ПАЛЕОЗОЙСКИЕ И МЕЗОЗОЙСКИЕ ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОЦЕНКА ИХ РОЛИ В ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

grW\

оригинальная статья

Б01: https://doi.Org/10.18599/grs.2022.3.3 ~ УДК 550.823

Палеозойские и мезозойские очаги генерации углеводородов и оценка их роли в формировании залежей доюрского комплекса Западной Сибири

В.И. Исаев1*, М.Ф. Галиева1, Г. Лобова2, С.Г. Кузьменков3, В.И. Старостенко4, А.Н. Фомин5

1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия 2Независимый эксперт, Висагинас, Литва 3Югорский государственный университет, Ханты-Мансийск, Россия 4Институт геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины, Киев, Украина 5Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия

Настоящими исследованиями решается следующая задача: на базе моделирования очагов генерации пале-озойско-мезозойских нефтематеринских формаций определить вероятные источники палеозойских залежей углеводородов (на примере юго-востока Западной Сибири, Томская область). Территория исследований - это земли Останинской группы месторождений: Сельвейкинская площадь глубокого бурения, Останинское и Герасимовское нефтегазоконденсатные месторождения. Объектами исследования являются доюрские толщи, обладающие нефтематеринским потенциалом, в числе которых палеозойские ларинская ^1г), мирная ф^тг), чузикская ф^), чагинская ф^) и кехорегская (С^) свиты, а также юрские баженовская и тюменская ^1-21т) свиты и, соответственно, резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя. Предмет анализа выбран в соответствии с концепцией о геотермическом режиме недр, как о ведущем факторе реализации генерационного потенциала материнских отложений. Методы исследований - цифровое палеотемпературное моделирование и историко-геологический анализ.

Получены результаты и сделаны выводы, касающиеся фундаментальных аспектов проблемы «палеозойской нефти». 1. Источником палеозойских залежей нефти могут быть как породы доманикоидного типа палеозойских свит, так и юрские нефтематеринские формации. Таким образом, может иметь место как восходящая вертикальная межпластовая миграция углеводородов (УВ), так и нисходящая миграция УВ. Поэтому две концепции «главного источника» являются совместимыми и не должны рассматриваться, как нередко, ортодоксально альтернативными.

2. Источником палеозойских залежей газа и газоконденсата являются, скорее всего, только породы доманикоидного типа палеозойских свит. 3. «Палеозойским» источником залежей нефти и газа в доюрском НГК могут быть только палеозойские свиты кровли фундамента (на Останинской группе месторождений - С^ и D3cg). 4. «Юрским» источником залежей нефти в доюрском нефтегазоносном комплексе может быть баженовская свита - J3bg.

Получены результаты и сделаны выводы, касающиеся прикладных (поисковых) аспектов проблемы. 1. Получены результаты, которые дополнительно аргументируют авторский поисковый критерий нефтегазонос-ности палеозоя - аномальные геофизические и петрофизические характеристики юрского разреза. 2. Отсутствие залежей УВ в юрском разрезе - это, скорее всего, негативный признак нефтегазоносности палеозоя. 4. Низкая плотность современного теплового потока (меньше 40 мВт/м2) - это, скорее всего, негативный признак залежей нефти в палеозое. 3. Высокие палеотемпературы по отражательной способности витринита (более 175оС) - это, скорее всего, негативный признак нефтяных и газовых залежей в палеозое. 4. Получены основания высказать, что нефтяные залежи в палеозое не могут быть богаче нефтяных залежей в юре.

Ключевые слова: доюрский комплекс, моделирование очагов генерации углеводородов, палеозойско-ме-зозойские нефтематеринские формации, палеотемпературное моделирование, историко-геологический анализ, фундаментальные и поисковые аспекты проблемы «палеозойской нефти», Западная Сибирь

Для цитирования: Исаев В.И., Галиева М.Ф., Лобова Г., Кузьменков С.Г., Старостенко В.И., Фомин А.Н. (2022). Палеозойские и мезозойские очаги генерации углеводородов и оценка их роли в формировании залежей доюрского комплекса Западной Сибири. Георесурсы, 24(3), с. 17-48. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2022.3.3

введение

В Западной Сибири сосредоточена половина прогнозных ресурсов нефти категории Д1 Российской Федерации, т.е. ресурсов на территориях с доказанной нефтеносностью. Поэтому Западная Сибирь остается основной базой нефтедобычи России.

