительный по времени, перерыв соответствует первой половине эйфельского века [Исаев, 2012]. Второй перерыв начался в среднекаменноугольной эпохе. Он занял более продолжительное время (100,2 млн. лет) и сопровождался размывом каменноугольных отложений - елизаровской C2elz, средневасюганской C1-2sv и кехорегской C1kh свит.
В качестве предполагаемых источников УВ для резервуаров коры выветривания и верхней части коренного палеозоя рассматриваются потенциально материнские свиты [Запивалов, Исаев, 2010; Фомин, 2011]: ларинская SUr, мирная D1mr, чузикская D2cz, чагинская D3cg, тюменская J1-2tm и баженовская J3bg. Если чагинские отложения непосредственно вскрыты скв. Сельвейкинская 2, то породы доманикоидного типа ларинской, мирной и чузикской свит выявлены на локальных участках территории исследований.
О методике исследований
Глубинный тепловой поток определяется решением обратной задачи геотермии средствами программного комплекса 1D бассейнового моделирования [Исаев и др., 2018б]. Плотность теплового потока рассчитывалась в два этапа.
На первом этапе решается обратная задача с использованием «наблюденных» геотемператур - измерений ОСВ юрских отложений, с учетом квазистационарности теплового потока, начиная с юрского времени [Ермаков, Скоробогатов, 1986; Курчиков, 2001]. На втором этапе - обратная задача с использованием измерений ОСВ палеозойских отложений. Резкое снижение значения теплового потока в триасе - с 258 до 41 мВт/м2, ознаменовавшем окончание герцинского времени [Конторович и др., 1975], описано с помощью математической функции, обладающей максимальной скоростью уменьшения значения, уравнением дуги - четверти окружности (рис. 2).
В результате получено значение теплового потока на ключевые моменты геодинамической истории доюрского разреза (табл. 2). Основным критерием корректности результатов моделирования [Исаев и др., 2018а] выступает оптимальная согласованность («невязка») расчетных геотемператур с «наблюденными» - геотемпературами, пересчитанными из определений ОСВ. В данном случае эта «невязка» в пределах ±2°С.
Рис. 2. Палеореконструкции тектонической и термической истории в районе скв. Сельвейкинская 2
1 - изотермы; 2 - стратиграфическая приуроченность отложений; 3 - изотермы граничных температур главной фазы нефтеобразования. В верхней части рисунка приведен график палеоклиматического векового хода температур на земной поверхности [Исаев и др., 2016; Scotese, 2016], в нижней - график изменения расчетной плотности теплового потока во времени.
Восстановление седиментационной (структурно-тектонической) и термической истории путем решения прямых задач геотермии с известным тепловым потоком выполнялось для всех четырех вышеперечисленных палеозойских потенциально нефтематеринских свит, а также для юрских - баженовской и тюменской свит (табл. 3, рис. 2).
Таблица 2
Сопоставление измеренных и расчетных геотемператур в скв. Сельвейкинская 2
Приуроченность/ глубина, м Температура, О Рассчитанный тепловой поток, мВт/м2 /динамическая характеристика
Пластовая По ОСВ Модельная (расчётная) Разница расчётной и измеренной
Jзnn /2579 - 89 89 0 41 /квазистационарный, начиная с юры, до современного
Jзvs /2623 - 89 90 +1
Jltm /2808 - 96 95 -1
Dзcg/3106 - 175 175 0 258 /квазистационарный, начиная с силура, до резкого снижения в триасе
Примечания. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск). Пересчет ОСВ (ЯРуъ %) в температуры выполнен с использованием оригинальной схемы [Исаев, Фомин, 2006].
Анализ 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].
