CC BY
26
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESQURCES стГ/А<\ 2021. T- 23. № L C- 2~16
Б01: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.1.1 УДК 553.98
Палеотемпературное моделирование очагов генерации углеводородов и их роль в формировании залежей
«палеозойской» нефти (Останинское месторождение, Томская область)
В.И. Исаев1*, М.Ф. Галиева1, А.О. Алеева1, Г.А.Лобова1, В.И. Старостенко2, А.Н. Фомин3
1 Томский политехнический университет, Томск, Россия 2Институт геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины, Киев, Украина 3Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия
Одним из направлений развития сырьевой базы углеводородов является изучение и освоение доюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири. Ставится проблема определения источника углеводородов (УВ) палеозойских залежей. В работе решается задача моделирования и оценки роли палеозойско-мезозойских очагов генерации УВ в формировании залежей «палеозойской» нефти в разрезе Останинского нефтегазоконденсатного месторождения (Томская область). В формировании нефтегазоносности доюрского фундамента участвуют два резервуара: коры выветривания и кровли коренного палеозоя. Первый сформировался в период 213-208 млн лет назад, а второй генетически обусловлен эпигенетическими процессами в коре выветривания. В качестве предполагаемых источников углеводородов для резервуаров коры выветривания и коренного палеозоя рассматриваются потенциально материнские свиты - породы доманикоидного типа в фундаменте - ларинскя S1lr, мирная D1mr, чузикская D2cz, чагинская D3cg свиты, а также тюменская J1 ^т и баженовская J3bg в осадочном чехле.
Для выполнения совместного палеотемпературного моделирования осадочных бассейнов «современного» юрско-мелового и палеозойских «палеобассейнов» выбрана скважина Останинская 438Р, что обусловлено наличием измеренных температур как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также притоков в скважину флюида из доюрских горизонтов. На первом шаге получено решение обратной задачи геотермии с использованием пластовых температур и измерений отражательной способности витринита из мезозойских отложений - определена плотность глубинного теплового потока из основания осадочного разреза, характеризующаяся квазипостоянным значением с юрского и до настоящего времени. Вторым шагом решена обратная задача с использованием измерений отражательной способности витринита из палеозойских отложений. В результате получено значение теплового потока на ключевые моменты геодинамической истории разреза, начиная с силура. решением прямых задач геотермии с заданным тепловым потоком восстановлена структурно-тектоническая и термическая история четырех палеозойских потенциально нефтематеринских свит, а также юрских - баженовской и тюменской. Рассмотрены дискуссионные аспекты модели теплопереноса в разрезе Останинского месторождения.
Установлено, что сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя являются тюменский и баженовский источники нефти, с наибольшей вероятностью, баженовский. Роль чагинского источника газа оценена как незначительная.
Ключевые слова: моделирование очагов генерации углеводородов, «современный» осадочный бассейн и палеозойские осадочные «палеобассейны», резервуары коры выветривания и коренного палеозоя, Останинское нефтегазоконденсатное месторождение
Для цитирования: Исаев В.И., Галиева М.Ф., Алеева А.О., Лобова Г.А., Старостенко В.И., Фомин А.Н. (2021). Палеотемпературное моделирование очагов генерации углеводородов и их роль в формировании залежей «палеозойской» нефти (Останинское месторождение, Томская область). Георесурсы, 23(1), с. 2-16. DOI: Ы^:// doi.Org/10.18599/grs.2021.1.1
Введение
Одним из новых направлений развития сырьевой базы углеводородов является изучение и освоение нефтегазового потенциала фундамента осадочного чехла, в том числе доюрского нефтегазоносного комплекса (НГК) Западной Сибири (ЗС) (Конторович, 2016). В этом контексте известный интерес представляет территория юго-востока ЗС
* Ответственный автор: Валерий Иванович Исаев e-mail: isaevvi@tpu.ru
© 2021 Коллектив авторов
(Томская область), где открыт ряд месторождений с промышленными притоками в коре выветривания и кровле коренного палеозоя (рис. 1).
На повестку дня ставится проблема источника углеводородов (УВ) палеозойских залежей. В качестве одного из источников обсуждаются, например, девонские доманики (АЬ1уа et а1., 2008). Если так, то неизбежна задача бассейнового моделирования, включающая наряду с кайно-зойско-мезозойской тектонической историей, и историю погружения нефтематеринских толщ, как минимум, со среднедевонского времени, - задача моделирования «палеобассейнов» (Ступакова и др., 2019).
Рис. 1. Положение Останинской группы месторождений (контур черной пунктирной линией) на схеме размещения месторождений углеводородов Томской области. 1-2 - месторождение с залежами: 1 - в юрских и меловом НГК, 2 - в юрских, меловом и доюрском НГК; 3 - речная сеть; 4 - административная граница.
Фундаментальным параметром, определяющим термическую историю потенциально материнских отложений, реализацию их УВ потенциала, сингенетичность очагов генерации УВ и аккумулирующих резервуаров, является глубинный тепловой поток, его динамика. Корректность расчетной плотности теплового потока зависит от восстановления тектоно-седиментационной истории всего выполнения бассейна моделирования, особенно - от перерывов и денудаций, а также от начального и вторичного литологического состава комплексов, от термического режима литосферы в палеозое, и, конечно, от векового хода температур на земной поверхности, начиная с девона. Многое из перечисленного стало достаточно привычным и уверенно задаваемым при моделировании «современных» (кайнозойско-мезозойских) осадочных бассейнов. В работах томской научной группы геотерми-ков (Osipova et а1., 2014; Лобова и др., 2020; и др.), как и в публикациях других исследовательских школ (Сафронов и др., 2011; Конторович и др., 2013: Санникова и др., 2019; Локтионова и др., 2019; Галушкин, Лейченков, Дубинин, 2020) моделирование очагов генерации УВ традиционно выполняется в рамках мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна - начиная с 210 млн лет назад. Известное исключение представляет геолого-геотермическая модель палеозойско-мезозойского осадочного чехла северовосточной части Баренцевоморского шельфа (Никитин и др., 2015), построенная под руководством М.Д. Хуторского (Хуторской и др., 2008), и геотермическая модель верхнепротерозойско-палеозойских комплексов Предъенисейского осадочного бассейна (Филиппов, Бурштейн, 2017).
При включении в историко-геологический анализ отложений «палеобассейнов» восстановление термической истории материнских отложений, истории генерационных и аккумуляционных процессов существенно осложняется. Однако эти сложности надо решать, если прогнозировать нефтегазоносность древних комплексов, включая палеозойскую нефть. Настоящая статья не только очерчивает, конкретизирует круг проблемных вопросов
моделирования «палеобассейнов», но и дает пример их возможного решения.
Первый опыт, новейшие результаты совместного моделирования очагов генерации углеводородов осадочных бассейнов - юрско-мелового и силурийского, нижне-сред-недевонского, верхнедевонско-нижнекаменноугольного «палеобассейнов» - получены для палеозойско-мезозойско-кайнозойского разреза Сельвейкинской площади глубокого бурения (Галиева и др., 2020). Установлено, что в условиях геолого-геофизического разреза Сельвейкинской площади (рис. 2а, скважина 2), источником газа (газопроявлений) резервуаров коры выветривания и кровли коренного палеозоя является скорее всего «девонский» - породы доманикоид-ного типа чагинской свиты.
В настоящей работе ставится и решается задача моделирования палеозойско-мезозойских очагов генерации УВ в разрезе Останинского нефтегазоконденсатного месторождения (рис. 2б).
Останинское месторождение, в отличие от Сельвей-кинской площади, имеет промышленные притоки УВ в доюрских пластах М (кора выветривания) и М1 (кровля коренного палеозоя). Месторождение интересно тем, что характеризуется (Исаев и др., 2019) существенно более высокими значениями плотности современного теплового потока (52-54 мВт/м2) по сравнению с ранее исследованной Сельвейкинской площадью (40-41 мВт/м2). В то же время, на Останинском месторождении для палеозойских образований ф3-С^ по отражательной способности витринита установлена градация катагенеза МК2, ^°^=1,05-1,17), что соответствует палеотемпера-турам 155-160 °С. Это ощутимо меньше - на 15-20 °С, чем палеотемпературы по отражательной способности витринита (ОСВ) палеозойских образований в разрезе Сельвейкинской площади - 175 °С (Д°^=1,20).