* Ответственный автор: Валерий Иванович Исаев e-mail: isaevvi@tpu.ru © 2022 Коллектив авторов

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.Org/licenses/by/4.0/)

Но запасы иссякают, а их прирост не превышает объемы добычи. Правда, в 2020 году из различных источников выросли объемы геологоразведочных работ (ГРР), включая сейсморазведку и параметрическое бурение. Прирост извлекаемых запасов нефти достиг 560 миллионов тонн, а газа 1,6 триллионов кубов, что компенсировало их прошлогоднюю добычу. Для поддержания добычи до 2035 года нужно прирастить запасы, главным образом на малоизученных территориях, не менее чем на 10 миллиардов тонн. Выполнимо ли это? В первом полугодии 2021 года прирост запасов составил 26,4 млн т, а добыли 255 млн т.

Россия в 10 раз быстрее проедает запасы, чем успевает их восполнить. По газу темп истощения запасов за последние три года ускорился вдвое (Зимин, 2021).

Актуальным направлением нефтедобывающей отрасли Западной Сибири становится существенный прирост запасов и, соответственно, предотвращение снижения добычи нефти. Обсуждаются два направления - и «в глубь», и «в ширь». Ко второму направлению относится и арктический шельф, освоение которого, в силу комплекса причин, однозначно откладывается, как минимум, на 5 лет. Распределенный фонд недр не предполагает открытия крупных месторождений, а нераспределенный - весьма непривлекательный для недропользователей. А если «в глубь»? Необходимо активно вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), в частности потенциально богатые залежи в образованиях доюрского комплекса (ДЮК), к которому приурочены скопления с начальными геологическими запасами нефти всех категорий порядка 0,5-1,0 млрд т (Isaev et а1., 2019). Полагается, что для юго-востока Западной Сибири (Томская область) освоением образований ДЮК ежегодно можно добывать, начиная с 2025 года, до 1,3 млн т нефти из числа ТрИЗ. ожидается, что в перспективе палеозойские залежи обеспечат до половины всей областной нефтедобычи (Зимин, 2021).

В 2017 году при поддержке администрации Томской области был заявлен первый проект от ООО «Газпромнефть-Восток» по разработке технологий поисков ТрИЗ углеводородного сырья из доюрских отложений области1 (Лобова и др., 2018; Карташов, 2021). Для данной территории это не случайно, поскольку большая часть запада Томской области представлена Нюрольской структурно-фациальной зоной (СФЗ) по палеозою (рис. 1). Фациальный профиль девонской системы Нюрольской СФЗ отличается от отложений девона соседних структурно-фациальных зон преобладанием морских отложений, характеризуется наличием в разрезе свит преимущественно карбонатного состава, относимых к рифогенно-аккумулятивному типу осадконакопления, и, соответственно, благоприятных для формирования резервуаров (Исаев, 2007). Поэтому главные надежды администрации Томской области связаны с освоением палеозоя. Специалистами областного департамента прогнозные ресурсы томского палеозоя оцениваются по-разному - до нескольких десятков миллиардов тонн жидких углеводородов (УВ) (Карташов, 2021).

Еще в 2014 году, Томская область и Министерство природных ресурсов РФ подписали договор по созданию полигона для отработки технологий поисков и добычи ТРиЗ. В настоящее время решаются вопросы, связанные с правовым статусом будущего полигона. «Но полигон -уже следующий этап, сначала надо создать технологии, которые там будут испытываться» (Карташов, 2021). Для разработки технологий в ПАО «Газпромнефть» было принято решение о создании специальных групп с участием работников НТЦ «Газпром нефть», специалистов из профильных дирекций и добывающих предприятий холдинга, а также инновационных университетов и научных центров1 . В 2018 г. губернатором Томской области поддержан

1 Проектная революция. Интервью с генеральным директором ПАО «Газпром нефть» М.М. Хасановым. Газпром, № 3, 2018. С. 20-26.