В формировании нефтегазоносности доюрского фундамента участвуют два резервуара: коры выветривания и коренного палеозоя. Резервуар коры выветривания (горизонт М) образовался в период 213-208 млн. лет назад и существует по настоящее время (в скв. 2 вскрытая мощность 21 м). Геотемпературы горизонта М не превышали 110оС. Принимается концепция, что резервуар верхней части коренного палеозоя (мощностью до 400-500 м, вскрытая мощность 376 м) генетически обусловлен преимущественно эпигенетическими процессами в коре выветривания [Белозеров, Гарсия Бальса, 2018], а тектонический фактор выступает в качестве катализатора процессов формирования вторичной пористости [Нгуен, Исаев, 2017]. Этот резервуар (вторичные коллекторы) образовался не позже 213-208 млн. лет назад и существует по настоящее время, его геотемпература не превышала 1150.
Таблица 3
Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скв. Сельвейкинская 2
Время, млн. лет назад Климатический вековой ход температур, °С Тепловой поток, мВт/м2 Геотемпературы свиты, °С
Баженовская (Jзbg) Тюменская (11-2М) Чагинская (DзCg) Чузикская (D2Cz) Мирная фдаг) Ларинская (БЦг)
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 41 80 2571 86 2676 96 2922 108 3402 119 3872 154 5371
1,64 1 41 82 2551 88 2656 98 2902 110 3382 121 3852 156 5351
4,71 3 41 84 2550 90 2655 100 2901 113 3381 123 3851 158 5350
24 16 41 96 2535 101 2640 112 2886 124 3366 134 3836 169 5335
32,3 16 41 90 2368 95 2473 105 2719 117 3199 128 3669 163 5168
41,7 12 41 84 2323 89 2428 99 2674 111 3154 122 3624 156 5123
54,8 19 41 89 2258 95 2363 105 2609 117 3089 128 3559 163 5058
61,7 22 41 88 2148 94 2253 104 2499 116 2979 126 3449 161 4948
73,2 16 41 81 2118 87 2223 97 2469 109 2949 120 3419 155 4918
86,5 22 41 85 2078 91 2183 101 2429 113 2909 123 3379 158 4878
89,8 22 41 79 1888 85 1993 95 2239 107 2719 118 3189 153 4688
91,6 22 41 76 1869 82 1974 92 2220 104 2700 114 3170 149 4669
114,1 21 41 47 907 53 1012 63 1258 75 1738 86 2208 120 3707
116,3 18 41 46 906 52 1011 62 1257 74 1737 84 2207 119 3706
120,2 19 41 45 905 50 1010 61 1256 73 1736 83 2206 118 3705
132,4 19 41 28 298 33 403 43 649 55 1129 66 1599 101 3098
136,1 19 41 26 228 32 333 42 579 54 1059 64 1529 99 3028
145,8 19 41 19 0 25 105 35 351 47 831 58 1301 93 2800
151,2 19 41 - - 24 79 34 325 47 805 57 1275 92 2774
156,6 19 41 - - 24 78 34 324 47 804 57 1274 92 2773
162,9 19 41 - - 22 0 32 246 44 726 55 1196 90 2695
208 19 151 - - - - 43 21 86 501 122 971 246 2470
213 14 175 - - - - 41 0 92 480 136 950 285 2449
265,1 10 258 - - - - 115 430 187 910 251 1380 464 2879
303,7 20 258 - - - - 156 630 228 1110 292 1580 506 3079
313,2 20 258 - - - - 175 750 246 1230 310 1700 524 3199
318,2 18 258 - - - - 154 630 225 1110 289 1580 503 3079
320 17 258 - - - - 150 609 222 1089 285 1559 499 3058
322 18 258 - - - - 148 585 219 1065 283 1535 496 3034
330 17 258 - - - - 132 490 205 970 267 1440 481 2939
331 17 258 - - - - 130 479 201 959 265 1429 479 2928
335,1 19 258 - - - - 124 430 195 910 258 1380 472 2879
336 18 258 - - - - 120 414 192 894 255 1364 469 2863
337 17 258 - - - - 118 396 189 876 252 1346 465 2845
340 16 258 - - - - 107 341 179 821 242 1291 456 2790