Характеристика Останинского 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 (рис. 2а).
Нефтегазоносность месторождения приурочена к известнякам палеозойского фундамента (пласт М1), коры выветривания (пласт М), песчаным коллекторам тюменской (пласты Ю3, Ю4) и наукской (пласты Ю14, Ю13, Ю12, Ю11) свит. Нефтеносными являются пласты Ю11, М и М1, газоносными - Ю13, Ю14, Ю3, Ю4, М.
Пласты Ю-Ю4. Разрез наукской и тюменской свит месторождения сложен породами прибрежно-морских и континентальных фаций. По данным литолого-петро-графических исследований, коллекторы продуктивных пластов представлены средне-, мелкозернистыми песчаниками, переходящими местами в крупнозернистые алевролиты.
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES
2021. Т. 23. № 1. С. 2-16
Рис. 2. Схема размещения Останинской группы месторождений углеводородов (а) и схема Останинского нефтегазоконденсатного месторождения (б). 1-2 - месторождение и его название, с залежами: 1 - в юрских НГК, 2 - в юрских и доюрском НГК; 3 - контур тектонического элемента 11-го порядка платформенного чехла (Конторович, 2002); 4 - речная сеть; 5 - озеро; 6 - населенный пункт; 7 - скважина, вскрывшая образования коренного палеозоя (пласт М), и ее номер; 8 - сейсмоизогипса отражающего горизонта Ф2 (подошва осадочного чехла); 9 - контур ВНК по пласту М (кора выветривания)
Продуктивные образования коры выветривания -пласт М. Залежи углеводородов в коре выветривания на Останинском месторождении приурочены в основном к глинисто-кремнистым отложениям, формирование которых происходило за счет разрушения силикатосодержа-щих пород. К коре выветривания отнесены также брекчии (из базального слоя), образованные при разрушении и местном перемыве нижележащих глинисто-кремнистых пород.
Продуктивные образования палеозоя - пласт М. По литолого-петрографическому описанию породы фундамента на месторождении представлены карбонатными породами - известняками.
Глубокое поисковое бурение 12 скважин на Оста-нинском месторождении вскрыло образования доюрского фундамента (рис. 2б). Пласт М опробован в 11 скважинах, пласт М1 - в 6 скважинах (табл. 1). В скважине 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 скважины 418П.
Выбор скважины 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 - с проходкой 63 м.
Численная модель месторождения
Параметризация осадочного разреза скважины Останинская 438Р принимается в соответствии с ли-толого-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 осадконакопле-нии. 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 С2ек, средневасюганской и кехорегской С1кЫ свит. О перерыве в осадконакоплении и размыве отложений свидетельствуют вскрытые на забое скважины 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.
В качестве предполагаемых источников УВ для резервуаров коры выветривания и кровли коренного палеозоя рассматриваем потенциально материнские свиты (Запивалов, Исаев, 2010; Фомин, 2011): ларинскую 811г, мирную В1тт, чузикскую Б^, чагинскую Б^, тюменскую .21т и баженовскую Если чагинские отложения непосредственно вскрыты скважиной Останинская 438Р,
Свита (горизонт, пласт) Интервал, м Тип флюида Дебит, м3/сут - жидкий
флюид; тыс. м3/сут - газ
Скважина Останинская 417П
Пласт Ю11 2470-2474 Пластовая вода с 0,3
пленкой нефти
Кора выветривания (пласт М) 2731-2774 Пластовая вода 228,8
Кора выветривания (пласт М) 2759-2892 Практически «сухо» -
+ Палеозой (пласт М1)
Палеозой (пласт М1) 2775-2787 Газ; 0,5;
пластовая вода 155,5
Палеозой (пласт М1) 2949-3027 Практически «сухо» -
Палеозой (пласт М1) 3020-3111 Пластовая вода 408,2
Палеозой (пласт М1) 3021-3030 Газ; 0,1;
пластовая вода 48,4
Скважина 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; 0,02;
пластовая вода 0,23
Палеозой (пласт М1) 2802-2813 Нефть 0,6
Скважина 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
Скважина Останинская 424Р
Пласт Ю11 2512-2519 Пластовая вода 11,0
Пласт Ю12 2537-2546 Пластовая вода 6,5
Пласт Ю3 2640-2651 «сухо» -
Пласт Ю4 2672-2687 Газ; 0,005;
пластовая вода 0,3
Кора выветривания (пласт М) 2881-2883 Пластовая вода 0,1
Палеозой (пласт М1) 2881-2925 Газ; 0,02;
пластовая вода 0,1
Скважина Останинская 429Р
Пласт Ю11 + Пласт Ю12 2477-2502 Газ; 363,6;
Пласт Ю12 конденсат 101,0
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
Скважина Останинская 438Р
ТарскаяК^ 2130-2143 Пластовая вода 6,0
Баженовская J3bg 2448-2456 Газ; 0,02;
+ Наунакская J3nn конденсат 0,004
Наунакская J3nn 2508-2516 Газ; 40,0;
конденсат; 30,7;
пластовая вода; 18,1
Тюменская J1-2tm 2567-2571 Пластовая вода 0,7
Кора выветривания (пласт М) 2750-2755 Безводная нефть; 60,0;
газ 1,5
Палеозой (пласт М1) 2773-2781 Пластовая вода 207,3
Табл. 1. Результаты опробования скважин, вскрывших образования коренного палеозоя (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»)
то породы доманикоидного типа ларинской, мирной и чу-зикской свит выявлены на смежных участках территории исследований.
О методике исследований
Верхнее граничное условие модели - климатический вековой ход температуры (температура поверхности осад-конакопления) - задано в виде кусочно-линейной функции векового хода на территории юго-востока Западной Сибири. С конца юрского времени (120-0 млн лет назад)
«местный» вековой ход для юго-востока Западной Сибири построен на основе обобщения экспериментальных определений и палеоклиматических реконструкций (Ькогкша е! а1., 2015; 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.