инвестиционный проект «ПАЛЕОЗОЙ», предполагающий сотрудничество компаний-инвесторов и томского научного сообщества по разработке технологий поисков потенциально продуктивных объектов в отложениях доюрского комплекса. Инвестором выступило дочернее общество ПАО «Газпром нефть» - ООО «Газпромнефть-Восток», имеющее лицензию на право пользования недрами Парабельского участка Томской области.

Часть научного сопровождения взяли на себя ученые Томского политехнического университета. Эти исследовательские работы касались вопросов тектоники, методов потенциальных полей и геохимии. По сообщению ИА Neftegaz.ru2 договор о проведении исследований по «ПАЛЕОЗОЮ» подписали ректор Томского политехнического университета П. Чубик и генеральный директор ООО «Газпромнефть-Восток» В. Мисник. Работы ограничивались 2022 годом. Согласно договору, первоочередным объектом исследований определена Нюрольская структур-но-фациальная зона с последующим расширением работ на всю территорию Томской области.

Некоторые результаты

Некоторые итоги исследовательских работ отражены в материалах Всероссийской научной конференции «Новые вызовы фундаментальной и прикладной геологии нефти и газа - ХХ Век» (под эгидой Минобрнауки РФ, РАН, СО РАН, Научного совета РАН по проблемам геологии и разработки месторождений нефти, газа и угля, ИНГГ СО РАН, НГУ), посвященной 150-летию академика АН СССР И.М. Губкина и 110-летию академика АН СССР и РАН А. А. Трофимука (Новосибирск, 14-15 сентября 2021 г.) В материалах конференции (подсекция 2, «Поиски и разведка нефти и газа») приведен только один доклад, в котором установлены и рекомендованы геофизические и петрофизические характеристики юрского разреза как прогностические показатели для поисковой оценки нефтегазоносности доюрского (палеозойского) разреза (Алеева и др., 2021). Серьезный отзыв этому докладу дан академиком А.Э. Конторовичем: «методика требует проверки». Следует заметить, что результаты, озвученные в докладе, были получены инициативными исследованиями и подробно изложены в (Исаев и др., 2021).

В качестве обоснования прогностических показателей поисков палеозойских залежей УВ сформулирована и апробирована в представительном материале гипотеза аномальности петрофизических характеристик транзитных пластов - уникальности «отражения» залежей палеозоя в геофизических параметрах перекрывающего мезозойско-кайнозойского разреза. Как в следствии возможной восходящей, так и нисходящей миграции химически агрессивной смеси УВ-флюидов происходят процессы наложенного эпигенеза, в результате которых горные породы испытывают вторичные преобразования, включая карбонатизацию, фиксируемую каротажом транзитных пластов. В первом случае палеозойские отложения рассматриваются как нефтеаккумулирующий комплекс с высоким самостоятельным нефтегенерационным потенциалом, приводящий к восходящей миграции УВ-флюидов (АЬ1уа et а1., 2008; Ступакова и др., 2015; Мельник и др., 2020;

2Новостная лента ИА Neftegaz.ru от 05 марта 2018 г. https://neftegaz.ru/news/view/169610

Коржов и др., 2020). Во втором - посредством геохимической корреляции состава нефтей и битумоидов нефтематеринских пород (Коржов и др., 2013; 2013 а; Мадишева и др., 2020), изотопного состава углерода (Голышев и др., 2020) и ЯМР-спектров нефтей (Оздоев и др., 2020) выявляется нисходящая направленность вертикальной межпластовой миграции углеводородов из юрских свит в доюрский комплекс.