341 16 258 - - - - 104 323 176 803 239 1273 453 2772
347 18 258 - - - - 90 215 161 695 225 1165 437 2664
358,9 30 258 - - - - 67 0 140 480 202 950 416 2449
362 33 258 - - - - 66 0 132 417 196 887 410 2386
363 34 258 - - - - 65 0 130 397 194 867 408 2366
364 36 258 - - - - 65 0 128 377 192 847 406 2346
365 37 258 - - - - 64 0 126 357 190 827 404 2326
370 37 258 - - - - 57 0 111 256 175 726 389 2225
376 36 258 - - - - 47 0 92 135 156 605 368 2104
377 35 258 - - - - 45 0 88 115 150 585 364 2084
382,7 34 258 - - - - - - 69 0 132 470 345 1969
383 34 258 - - - - - - 68 0 129 452 342 1951
386 33 258 - - - - - - 54 0 101 271 314 1770
387 31 258 - - - - - - 47 0 90 211 303 1710
390,5 22 258 - - - - - - - - 51 0 265 1499
391,9 22 258 - - - - - - - - 50 0 264 1500
393,3 22 258 - - - - - - - - 51 0 264 1499
407,6 27 258 - - - - - - - - - - 212 1099
411 29 258 - - - - - - - - - - 194 958
411,6 30 258 - - - - - - - - - - 190 933
412 30 258 - - - - - - - - - - 189 917
419,2 34 258 - - - - - - - - - - 148 619
420,3 34 258 - - - - - - - - - - 131 500
421 34 258 - - - - - - - - - - 119 425
422 33 258 - - - - - - - - - - 104 317
422.8 32 258 - - - - - - - - - - 90 231
423 33 258 - - - - - - - - - - 87 209
427,4 29 258 - - - - - - - - - - 55 0
Примечание. Светло-синей заливкой показаны температуры ГФН, желтой - нижняя (главная) фаза газообразования, темно-желтой -палеотемпературный максимум; зеленой - времена размыва каменноугольных и перерыва осадконакопления среднедевонских отложений; светло-фиолетовой - температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ; красной - время геотемпературы в чагинской свите (313,2 млн. лет назад), соответствующей определению ОСВ (175°С).
© Нефтегазовая геология. Теория и практика.- 2020.- Т.15. - №3. - http://www.ngtp.ru/rub/2020/26_2020.html
Вместе с тем, принимаются концепции преимущественно вертикальной межпластовой миграции УВ [Коржов и др., 2013; 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 (см. табл. 3, рис. 2) позволяет сделать вывод о возможности аккумуляции и сохранности залежей УВ в резервуарах коры выветривания и коренного палеозоя.
Ларинская свита (Silr) находилась в ГФН недолго, 2,5 млн. лет (422,8-420,3 млн. лет назад), в ГФГ- 9,3 млн. лет (420,3-411 млн лет назад). Вероятно, нефтяной потенциал ларинского источника исчерпан 420,3 млн. лет назад, а газовый потенциал - 411 млн. лет назад. 411 млн. лет назад свита вошла в зону деструктивных для УВ геотемператур, превышающих 190°С, и осталась в ней почти 250 млн. лет (411-162,9 млн. лет). Совершенно очевидно, что ларинские УВ не могли аккумулироваться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя.
Мирная свита (Dmr) находилась в ГФН сравнительно недолго, 4,3 млн. лет (387-382,7 млн. лет назад), в ГФГ- 18,7 млн. лет (382,7-364 млн. лет назад). Нефтяной потенциал мирнинского источника с большой вероятностью исчерпан 382,7 млн. лет назад, газовый потенциал - 364 млн. лет назад. 364 млн. лет назад свита вошла в зону деструкции УВ, и оставалась в этой зоне до 213 млн. лет назад, более 150 млн. лет. Очевидно, что мирнинские УВ не могли аккумулироваться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя.