Время накопления
Индекс отложений на рис. 5
Отложения
K
I
| g
я
s §
X I
о и
о
и
Ц
п й
° ч
а В
с е
о я 3
о
■г =
и
к -
о £
Литологический состав
Четвертичные отложения Q Плиоценовые N2 Миоценовые N Некрасовская серия Pgзnk верхний+средний олигоцен
К Чеганская свита Pg2-зhq олигоцен+верхний эоцен
Люлинворская свита Pg2И эоцен
Талицкая свита Pg1tl палеоцен
1,64 4,71 24
32,3
0 1,64 4,71
24
1,64 3,07 19,29
8,3
41,7 32,3 9,4
54,8 61,7
41.7
54.8
13,1 6,9
20 0
25 124
30
70 20
20 46
170
200 270
Пески, супеси, глины, суглинки
Чередование песков, глин, алевролитов
Зеленые глины с мергелистыми, известковистыми и сидеритовыми конкрециями, в верхней части с прослоями
песков и песчаников Зеленовато-и желтовато-серые алевритистые и опоковидные глины с прослоями опок
Темно-серые, слюдистые глины
Ганькинская свита PgrK2gn даний, маастрихт
Славгородская свита
кампан+верхний сантон
Березовская
Ипатовская свита K2ip нижний сантон+коньяк Кузнецовская свита K2kz турон
73,2 61,7 11,5 72 290
86.5 73,2 13,3 60 362
89,8 86,5 3,3 191
91.6 89,8 1,8 14 613
Покурская свита K1-2pk сеноман+альб+апт
Алымская
114,1 91,6 22,5 863 627 Кошайская пачка Kja2 116,3 114,1 2,2 0 -
Серые известковистые, алевритистые глины с зеленоватым оттенком
Глины серые и зеленовато-серые, с прослоями глинистых опок, глауконитовых алевролитов и песчаников
Зеленовато-серые песчаники и алевролиты с 422 глинистым, известковым и кремнистым цементом, с прослоями серых глин
Преимущественно глинистые породы
Чередование (снизу вверх) светло-серых песчаников в сложном сочетании с крупными пачками глин, глинистых алевролитов и уплотненными песками
Пласт А! Kjaj
120,2 116,3 3,9
Киялинская свита ^кк готерив+баррем 132,4 120,2 12,2 637 1490 Пестроцветные глины с прослоями зеленовато-серых известковистых песчаников и алевролитов
Тарская свита ^^ валанжин 136,1 132,4 3,7 104 2129 Серые и светло-серые мелко- и среднезернистые песчаники
Куломзинская свита K1klm валанжин 145,8 136,1 9,7 194 2233 Глины аргиллитоподобные темно-серые
Jsbg Баженовская свита J3bg титонский 151,2 145,8 5,4 22 2427 Черные, буровато-черные, битуминозные аргиллиты с прослоями глинистых
известняков
Георгиевская свита J3qr кимеридж 156,6 151,2 5,4 0 - Неравномерное переслаивание буровато-
J3 Наунакская свита Jзnn келловей+оксфорд 162,9 156,6 6,3 76 2449 серых песчаников, алевролитов и темно- серых с буроватым оттенком аргиллитоподобных глин с обильными растительными остатками, пиритом и встречающимися пластами углей
J1-2tm Тюменская свита J1-2tm нижняя+средняя юра 208 162,9 45,1 228 2526 Серые песчаники, алевролиты и аргиллиты с прослоями углей
Табл. 2. Осадочный разрез скважины Останинская 438, выполненный на основании литолого-стратиграфической разбивки и реконструкции стратиграфического разреза. Серой заливкой выделены размыв каменноугольных и перерыв осадконакопления средне-девонских 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); литологический состав вскрытых отложений принят по первичному описанию в «деле скважины».
0
Время накопления
Индекс отложений на рис. 5
Отложения
I
I и
св ц
Я
о
5 3 § ®
№ н и й о
Л
, н
[Н о н
ч о щ
и® 4
о м Я
% Й Ск 2
о я 3
о
■г =
и
к -
о £
Литологический состав
Кора выветривания Т Триас
213
208
33
2754
Кремнисто-глинистые известняки
Размыв каменноугольных отложений 313,2 213 100,2 -750 -
Елизаровская свита С2еЬ 318,2 313,2 5 120 Известковые аргиллиты, мергели,
Башкирский век алевролиты (Решения совещания ..., 1999)
С1-2 Средневасюганская свита Сь^ Верхний серпухов+башкирский век 335,1 318,2 16,9 200 - Аргиллиты, алевролиты, песчаники (Решения совещания ..., 1999)
Кехорегская свита С1кЬ Турне+средний Серпухов 358,9 335,1 23,8 430 - Темно-серые алевролиты, аргиллиты, прослои известняков: окремнение (Решения совещания ..., 1999)
Верхняя подсвита: кремни, радиоляриты,
кремнеаргиллиты, кремнеизвестняки,
Dзcg Чагинская свита Dзcg Фран+фамен 382,7 358,9 23,8 480* 2787 окремненные аргиллиты Нижняя подсвита: черные, черно-коричневые, кремнистые известняки, аргиллиты (до 300 м) (Макаренко и др., 2007)
Верхняя подсвита: известняки глинистые с
примесью кремнезема (70 м)
D2cz Чузикская свита D2cz Верхний эйфель+живет 390,5 382,7 7,8 470 3267 (Решения совещания ..., 1999) Нижняя подсвита: известняки темно-серые детритовые, глинистые (400 м) (Решения совещания ..., 1999)
Перерыв (скрытое несогласие) Нижний эйфель 393,3 390,5 2,8 0 -
Известняки темно-серые до черных
D1mr Мирная толща D1mr эмс 407,6 393,3 14,3 400 3737 глинистые, глинисто-кремнистые с прослоями известковых аргиллитов (Макаренко и др., 2007)
Лесная свита D1ls Лохков+прага 419,2 407,6 11,6 480 4137 Переслаивание глинистых известняков, аргиллитов (Решения совещания ..., 1999)
S2-Dl Майзасская свита S2mz Пржидол 423 419,2 3,8 410 4617 Известняки, голубоватые мергели, туфы, эффузивы (Решения совещания ..., 1999)
Большеичская свита S2bl Лудлов 427,4 423 4,4 209 5027 Туфы витрокластические, андезиты, базальтовые порфириты (Решения совещания ..., 1999)
Sllr Ларинская свита S1lr Лландовер+венлок 443,4 427,4 16 360 5236 Известняки доломитизированные с линзами аргиллитов, песчаников (Решения совещания ..., 1999)
Глубина реконструированного разреза 5596
Фактический забой скважины
2850
Т
5
Табл. 2. Продолжение
В результате получено значение векового хода температур на земной поверхности, начиная с силура (рис. 3).
Нижнее граничное условие модели - глубинный тепловой поток - определяется решением прямой и обратных задач геотермии средствами программного комплекса Ш бассейнового моделирования ^аг^епко е! а1., 2006; Исаев и др., 2018). Плотность теплового потока рассчитывалась в два шага.
На первом шаге решением обратной задачи геотермии определяется плотность глубинного теплового потока из основания осадочного разреза, характеризующаяся 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 (Ермаков, Скоробогатов, 1986; Курчиков, 2001), решается обратная задача с использованием «наблюденных» геотемператур - пластовых в интервалах юрско-меловых отложений и измерений ОСВ юрских отложений. Для перехода от ОСВ (Я1^) к соответствующей геотемпературе применена оригинальная схема (Исаев, Фомин, 2006), использующая диаграмму «Линии значений отражательной способности витринита, нанесенные на измененную схему Коннона» (Хант, 1982).
Рис. 3. Верхнее граничное условие параметрической модели - вековой ход температур земной поверхности на юго-востоке Западной Сибири
На втором шаге решается обратная задача с использованием пластовых температур, полученных в интервале коры выветривания, и измерений ОСВ палеозойских отложений. Резкое снижение значения теплового потока в триасе - с 223 до 54 мВт/м2, ознаменовавшем окончание герцинского времени (Конторович и др., 1975), описано с помощью математической функции, обладающей максимальной скоростью уменьшения значения, уравнением дуги - четверти окружности. В результате получено значение теплового потока на ключевые моменты геодинамической истории разреза, начиная с силура (рис. 4, табл. 3, 4).
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 (рис. 5).
В нашем случае эта «невязка» не превышает ±2 °С (табл. 3). Оптимальная «невязка» - это средняя квадратичная разность расчетных и наблюденных значений, равная погрешности наблюдений (Старостенко, 1978; Исаев, 2013; Balk et al., 2016). Как установлено статистикой исследований (Исаев и др., 2018), погрешность «наблюденных» геотемператур составляет порядка ±2 °С.
Восстановление седиментационной (структурно-тектонической) и термической истории путем решения прямых задач геотермии с заданным тепловым потоком выполнялось для всех четырех вышеперечисленных палеозойских потенциально нефтематеринских свит, а также для юрских - баженовской и тюменской свит (табл. 4, рис. 6).
Анализ результатов
Ключевым фактором, определяющим реализацию генерационных возможностей формации, являются продолжительность и температурный режим главной фазы нефтеобразования (ГФН), главной зоны нефтеобразова-ния (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 и др., 1973; Бурштейн и др., 1997).
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 скважине 438Р вскрытая мощность 33 м).
Рис. 4. Нижнее граничное условие параметрической модели - динамика глубинного теплового потока в районе скважины Останинская 438Р
Приуроченность /глубина, м Температура, С Рассчитанный
Пластовая По ОСВ Модельная (R0^) (расчётная) Разница расчётной и измеренной тепловой поток, мВт/м2 /динамическая характеристика
Kxkl/2119 77 - 79 +2
J3nn /2512 94 - 92 -2 54
J1-2tm /2570 94 - 94 0 /квазистационарный,
115 (0,76) начиная с юры, до современного
J1-2tm /2704 - 115 0
T2-3тампейская серия /2750 109 - 110 +1 223 /квазистационарный,
D3cg/2844 - 155 (1,05) 155 0 начиная с силура, до резкого снижения в триасе
Табл. 3. Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине Останинская 438Р. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
« о
Геотемпературы свиты, °С
Время, млн. лет назад
и
О &
&
¡и1 =
Щ
н ч: о
х
н 02
И
С ^
с
с
«
о
о -
=
Щ
н
Баженовская
Тюменская (Jl-2tm)
Чагинская (DзCg)
Чузикская (D2CZ)
Мирная (Dlmr)
Ларинская
а
Глубина кровли свиты, м
а
Глубина кровли свиты, м
а
Глубина кровли свиты, м
а
щ
=
г
Глубина кровли свиты, м
а
Глубина кровли свиты, м
<3
а
щ
=
г
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
Табл. 4. Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скважины Останинская 438Р. Бледно-синей заливкой показаны температуры главной фазы нефтеобразования (ГФН), желтой - нижней (главной) фазы газообразования (НФГ, ГФГ), темно-желтой - палеотемпературный максимум. Зеленой заливкой обозначены времена размыва каменноугольных и перерыва осадконако-пления среднедевонских отложений, светло-фиолетовой заливкой - температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ, красной заливкой - время температуры в чагинской свите 313,2 млн лет назад, соответствующей определению ОСВ (155 °С).
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
Геотемпературы свиты, °С
Время, млн. лет назад
! у
<и о,
я £
51 ^ И &
0 а
<и в &
1 §
Г
н
т
§
«
о н о и
38 О ш о п с
Баженовская
Тюменская (J1-2tm)
Чагинская
Чузикская (D2CZ)
Мирная ^шг)
Ларинская (Sllг)
л
&
&
С
§
н о
(-н
Глубина кровли свиты, м
л
&
&
С
§
н о <и (-н
Глубина кровли свиты, м
л
&
&
С
§
н о
(-ч
Глубина кровли свиты, м
л
&
&
С
§
н о
(-н
Глубина кровли свиты, м
л
н
Глубина кровли свиты, м
л
н
Глубина кровли свиты, м
391,9 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1500
393,3 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1499
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
Табл. 4. Продолжение
Палеотемпературы горизонта М не превышали 120 °С.
Принимается 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), а тектонический фактор выступает в качестве катализатора процессов формирования вторичной пористости (Нгуен, Исаев, 2017). 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 (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 (табл. 4, рис. 6) позволяет сделать вывод о возможности аккумуляции и сохранности залежей УВ в резервуарах коры выветривания и коренного палеозоя.
Ларинская свита (Б11г) находилась в ГФН сравнительно недолго - 3 млн лет, (422,0-419,2) 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. 406 млн лет назад свита вошла в зону деструктивных для УВ геотемператур, превышающих 190 °С, и находилась в этой зоне дважды: (406-162,9) млн лет назад и с 89,8 млн лет назад по настоящее время. Совершенно очевидно, что ларинские УВ не могли
Рис. 5. Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине 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.
аккумулироваться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя.
Мирная свита (D1mr) 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 20млн 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.
Чагинская свита (D3cg) находилась в ГФН на протяжении 17млн лет, уже (339-322) 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 М1 (табл. 1, скважины 417П, 424Р, 438Р), где при испытаниях зафиксированы незначительные газопроявления.
Тюменская свита 2Ш) 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.
Обсуждение результатов
Приведенный анализ выполнен в рамках численной модели месторождения, которую мы условно называем оптимальной. Под оптимальной моделью понимается не лучшая модель из теоретически возможных, а модель, отвечающая комплексу известных количественных априорных данных (тектоно-седиментационная история) и согласованная с натурными физическими наблюдениями (здесь пластовые температуры, ОсВ и притоки при испытании скважин). В этой связи есть несколько дискуссионных моментов, которые необходимо прокомментировать.
В период с позднего ордовика по триас фиксируется смена тектонических обстановок (Конторович и др., 1975; Конторович, 2007), а триас - это становление Сибирского мантийного плюма и развитие вулканогенных формаций
(Добрецов, 2008), что должно сопровождаться вариациями глубинного теплового потока. Однако в этих капитальных работах по геологии, тектонике Западной Сибири и термохимической модели Сибирского плюма нет количественных оценок вариаций теплового палеопотока, что можно было бы учесть в параметрах модели Останинского месторождения. Поэтому приходится, на данном этапе исследований, ограничиться условием стационарности теплового потока с раннего силура по триас и выполнить его количественную оценку методом решения обратной задачи геотермии.
Оценка плотности глубинного теплового потока в силурийско-девонско-карбоновое время (223 мВт/м2) получена аномально высокой. А с учетом вклада радиогенного тепла мезозойско-кайнозойского чехла и палеозойских пород, потоки по разрезу должны быть еще выше. Поэтому представляет интерес оценка вклада радиогенной теплогенерации разреза.
В этой связи сошлемся на недавние публикация авторов (Исаев и др., 2018; Исаев и др., 2018а), где достаточно подробно рассмотрены параметры математической модели процесса распространения тепла - начально-краевой задачи для уравнения теплопроводности твердого тела с подвижной верхней границей (Starostenko е! а1., 2006). В ненулевую правую часть уравнения включена плотность тепловыделения внутренних (радиоактивных) источников тепла. Плотность тепловыделения радиоактивных источников определяется литологией пород разреза (Галушкин, 2007). Действительно, вклад радиоактивных источников осадочного разреза может достигать 10% (Исаев, 2004; Исаев и др., 2009), в зависимости от мощности осадочного чехла на конкретный момент геологического времени.
В модели Останинского месторождения (табл. 2, лито-логический состав) дополнительный вклад радиогенной теплогенерации отложений осадочного чехла достигает 6 мВт/м2, т.е. порядка 10% по отношению к величине глубинного теплового потока из доюрского основания (54 мВт/м2, рис. 4, табл. 3). А дополнительный вклад радиогенной теплогенерации образований доюрского разреза достигает 4 мВт/м2, т.е. не более 1% по отношению к величине глубинного теплового потока в силурийско-девонско-карбоновое время (223 мВт/м2, рис. 4, табл. 3). Таким образом, вклад радиогенного тепла палеозойских пород весьма незначительный.
Вместе с тем, оценка плотности глубинного теплового потока в кондуктивной модели теплопереноса Останинского месторождения по существующим представлениям выглядит завышенной. Действительно, плотность современных тепловых потоков в осадочном чехле редко превосходит 150 мВт/м2, а значения более 200-300 мВт/м2 характерны для зон тектоно-магматической активизации континентов, срединно-океанических хребтов и переходных зон, в условиях преимущественно конвективного теплопереноса (Добрецов, 2011; Поляк, Хуторской, 2018). Однако для территории наших исследований, имеющей депрессионный тип разреза, расположенной в стабильной области Западно-Сибирской плиты, характерна подчиненная роль конвективного механизма выноса глубинного тепла по сравнению с кондуктивным, его роль в суперпозиции может не превышать 1% (Хуторской, 1996). Изложенное выше может свидетельствовать как о
корректности авторской модели теплопереноса, так и о дискуссионности столь высокой интенсивности расчетного теплового потока на протяжении силура, девона и карбона.
Отметим еще один дискуссионный аспект числовой модели Останинского месторождения. Параметры модели процесса распространения тепла (Исаев и др., 2018) включают скорости осадконакопления. Скорость может быть нулевой и отрицательной, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию. Тогда занижение масштаба посткарбонового размыва будет приводить к завышенной оценке плотности глубинного теплового потока в период с раннего силура по триас. В априорной модели мощности отложений карбона приняты на основе существующих количественных оценок и определений (табл. 3). Проведем расчетный эксперимент, гипотетически увеличив мощность свит карбона (и, соответственно, их последующий размыв) на 50%. В этом случае получаем пониженное расчетное значение силурийского потока из основания - 160 мВт/м2, но, по-прежнему, уникально высокое.