Чузикская свита (D2cz) находилась в ГФН 14 млн. лет (376-362 млн. лет назад), в ГФГ - 26млн. лет (362-336 млн. лет назад). 336 млн. лет назад свита вошла в зону деструкции УВ, и оставалась в этой зоне до 265,1 млн. лет назад, почти 71 млн. лет. Очевидно, что чузикские УВ не могли, заполняя, сохраниться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя, которые сформировались не раньше 213-208 млн. лет назад.
Чагинская свита (D3cg) находилась в ГФН на протяжении 17 млн. лет (347-330 млн. лет назад), в ГФГ - 64,9 млн. лет (330-265,1 млн. лет назад). Нефтяной потенциал чагинского источника с большой вероятностью исчерпан 330 млн. лет назад, газовый потенциал - 265,1 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 подтверждается разбуриванием пластов М и М1, где при испытаниях зафиксированы газопроявления.
Тюменская свита (J1-2tm) до сих пор находится в низкотемпературной ГФН, на протяжении последних 86,5 млн. лет (86,5-0 млн. лет назад). Тюменский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя в течение
последних почти 87 млн. лет. Геотемпературы резервуаров благоприятны для сохранности тюменской нефти.
Баженовская свита (J¡bg) находилась в низкотемпературной ГФН на протяжении 27,6млн. лет (32,3-4,7 млн. лет назад). Все это время баженовский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и коренного палеозоя.
Заключение
Таким образом, сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя являются источники тюменской и баженовской нефти, а также источник чагинского газа. Однако результаты испытаний резервуаров коры и палеозоя показывают, что УВ залежей представлены газом, поэтому с наибольшей вероятностью резервуары коры и палеозоя являются аккумуляторами именно палеозойского, чагинского газа.
В итоге, можно констатировать, что в условиях геолого-геофизического разреза Сельвейкинской площади, источником УВ для резервуаров коры и палеозоя являются, скорее всего, породы доманикоидного типа чагинской свиты (D2cg) [Ступакова и др., 2015]. Это подтверждается впервые выполненным в настоящей работе совместным моделированием катагенетических очагов генерации УВ осадочных бассейнов: «современного» юрско-мелового и силурийского, нижне-среднедевонского, верхнедевонско-нижнекаменноугольного «палеобассейнов».
Для дальнейших исследований несомненный интерес представит сопряженное моделирование катагенетических очагов генерации УВ «современного» юрско-мелового и палеозойских палеобассейнов на Герасимовском и Останинском месторождениях, расположенных в радиальном обрамлении Сельвейкинской площади. На этих месторождениях пласты М и М1 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. С другой стороны, для палеозойских образований (D3-C1) по ОСВ установлена (определения А.Н. Фомина) градация катагенеза МК2, (R0vt=1,05-1,17), что соответствует палеотемпературам 155-160°С. Это ощутимо меньше, на 15-20°С, чем палеотемпературы по ОСВ палеозойских образований в разрезе Сельвейкинской площади - 175°С.
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. 128139.
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.
Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазоносности Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2012. - № 2. - С.60-64.
Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. - М.: Недра, 1986. - 222 с.
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. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. - 2004. - Т. 23. - №5. - С. 101-115.
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. - 2018а. - № 2. - С. 124144. DOI: https://doi.org/10.1134/s1069351318020064
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. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v38i4.2016.107798
Исаев В.И., Лобова Г.А., Коржов Ю.В., Кузина М.Я., Кудряшова Л.К., Сунгурова О.Г. Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири. - Томск: Изд-во ТПУ, 2014. - 112 с.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Мазуров А.К., Старостенко В.И., Фомин А.Н. Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской материнских свит // Геология нефти и газа. - 2018б. - № 1. - С. 1539.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Фомин А.Н., Булатов В.И., Кузьменков С.Г., Галиева М.Ф., Крутенко Д.С. Тепловой поток и нефтегазоносность (п-ов Ямал, Томская обл.) // Георесурсы.
- 2019. - Т. 21. - M 3. - С. 125-135. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.125-135
Исаев B.И., Фомин A.H. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Hюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. - 2006. - Т. 47. - M 6. - С. 734-745.