И, наконец, прокомментируем положение в палеораз-резе кровли ГЗН для палеозойских потенциально нефтега-зопроизводящих толщ в палеозойское время - 300-400 м. Такое положение (табл. 4, рис. 6) необычно высокое по отношению к привычным 1800-1990 м, классическим, давно установленным (Конторович и др., 1967) для кровли ГЗН юрских нефтегазоматеринских свит в позднемезозойско-кайнозойское время. Основная причина различия - существенно разная плотность глубинного теплового потока: в палеозое - 223, а в мезозой-кайнозое - 54 мВт/м2.
Авторы понимают дискуссионность решения задачи моделирования и оценки роли очагов генерации УВ в формировании залежей «палеозойской» нефти. Но, тем не менее, полученный уникальный результат и его анализ может быть интересен как в аспекте теоретических основ, так и практических следствий для прогнозирования и освоения палеозойского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири.
Заключение
Таким образом, сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя 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 скважиной 438Р, то она составляет 1,5/(60,0+1,5)=0,02, т.е. порядка 2%. Эта оценка с точностью совпадает с генетической оценкой (2%) относительного вклада палеозойских материнских/отдающих пород в формирование залежей доюрского НГК Рогожниковской группы месторождений Красноленинского свода (Исаев и др., 2014).
В итоге, можно констатировать, что в условиях геолого-геофизического разреза Останинского месторождения, основным («главным») источником УВ для резервуаров
Рис. 6. Палеореконструкции тектонической и термической истории в районе скважины Останинская 438Р. 1 - изотермы; 2 - стратиграфическая приуроченность отложений; 3 - изотермы граничных температур главной фазы нефтеобра-зования (ГФН). В верхней части рисунка приведен график пале-оклиматического векового хода температур на земной поверхности, в нижней - график изменения расчетной плотности теплового потока во времени.
^ШЖ □ЕЕ0РЕ2РиРСЕ2 www.geors.ru
коры и палеозоя является, скорее всего, юрская «баже-новская нефть». Этот итог исследований не согласуется с гипотезой о «палеозойском», «девонском» источнике нефтей - породах доманикоидного типа чагинской свиты (Костырева, 2004; Ступакова и др., 2015), а является дополнительным аргументом в пользу гипотезы о юрском «баженовском» источнике палеозойской нефти (Галиева, Крутенко, 2019).
Одно из гипотетических допущений о юрском источнике «палеозойской» нефти, высказанное по результатам генетических (биомаркерных) анализов нефтей (Ступакова и др., 2015), подтверждается выполненным в настоящей работе совместным моделированием катаге-нетических очагов генерации УВ осадочных бассейнов: «современного» юрско-мелового и силурийского, нижне-среднедевонского, верхнедевонско-нижнекаменноуголь-ного «палеобассейнов».
Благодарности
Благодарим рецензентов статьи за предметные и развернутые рецензии, позволившие лучше осветить фундаментальные и прикладные аспекты проблемы.
литература
Белозеров В.Б., Гарсия Бальса А.С. (2018). Перспективы поиска залежей нефти в отложениях девона юго-восточной части ЗападноСибирской плиты. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(6), с. 128-139.
Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. (1997). Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты). Геология и геофизика, 6, с. 1070-1078.
Галиева М.Ф., Алеева А.О., Исаев В.И. (2020). Очаги генерации углеводородов и их аккумуляция в доюрском разрезе Сельвейкинской площади глубокого бурения (Томская область). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 15(3), с. 1-16.
Галиева М.Ф., Крутенко Д.С. (2019). Геолого-геофизические аргументы гипотезы «баженовского источника» доюрских залежей нефти Останинской группы месторождений (Томская область). Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири: Мат. 2-й Всеросс. науч. конф. Новосибирск: ИПЦ НГУ, с. 22-25.
Галушкин Ю.И. (2007). Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. М.: Научный Мир, с. 456.
Галушкин Ю.И., Лейченков Г. Л., Дубинин Е.П. (2020). Сравнительная оценка генерации углеводородов в восточной и западной частях моря Моусона (Антарктида) по значениям отражательной способности ви-тринита. Геохимия, 65(1), с. 92-100.
Добрецов Н.Л. (2008). Геологические следствия термохимической модели плюмов. Геология и геофизика, 49(7), с. 587-604.
Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. (1986). Тепловое поле и нефтега-зоносность молодых плит СССР. М.: Недра, 222 с.
Запивалов Н.П., Исаев Г.Д. (2010). Критерии оценки нефтегазоносности палеозойских отложений Западной Сибири. Вестник Томского государственного университета, 341, с. 226-232.
Исаев В.И. (2004). Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование. Тихоокеанская геология, 23(5), с. 101-115.
Исаев В.И., Фомин А.Н. (2006). Очаги генерации нефтей баженов-ского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины. Геология и геофизика, 47(6), с. 734-745.
Исаев В.И., Лобова Г.А, Рояк М.Э., Фомин А.Н. (2009). Нефтегазоносность центральной части Югорского свода. Геофизический журнал, 31(2), с. 15-46.
Исаев В.И. (2013). Интерпретация данных высокоточной гравираз-ведки методами математического программирования. Тихоокеанская геология, 32(2), с. 29-43.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Коржов Ю.В., Кузина М.Я., Кудряшова Л.К., Сунгурова О.Г. (2014). Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири. Томск: Изд-во ТПУ, 112 с.
Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Фомин А.Н. (2016). Палеоклиматические факторы реконструкции термической истории
баженовской и тогурской свит юго-востока Западной Сибири. Геофизический журнал, 38(4), с. 3-25.
Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Старостенко В.И., Тихоцкий С.А., Фомин А.Н. (2018). 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, 2, с. 124—144.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Мазуров А.К., Старостенко В.И., Фомин
A.Н. (2018а). Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской материнских свит. Геология нефти и газа, 1, с. 15-39.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Фомин А.Н., Булатов В.И., Кузьменков С.Г., Галиева М.Ф., Крутенко Д.С. (2019). Тепловой поток и нефтегазонос-ность (п-ов Ямал, Томская обл.). Георесурсы, 21(3), с. 125-135.
Исаев Г.Д. (2012). Региональные стратиграфические подразделения палеозоя Западно-Сибирской плиты (по данным исследования табуля-томорфных кораллов). Вестник ТГУ, 355, с. 161-168.
Костырева Е.А. (2004). Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. Геология и геофизика, 45(7), с. 843-853.
Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. (1967). Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности). Геология и геофизика, 2, с. 16-29.
Конторович А.Э. (2016). Проблемы реиндустриализации нефтегазового комплекса России. Нефтяное хозяйство, 3, с. 14-15.
Конторович А.Э, Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А, Эрвье Ю.Г. (1975). Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 680 с.
Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А., Сафронов П.И., Гуськов С.А., Ершов С.В., Казаненков В.А., Ким Н.С., Конторович
B.А., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Лившиц В.Р., Поляков А.А., Скворцов М.Б. (2013). Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование). Геология и геофизика, 54(8), с. 1179-1226.
Конторович В.А. (2002). Тектоника и нефтегазоносность мезозой-ско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 253 с.
Конторович В.А. (2007). Сейсмогеологические критерии нефте-газоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири (на примере Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонако-пления). Геология и геофизика, 48(5), с. 538-547. https://doi.org/10.1016/j. rgg.2007.05.002
Коржов Ю.В., Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г. А. (2013). Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов). Известия Томского политехнического университета, 323(1), с. 51-56.
Курчиков А.Р. (2001). Геотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири. Геология и геофизика, 11(42), с. 1846-1853.