Исаев Г.Д. Региональные стратиграфические подразделения палеозоя ЗападноСибирской плиты (по данным исследования табулятоморфных кораллов) // Вестник ТГУ. -2012. - M355. - С.161-168.
Конторович A.Э, Шстеров И.И., Cалманов Ф.К., Cурков B.C., Трофиму A.A, Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. - M.: Шдра, 1975. - 680 с. DOI: https://doi.org/10.1016Zj.rgg.2007.05.002
Конторович B.A. Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири (на примере Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонакопления) // Геология и геофизика. - 2007. - Т. 48. - M 5. - С. 538-547.
Коржов Ю.B., Исаев B.И., Кузина М.Я., Лобова r.A. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов) // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 323.
- M 1. - С. 51-56.
Курчиков A.P. Геотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 11. - M 42. - С. 1846-1853.
Лобова r.A., Исаев B.И., Кузьменков C.r., Лунева Т.Е., Осипова E.H. Hефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) // Геофизический журнал. - 2018. - Т. 40. - M 4.- С. 73-106. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i4.2018.140611
Мельник ИЛ., Hедоливко H.M., Зимина C.B. Вторичные карбонаты юрских песчаных отложений как показатели продуктивности палеозоя // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2020. - Т. 331. - M 3. - С. 32-38.
Шуен Х.Б., Исаев B.И. Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр // Геофизический журнал. - 2017. - Т. 39. - M 6. - С. 3-19. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363
Шручев C.r., Рогозина E.A., Капченко Л..H. Главная фаза газообразования - один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого рассеянного органического вещества // Геология и геофизика. - 1973. - M 10. - С. 14-16.
Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской равнины / Под ред. В.И. Краснова. -Швосибирск: Изд-во СО РА^ 1999. - 80 с.
Санникова И.А., Ступакова А.В., Большакова М.А., Галушкин Ю.И., Калмыков Г.А., Сауткин Р.С., Суслова А.А., Калмыков А.Г., Козлова Е.В. Региональное моделирование углеводородных систем баженовской свиты в Западно-Сибирском бассейне // Георесурсы. -2019. - Т. 21. - № 2. - С. 203-212. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.203-212
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. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.4-12
Ступакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В., Курасов И.А., Бордюг Е.В., Кирюхина Т.А. Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири // Георесурсы. - 2015. - №2 (61). - С. 63-76. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.61.2.6
Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. - 331 с. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/40_2019
Ablya E., Nadezhkin D., Bordyug E., Korneva T., Kodlaeva E., Mukhutdinov R., Sugden M.A., van Bergen P.F. Paleozoic-sourced petroleum systems of the Western Siberian Basin - What is the evidence? // Organic Geochemistry. - 2008. - V. 39. - no. 8. - Р. 1176-1184. DOI: https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.04.008
Scotese C.R. A new global temperature curve for the Phanerozoic, Paper no. 74-31, GSA Annual Meeting in Denver, CO, September 25, 2016 (abstract & poster), Geological Society of America, Boulder, CO.
Galieva M.F., Aleeva A.O., Isaev V.I.
National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russia, margaritagalieva@gmail.com, RastorguevaAO_90@mail.ru, isaevvi@tpu.ru
HYDROCARBONS GENERATION FOCIS AND ACCUMULATION WITHIN THE PRE-JURASSIC SECTION OF THE DEEP DRILLING SELVEIKIN AREA
(TOMSK REGION)
Concurrent modelling of catagenetic focis of hydrocarbon generation in sedimentary basins: "present" Jurassic-Cretaceous and Silurian, Lower-Middle Devonian, Upper Devonian-Lower Carboniferous "paleobasins ", was performed for the first time. It was stated that the source rock of gas in reservoirs of the weathering crust and top of inner Paleozoic in conditions of geological and geophysical cross-sections of Selveikin area most likely is "Devonian" - domanicoid rocks of Chagin Formation.
Keywords: modelling of catagenetic foci of hydrocarbon generation, "present" sedimentary basin and Paleozoic "paleobasins", reservoir of the weathering crust and inner Paleozoic, Tomsk Region.
References
Ablya E., Nadezhkin D., Bordyug E., Korneva T., Kodlaeva E., Mukhutdinov R., Sugden M.A., van Bergen P.F. Paleozoic-sourced petroleum systems of the Western Siberian Basin - What is the evidence? Organic Geochemistry, 2008, vol. 39, no. 8, pp. 1176-1184. DOI: https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2008.04.008
Belozerov V.B., Garcia A.S. Perspektivy poiska zalezhey nefti v otlozheniyakh devona yugo-vostochnoy chasti Zapadno-Sibirskoy plity [Prospects of searching for oil reservoirs in the Devonian section of the south-eastern part of the Western-Siberian plate]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2018, vol. 329, no. 6, pp. 128-139.
Burshtein L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskii V.N. Model' katageneza organicheskogo veshchestva (na primere bazhenovskoy svity) [Model of catagenesis of organic matter. Russian]. Geologiya i geofizika, 1997, no.6, pp. 1070-1078.
Gavrilov V.P. Geodinamicheskaya model' neftegazonosnosti Zapadnoy Sibiri [Geodynamic model of oil and gas potential of West Siberia]. Geologiya nefti i gaza, 2012, no. 2, pp.60-64.
Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. Teplovoe pole i neftegazonosnost' molodyh plit SSSR [Thermal field and oil and gas potential of young plates of the USSR]. Moscow: Nedra Publ. house, 1986, 222 p.
Fomin A.N. Katagenez organicheskogo veshhestva i neftegazonosnost' mezozoyskih i paleozoyskih otlozheniy Zapadno-Sibirskogo megabasseyna [Catagenesis of organic matter and petroleum accumulations of the Mesozoic and Paleozoic of the Western Siberian megabasin]. Novosibirsk: INGG SO RAN, 2011, 331 p. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/40_2019
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. Paleotemperaturnoe modelirovanie osadochnogo razreza i neftegazoobrazovanie [Paleotemperature modeling of the sedimentary section, and oil-and-gas generation]. Tikhookeanskaya geologiya, 2004, vol. 23, no. 5, pp. 101-115.
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., Starostenko V.I., Tikhotskii 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 of the thermal history of the source-rock Bazhenov Formation, Arctic region, Western Siberia, by the example of the Yamal Peninsula]. Fizika Zemli, 2018a, no. 2, pp. 124-144. DOI: https://doi.org/10.1134/s1069351318020064
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 Formations southeastern Western Siberia]. Geofizicheskiy zhurnal, 2016, vol. 38, no. 4, pp. 3-25. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v38i4.2016.107798
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. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.125-135
Isaev V.I., Lobova G.A., Korzhov Yu.V., Kuzina M.Ya., Kudryashova L.K., Sungurova O.G. Strategiya i osnovy tehnologii poiskov uglevodorodov v doyurskom osnovanii Zapadnoy Sibiri [Strategy and basis of technologies for hydrocarbon exploration in the pre-Jurassic basement of Western Siberia]. Tomsk: Izd-vo TPU, 2014, 112 p.
Isaev V.I., Lobova G.A., Mazurov A.K., Starostenko V.I., Fomin A.N. Rayonirovanie megavpadin yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri po plotnosti resursov slantsevoy nefti togurskoy i bazhenovskoy materinskikh svit [Zoning of mega-depressions by shale oil generation density of Togur and Bazhenov source Formations in the southeast of Western Siberia]. Geologiya nefti i gaza, 2018b, no. 1, pp. 15-39.