Лобова Г. А., Меренкова А.С., Кузьменков С.Г. (2020). Тепловой поток, термическая история материнской нижнеюрской тогурской свиты и нефтегазоносность Бакчарской мезовпадины. Геофизический журнал, 42(2), с. 14-28. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v42i2.2020.201739
Локтионова О.А., Бурштейн Л.М., Калинина Л.М., Конторович
B.А., Сафронов П.И. (2019). Историко-геологическое моделирование процессов генерации углеводородов в геттанг-ааленских отложениях Усть-Тымской мегавпадины. Геология и геофизика, 60(7), с. 1014—1027. https://doi.org/10.15372/RGG2019080
Макаренко С.Н., Савина Н.И., Родыгин С.А. (2007). Стратиграфия девонских отложений центральной части Западной Сибири. Верхний Палеозой России: Стратиграфия и палеография: Мат. Всеросс. конф.
C. 197-201.
Мельник И.А., Недоливко Н.М., Зимина С.В. (2020). Вторичные карбонаты юрских песчаных отложений как показатели продуктивности палеозоя. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(3), с. 32-38.
Нгуен Х.Б., Исаев В.И. (2017). Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр. Геофизический журнал, 39(6), с. 3-19. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363
Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Капченко Л.Н. (1973). Главная фаза газообразования - один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого рассеянного органического вещества. Геология и геофизика, 10, с. 14—16.
Никитин Д.С., Иванов Д.А., Журавлев В.А., Хуторской М.Д. (2015). Объёмная геолого-геотермическая модель осадочного чехла северо-восточной части Баренцевоморского шельфа в связи с освоением ресурсов углеводородов. Георесурсы, 1, с. 13-19. https://doi.org/10.18599/grs.60.L3
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ^НВ
Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований ЗападноСибирской равнины (1999). Под ред. В.И. Краснова. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 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. (2019). Региональное моделирование углеводородных систем баженов-ской свиты в Западно-Сибирском бассейне. Георесурсы, 21(2), с. 203-212.
Сафронов П.И., Ершов С.В., Ким Н.С., Фомин А.Н. (2011). Моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в юрских и меловых комплексах Енисей-Хатангского бассейна. Геология нефти и газа, 5, с. 48-55.
Старостенко В.И. (1978). Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. Киев: Наук. Думка, 228 с.
Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири (2001). Кн. 5: Палеозой Западной Сибири. Под ред. А.Э. Конторовича. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 163 с.
Ступакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В., Курасов И.А., Бордюг Е.В., Кирюхина Т.А. (2015). Геологическое изучение и нефтегазонос-ность палеозойских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 2(61), с. 63-76. https://doi.Org/10.18599/grs.61.2.6
Ступакова А.В., Пашали А.А., Волянская В.В., Суслова А.А., Завьялова А.П. (2019). Палеобассейны - новая концепция моделирования истории геологического развития и нефтегазоносности регионов. Георесурсы, 21(2), с. 4-12. https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.4-12
Филиппов Ю.Ф., Бурштейн Л.М. (2017). История генерации на-фтидов в Предъенисейском осадочном бассейне. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология: Сб. мат. Том 1. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, с. 166-170
Фомин А.Н. (2011). Катагенез органического вещества и нефтегазо-носность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 331 с.
Хант Дж. (1982). Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 704 с. Хуторской М.Д. (1996). Введение в геотермию: курс лекций. М.: Изд-во РУДН, 156 с.
Хуторской М.Д., Вискунова К.Г., Подгорных Л.В., Супруненко О.И., Ахмедзянов В.Р. (2008). Геотемпературная модель земной коры Баренцева моря: исследования вдоль геотраверсов. Геотектоника, 2, с. 55-67.
Ablya E., Nadezhkin D., Bordyug E., Korneva T., Kodlaeva E., Mukhutdinov R., Sugden M.A., P.F. van Bergen (2008). Paleozoic-sourced petroleum systems of the Western Siberian Basin - What is the evidence? Organic Geochemistry, 39(8), pp. 1176-1184. https://doi.org/10.1016/j. orggeochem.2008.04.008
Balk P.I., Dolgal A.S., Pugin A.V., Michurin A.V., Simanov A.A., Sharkhimullin A.F. (2016). Effective algorithms for sourcewise approximation of geopotential fields. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 52(6), pp. 896-911. https://doi.org/10.1134/S1069351316050025
Iskorkina A.A., Isaev V.I., Terre D.A. (2015). Assessment of Mesozoic-Kainozoic climate impact on oil-source rock potential (West Siberia). IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 27, 012023. https://doi. org/10.1088/1755-1315/27/1/012023
Osipova E.N., Prakoyo F.S., Kudryashova L.K. (2014). Petroleum potential of the Neocomian deposit of Nyurolsky megadepression. IOP
Conf. Series: Earth and Environmental Science, 21, 012011. https://doi. org/10.1088/1755-1315/21/1/012011
Scotese C.R. (2016). A New Global Temperature Curve for the Phanerozoic. GSA Annual Meeting in Denver. Geological Society of America, 48(7). doi: 10.1130/abs/2016AM-287167
Starostenko V.I., Kutas R.I., Shuman V.N., Legostaeva O.V. (2006). Generalization of the Rayleigh-Tikhonov stationary geothermal problem for a horizontal layer. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 42(12), pp. 1044—1050. https://doi.org/10.1134/S1069351306120081
сведения об авторах
Валерий Иванович Исаев - доктор геол.-мин. наук, профессор отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30 e-mail: isaevvi@tpu.ru
Маргарита Фаритовна Галиева - студент отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Анна Олеговна Алеева - аспирант отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Галина Анатольевна Лобова - доктор геол.-мин. наук, профессор отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Виталий Иванович Старостенко - доктор физ.-мат. наук, профессор, академик НАН Украины, директор Института геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины Украина, 03680, Киев, пр. Палладина, д. 32
Александр Николаевич Фомин - доктор геол.-мин. наук, главный научный сотрудник, Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН Россия, 630090, Новосибирск, пр. Коптюга, д. 3
Статья поступила в редакцию 11.08.2020;
Принята к публикации 02.12.2020;
Опубликована 30.03.2021
Paleotemperature modeling of hydrocarbon generation centers and their role in the formation of «Paleozoic» oil deposits (Ostaninskoe field, Tomsk region)
V.I. Isaev1*, M.F. Galieva1, A.O. Aleeva1, G.A. Lobova1, V.I. Starostenko2, A.N. Fomin3
'National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russian Federation
2The Institute of Geophysics of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kiev, Ukraine
3Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, Russian Federation *Corresponding author: Valery I. Isaev, e-mail: isaevvi@tpu.ru
Abstract. Study and exploration of the pre-Jurassic oil and gas complex in Western Siberia is one of the aspects of hydrocarbon raw-material base development. The main scope of this study is to locate the source of Paleozoic hydrocarbons. The problem of modeling and assessing the role of Paleozoic-
Mesozoic hydrocarbon generation centers in the formation of «Paleozoic» oil deposits in the section of the Ostaninskoe oil and gas condensate field (Tomsk region) is solved. In the formation of the oil and gas content of the pre-Jurassic basement two reservoirs are involved: the weathering crust
and the roof of the bed-rock Paleozoic. The first was formed during the period of213-208 Ma, and the second is genetically determined by epigenetic processes in the weathering crust. Potential hydrocarbon sources for the weathering crust and bed-rock Paleozoic reservoirs are Domanic type rocks in the crystalline basement: Larinskaya S1lr, Mirnaya D1mr, Chuzikskaya D2cz, Chaginskaya D3cg Formations, as well as Tyumenskaya J1-2tm and Bazhenovskaya J3bg Formations in sedimentary cover.
To performjoint paleotemperature modeling of sedimentary basins of the «modern» Jurassic-Cretaceous and Paleozoic «paleobasins», the Ostaninskaya 438P well was selected, which is due to the presence of measured temperatures both in the Jurassic sections and in the pre-Jurassic formations, as well as fluid inflows from the pre-Jurassic horizons into the well. At the first step, the solution of the inverse problem of geothermics was obtained using reservoir temperatures and vitrinite reflectance measurements from the Mesozoic deposits: density of deep heat flow from the base of sedimentary section was determined, which is characterized by a quasi-constant value from the Jurassic to the present. The second step was to solve the inverse problem using vitrinite reflectance measurements from Paleozoic sediments. As a result, the heat flow value was obtained for the key moments of geodynamic history of the stratigraphic section, starting from the Silurian. By solving direct problems of geothermics with the given values of heat flow, the structural-tectonic and thermal history of four Paleozoic potential oil source formations (as well as Jurassic - Bazhenov and Tyumen Formations) has been retraced. The controversial aspects of the heat transfer model in the section of the Ostaninskoe field are considered.