Kontorovich A.E., Nesterov I.I., Salmanov F.K., Surkov V.S., Trofimuk A.A, Erv'e Yu.G. Geologiya nefti i gaza Zapadnoy Sibiri [Oil and gas geology of Western Siberia]. Moscow: Nedra, 1975, 680 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 (example of the Chuzik-Chizhapka regional oil-gas accumulation)]. Geologiya i geofizika, 2007, vol. 48, no. 5, pp. 538-547. DOI: https://doi.org/10.1016Zj.rgg.2007.05.002
Korzhov Yu.V., Isaev V.I., Kuzina M.Ya., Lobova G.A. Genezis doyurskih zalezhey nefti Rogozhnikovskoy gruppy mestorozhdeniy (po rezul'tatam izucheniya vertikal'noy zonal'nosti alkanov) [Genesis of the pre-Jurassic oil accumulations of Rogozhnikovskoe group of fields (based on results of vertical alkanes zoning studying)]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2013, vol. 323, no. 1, pp. 51-56.
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.
Lobova G.A., Isaev V.I., Kuz'menkov S.G., Luneva T.E., Osipova E.N. Neftegazonosnost' kollektorov kory vyvetrivaniya i paleozoya yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri (prognozirovanie trudnoizvlekaemykh zapasov) [Oil and gas reservoirs of weathering crusts and Paleozoic basement in the southeast of Western Siberia (forecasting of hard-to-recover reserves)]. Geofizicheskiy zhurnal, 2018, vol. 40, no. 4, pp. 73-106. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i4.2018.140611
Mel'nik I.A., Nedolivko N.M., Zimina S.V. Vtorichnye karbonaty yurskikh peschanykh otlozheniy kakpokazateli produktivnosti paleozoya [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 [The main phase of gas generation is one of the stages of sapropelic dispersed organic matter catagenetic evolution]. Geologiya i geofizika, 1973, no. 10, pp. 14-16.
Nguen Kh.B., Isaev V.I. Kollektory nefti kristallicheskogo fundamenta mestorozhdeniya Belyy Tigr [Oil reservoirs of the crystalline basement of the White Tiger field]. Geofizicheskiy zhurnal, 2017, vol. 39, no. 6, pp. 3-19. DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363
Resheniya soveshhaniya po rassmotreniyu i prinyatiyu regional'noy stratigraficheskoy shemy paleozoyskih obrazovaniy Zapadno-Sibirskoy ravniny [Resolution of considering and admitting regional stratigraphic scheme of Paleozoic Formations within Western Siberian Plain conference]. Editor V.I. Krasnov. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 1999, 80 p.
Sannikova I.A., Stupakova A.V., Bol'shakova M.A., Galushkin Yu.I., Kalmykov G.A., Sautkin R.S., Suslova A.A., Kalmykov A.G., Kozlova E.V. Regional'noe modelirovanie uglevodorodnykh sistem bazhenovskoy svity v Zapadno-Sibirskom basseyne [Regional modeling of hydrocarbon systems of the Bazhenov Formation in the Western Siberian Basin]. Georesursy, 2019, vol. 21, no. 2, pp. 203-212. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.203-212
Scotese C.R. A New Global Temperature Curve for the Phanerozoic, Paper no. 74-31, GSA Annual Meeting in Denver, CO, September 25, 2016 (abstract & poster), Geological Society of America, Boulder, CO.
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. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.4-12
Stupakova A.V., Sokolov A.V., Soboleva E.V., Kurasov I.A., Bordyug E.V., Kiryukhina T.A. Geologicheskoe izuchenie i neftegazonosnost' paleozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [Geological survey and petroleum potential of Paleozoic section in the Western Siberia]. Georesursy, 2015, vol. 61, no. 2, pp. 63-76. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.61.2.6
Stratigrafiya neftegazonosnyh basseynov Sibiri [Stratigraphy of oil and gas basins of Siberia] in 9 volumes. Vol. 5: Paleozoy Zapadnoy Sibiri. Editor A.E. Kontorovich. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2001, 163 p.
Zapivalov N.P., Isaev G.D. Kriterii otsenki neftegazonosnosti paleozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [Criteria of estimation of oil-and-gas-bearing Palaeozoic formations of Western Siberia]. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta, 2010, no.341, pp. 226-232.
© Галиева М.Ф. Алеева А.О. Исаев В.И., 2020