It has been established that the Tyumen and Bazhenov oil sources (most likely Bazhenov) are syngenetic (in terms of generation, accumulation and preservation time) for the weathering crust and the Paleozoic reservoirs. The role of the Chaginskaya Formation as gas source is insignificant.
Keywords: modeling of hydrocarbon generation centers, «modern» sedimentary basin and Paleozoic sedimentary «paleobasins», reservoirs of the weathering crust and bed-rock Paleozoic, Ostaninskoe oil and gas condensate field
Recommended citation: Isaev V.I., Galieva M.F., Aleeva A.O., Lobova G.A., Starostenko V.I., Fomin A.N. (2021). Paleotemperature modeling of hydrocarbon generation centers and their role in the formation of «Paleozoic» oil deposits (Ostaninskoe field, Tomsk region). Georesursy = Georesources, 23(1), pp. 2-16. DOI: https:// doi.org/10.18599/grs.2021.L1
Acknowledgments
We thank the reviewers of the article for concept and detailed reviews, which made it possible to better highlight the fundamental and applied aspects of the problem.
References
Ablya E., Nadezhkin D., Bordyug E., Korneva T., Kodlaeva E., Mukhutdinov R., Sugden M.A., P.F. van Bergen (2008). Paleozoic-sourced petroleum systems of the Western Siberian Basin - What is the evidence? Organic Geochemistry, 39(8), pp. 1176-1184. https://doi.org/10.1016/). orggeochem.2008.04.008
Balk P.I., Dolgal A.S., Pugin A.V., Michurin A.V., Simanov A.A., Sharkhimullin A.F. (2016). Effective algorithms for sourcewise approximation
of geopotential fields. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 52(6), pp. 896-911. https://doi.org/10.1134/S1069351316050025
Belozerov V.B., Garsia A.S. (2018). Prospects Of Searching For Oil Reservoirs In The Devonian Deposits Of The South Eastern Part Of The Western Siberian Plate. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 329(6), pp. 128-139. (In Russ.)
Burshtein L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskii V.N. (1997). Catagenesis model of organic matter by the example of the Bazhenovskaya formation. Geologiya i geofizika, 38(6), pp. 1070-1078. (In Russ.)
Dobretsov N.L. (2008). Geological implications of the thermochemical plume model. Russian Geology and Geophysics, 49(7), pp. 441-454. https:// doi.org/10.1016/j.rgg.2008.06.002
Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. (1986). Thermal field and oil and gas potential of the young plates of the USSR. Moscow: Nedra, 222 p. (In Russ.)
Filippov Yu.F., Burshtein L.M. (2017). History of the naphthides generation in the Pre-Yenisei sedimentary basin. Subsoil use. Mining engineering. Directions and technologies of prospecting, exploration and development of mineral deposits. Coll. papers: Economy. Geoecology. V. 1. Novosibirsk: INGG SO RAN, pp. 166-170. (In Russ.)
Fomin A.N. (2011). Catagenesis of organic matter and petroleum potential of the Mesozoic and Paleozoic sediments of the West Siberian megabasin. Novosibirsk: IPGG SB RAS, 331 p. (In Russ.)
Galieva M.F., Aleeva A.O., Isaev V.I. (2020). Hydrocarbons generation focis and accumulation within the Pre-Jurassic section of the deep drilling Selveikin area (Tomsk region). Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika, 15(3). https://doi.org/10.17353/2070-5379/26_2020 (In Russ.)
Galieva M.F., Krutenko D.S. (2019). Geological and geophysical evidences favouring the hypothesis «bazhenovo source of origin» of pre-Jurassic oil deposits of Ostanino group of fields (Tomsk region). Proc. II All-Russ. Sci. Conf.: Problems ofoil and gas Geology of Siberia. Novosibirsk: IPTS NGU, pp. 22-25. (In Russ.)
Galushkin Yu.I., Leychenkov G.L., Dubinin E.P. (2020). Estimation and comparison of hydrocarbon generation in the Eastern and Western Mawson Sea (Antarctica) using vitrinite reflectance data. Geochemistry International, 58(1), pp. 91-99.
Galushkin Yu.I. (2007). Modeling of sedimentary basins and evaluation of its oil and gas content. Moscow: Nauchnyi Mir, 456 p. (In Russ.)
Isaev G.D. (2012). Regional stratigraphic subdivisions of the Paleozoic ofthe West Siberian Plate (according to the study of tabulatomorphic corals).
Tomsk State University Journal, 355, pp. 161-168. (In Russ.)
Isaev V.I. (2004). Paleotemperature modeling of the sedimentary section, and oil-and-gas generation. Tikhookeanskayageologiya, 23(5), pp. 101-115. (In Russ.)
Isaev V.I. (2013). Interpretation of high-accuracy gravity exploration data by mathematic programming. Russian Journal of Pacific Geology, 7, pp. 92-106. https://doi.org/10.1134/S181971401302005X
Isaev V.I., Fomin A.N. (2006). Centers of generation of Bazhenov- and Togur-type oils in the Southern Nyurol'ka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 47(6), pp. 734-745. (In Russ.)
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Fomin A.N. (2016). Paleoclimate's factors of reconstruction of thermal history of petroleum bazhenov and togur suites southeastern West Siberia. Geofizicheskiizhurnal, 38(4), pp. 3-25. https:// doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v38i4.2016.107798 (In Russ.)
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskii S.A., Fomin A.N. (2018). 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. Izvestiya Physics of the Solid Earth, 54, pp. 310-329. https://doi.org/10.1134/S1069351318020064
Isaev V.I., Lobova G.A, Royak M.E., Fomin A.N. (2009). Oil-Gas Potential of the Central Yugor Arch. Geofizicheskii zhurnal, 31(2), pp. 15-46.
Isaev V.I., Lobova G.A., Fomin A.N., Bulatov V.I., Kuzmenkov S.G., Galieva M.F., Krutenko D.S (2019). Heat flow and presence of oil and gas (the Yamal peninsula, Tomsk region). Georesursy = Georesources, 21(3), pp. 125-135. https://doi.org/10.18599/grs.20193.125-135
Isaev V.I., Lobova G.A., Korzhov Yu.V., Kuzina M.Ya., Kudryashova L.K., Sungurova O.G. (2014). Strategy and technology basis for hydrocarbon prospecting in the pre-Jurassic basement of Western Siberia. Tomsk: TPU Publ., 112 p. (In Russ.)
Isaev V.I., Lobova G.A., Mazurov A.K., Starostenko V.I., Fomin A.N. (2018a). Zoning of mega-depressions by shale oil genegation density of Togur and Bazhenov source suites in the southeast of Western Siberia. Geologiya nefti i gaza, 1, pp. 15-39. (In Russ.)
Iskorkina A.A., Isaev V.I., Terre D.A. (2015). Assessment of Mesozoic-Kainozoic climate impact on oil-source rock potential (West Siberia). IOP
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ^HB
ÉdiliMÛili™ 1
rEOPECyPCbl / GEORESOURCES
2021. T. 23. № 1. C. 2-16
Conf. Series: Earth and Environmental Science, 27, 012023. https://doi. org/10.1088/1755-1315/27/1/012023
Khant Dzh. (1982). Geochemistry and geology of oil and gas. Moscow: Mir. 704 p. (In Russ.)
Khutorskoy M.D. (1996). Introduction to Geothermy: lecture course. Moscow: RUDN Publ., 156 p. (In Russ.)
Khutorskoy M.D., Viskunova K.G., Podgornykh L.V. et al. (2008). Geotemperature model of the Barents Sea crust: research along geotraverses. Geotektonika, 2, pp. 55-67. (In Russ.)
Kontorovich A.E, Nesterov I.I., Salmanov F.K., Surkov V.S., Trofimuk A.A, Erv'e Yu.G. (1975). Geology of oil and gas in Western Siberia. Moscow: Nedra, 680 p. (In Russ.)
Kontorovich A.E. (2016). Problems of re-industrialization of the oil and gas complex of Russia. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 3, pp. 14-15. (In Russ.)
Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Malyshev N.A, Safronov P.I., S.A. Gus'kov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A. Kim N.S, Kontorovich V.A, Kostyreva E.A., Melenevsky V.N., Livshits V.R., Polyakov A.A., Skvortsov M.B. (2013). Historical-geological modeling of hydrocarbon generation in the mesozoic-cenozoic sedimentary basin of the Kara sea (basin modeling). Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 917-957. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2013.07.011
Kontorovich A.E., Parparova G.M., Trushkov P. A. (1967). Metamorphism of organic matter and some issues of oil and gas content (on the example of Mesozoic deposits of the West Siberian lowland). Geologiya i geofizika, 2, pp. 16-29. (In Russ.)
Kontorovich V.A. (2002). Tectonics and oil and gas content of the Mesozoic-Cenozoic deposits of the southeastern regions of Western Siberia. Novosibirsk: SB RAS Publ., 253 p. (In Russ.)
Kontorovich V.A. (2007). Seismogeological criteria of oil and gas content of the contact zone of Paleozoic and Mesozoic deposits of Western Siberia (on the example of the Chuzik-Chizhapskaya oil and gas accumulation zone). Russian Geology and Geophysics, 48(5), pp. 538-547. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2007.05.002 (In Russ.)
Korzhov Yu.V., Isaev V.I., Kuzina M.Ya., Lobova G.A. (2013). Genesis of pre-Jurassic oil deposits of the Rogozhnikovskaya group of fields (based on the results of studying the vertical zoning of alkanes). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 323(1), pp. 51-56. (In Russ.)
Kostyreva E.A. (2004). Geochemistry and genesis of Paleozoic oils in the southeast of Western Siberia. Russian Geology and Geophysics, 45(7), pp. 843-853. (In Russ.)
Kurchikov A.R. (2001). Geothermal regime ofhydrocarbon accumulations in Western Siberia. Russian Geology and Geophysics, 42(11-12), pp. 1846-1853. (In Russ.)
Lobova G.A., Merenkova A.S., Kuz'menkov S.G. (2020). Heat flow, thermal history of the parent Lower Jurassic Togur suite and oil and gas potential of the Bakcharskaya mesodepression. Geofizicheskii zhurnal, 42(2), pp. 14-28. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100. v42i2.2020.201739 (In Russ.)
Loktionova O.A., Burshtein L.M., Kalinina L.M., Kontorovich V.A., Safronov P.I. (2019). Historical and geological modeling of the processes of hydrocarbon generation in the Hettangian-Aalenian deposits of the Ust'-tym megadepression. Russian Geology and Geophysics, 60(7), pp. 801-812. https://doi.org/10.15372/RGG2019080
Makarenko S.N., Savina N.I., Rodygin S.A. (2007). Stratigraphy of Devonian deposits in the central part of Western Siberia. Upper Paleozoic of Russia: Stratigraphy and paleography. Proc. All-Russian. Conf., pp. 197-201. (In Russ.)
Mel'nik I.A., Nedolivko N.M., Zimina S.V. (2020). Secondary carbonates of Jurassic sandy deposits as indicators of Paleozoic productivity. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 331(3), pp. 32-38. (In Russ.)
Neruchev S.G., Rogozina E.A., Kapchenko L.N. (1973). The main phase of gassing as one of the stages in the catagenetic evolution of sapropel scattered organic matter. Geologiya i geofizika, 10, pp. 14-16. (In Russ.)
Nguen Kh.B., Isaev V.I. (2017). Oil reservoirs of the crystalline basement of the White Tiger field. Geofizicheskii zhurnal, 39(6), pp. 3-19. https://doi. org/10.24028/gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363 (In Russ.)
Nikitin D.S., Ivanov D.A., Zhuravlev V.A., Khutorskoy M.D. (2015). 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=Georesources, 1(60), pp. 13-19. https://doi.org/10.18599/grs.60.L3
Osipova E.N., Prakoyo F.S., Kudryashova L.K. (2014). Petroleum potential of the Neocomian deposit of Nyurolsky megadepression. IOP
Conf. Series: Earth and Environmental Science, 21, 012011. https://doi. org/10.1088/1755-1315/21/1/012011
Safronov P.I., Ershov S.V., Kim N.S., Fomin A.N. (2011). Modeling of processes of generation, migration and accumulation of hydrocarbons in Jurassic and Cretaceous complexes of Enisei-Khatanga basin. Geologiya nefti i gaza=Russian geology and Geophysics, 5, pp. 48-55. (In Russ.)
Sannikova I.A., Stoupakova A.V., Bolshakova M.A., Galushkin Yu.I., Kalmykov G.A., Sautkin R.S., Suslova A.A., Kalmykov A.G., Kozlova E.V. (2019). Regional modeling of hydrocarbon systems of the Bazhenov Formation in the West Siberian basin. Georesursy = Georesources, 21(2), pp. 203-212. https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.203-212
Scotese C.R. (2016). A New Global Temperature Curve for the Phanerozoic. GSA Annual Meeting in Denver. Geological Society of America, 48(7). doi: 10.1130/abs/2016AM-287167
Starostenko V.I. (1978). Stable numerical methods in gravimetry problems. Kiev: Nauk. Dumka, 228 p.
Starostenko V.I., Kutas R.I., Shuman V.N., Legostaeva O.V. (2006). Generalization of the Rayleigh-Tikhonov stationary geothermal problem for a horizontal layer. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 42(12), pp. 1044-1050. https://doi.org/10.1134/S1069351306120081
Stoupakova A.V., Pashali A.A., Volyanskaya V.V., Suslova A.A., Zavyalova A.P. (2019). Paleobasins - a new concept of modeling the history of geological development and oil and gas bearing of regions. Georesursy = Georesources, 21(2), pp. 4-12. https://doi. org/10.18599/grs.2019.2.4-12 Stoupakova A.V., Sokolov A.V., Soboleva E.V., Kiryukhina T.A., Kurasov I.A., Bordyug E.V. (2015). Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits in the Western Siberia. Georesursy = Georesources, 2(61), pp. 63-76. https://doi.org/10.18599/grs.61.2.6 (In Russ.)
Stratigraphy of Siberian oil and gas basins (2001). Book 5: Paleozoic of Western Siberia. Ed. A.E. Kontorovich. Novosibirsk: SO RAN, 163 p. (In Russ.)
The decision of Interdepartmental Stratigraphic Meeting on the consideration and adoption of regional stratigraphic schemes of. Paleozoic of West Siberian Plain (1999). Ed. V.I. Krasnov. Novosibirsk: SB RAS Publ., 80 p. (In Russ.)
Zapivalov N.P., Isaev G.D. (2010). Criteria for assessing the oil and gas content ofthe Paleozoic deposits of Western Siberia. Bulletin of Tomsk State University, 341, pp. 226-232. (In Russ.)
About the Authors
Valery I. Isaev - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University
30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation e-mail: isaevvi@tpu.ru
Margarita F. Galieva - Student, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University
30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation
Anna O. Aleeva - Postgraduate student, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University
30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation
Galina A. Lobova - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University 30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation
Vitaly I. Starostenko - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Professor, Academician of the National Academy of Sciences of Ukraine, Director of the Institute of Geophysics of the National Academy of Sciences of Ukraine
32, Palladin ave., Kiev, 03680, Ukraine
Alexander N. Fomin - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Chief Researcher, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences
3, Ak. Koptyug ave., Novosibirsk, 630090, Russian Federation
Manuscript received 11 August 2020;
Accepted 2 December 2020; Published 30March 2021