О проблеме «главного источника» палеозойской нефти

Таким образом, о направлении вертикальной миграции углеводородных флюидов, а, следовательно, о концепции «главного источника» палеозойской нефти высказываются и обосновываются два варианта, рассматриваемые, не редко, как ортодоксально альтернативные.

Как видим, вариантный выбор фактического материала и применение различных методов их интерпретации приводит к высказыванию и обоснованию двух основных концепций «главного источника» палеозойской нефти. По первой концепции, на основе биомаркерного анализа нефтей, палеозойские отложения рассматриваются как нефтеаккумулирующий комплекс с собственными материнскими толщами, обусловливающими восходящую миграцию углеводородных флюидов. По второй концепции, основанной на корреляции нефтей палеозойских залежей и биту-моидов юрских материнских пород, осуществляется нисходящая межпластовая миграция УВ из юрских толщ в доюрские образования.

Настоящими исследованиями ставится следующая задача: на базе палеотемпературного моделирования очагов генерации палеозойско-мезозойских нефтема-теринских формаций определить вероятные источники палеозойских залежей углеводородов (на примере юго-востока Западной Сибири).

На территории Западно-Сибирской провинции в настоящее время в палеозойских отложениях открыто более 50 месторождений нефти и газа, непромышленные притоки нефти и нефтепроявления зафиксированы более чем на 100 площадях (рис. 1). Перспективность разработки таких объектов доказана опытом нефтеразведки на юго-востоке Западной Сибири (Томская область). Здесь Чкаловское месторождение эксплуатируется уже не одно десятилетие. С 2005 года разрабатывается Урманское месторождение, где основная часть запасов связана с палеозоем. Эксплуатационный фонд актива включает 53 скважины, которые к настоящему времени в общей сложности дали свыше 2 млн тонн нефти. С коммерческой точки зрения эти объекты являются инвестиционно привлекательными, поскольку локализованы на территориях нефтепромыслов с уже развитой инфраструктурой.

В административном отношении территория исследований расположена в Парабельском районе на юго-западе Томской области (рис. 2).

Результаты совместного моделирования очагов генерации УВ осадочных бассейнов - юрско-ме-лового и силурийского, нижне-среднедевонского,

Рис. 1. Положение месторождений УВ доюрского НГК ЗападноСибирской плиты на структурной карте по реперному сейсмическому горизонту, приуроченному к подошве юрских отложений (по Brekhuntsov е1 а1., 2011). 1 - месторождение; 2 - шкала глубин кровли доюрских образований; 3 - административная граница Томской области; 4 - район Останинской группы месторождений; 5 - границы распространения Нюрольской структурно-фациальной зоны

Рис. 2. Схема размещения Останинской группы месторождений УВ Томской области. 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 и ее номер

верхнедевонско-нижнекаменноугольного «палеобассей-нов» получены на землях Останинской группы месторождений, для палеозойско-мезозойско-кайнозойского разреза Сельвейкинской площади глубокого бурения (Галиева и др., 2020), Останинского (Исаев и др., 2021а) и Герасимовского (Исаев и др., 2021б) нефтегазоконден-сатных месторождений.

Три перечисленных участка исследований (Сель-вейкинский, Останинский и Герасимовский) являются уникальными. Участки значимо отличаются исходными характеристиками - по наличию промышленных залежей/ притоков УВ в разрезе доюрских образований, по фазовому составу притоков УВ (нефть, газ и газоконденсат), по наличию/отсутствию триасовой коры выветривания, по возрасту скрытых палеозойских отложений (верхний девон, нижний карбон), по наличию/отсутствию выветре-лых палеозойских образований, по плотности теплового потока на кровле палеозойского фундамента, по значениям отражательной способности витринита (ОСВ) в разрезе вскрытого палеозоя. Именно учет и совместное детализированное рассмотрение уникальных исходных характеристик и, как следствие, уникальных заключительных характеристик каждого из участков исследований представили возможность обобщить и сформулировать выводы, касающиеся фундаментальных и прикладных аспектов проблемы «палеозойской» нефти. Здесь же следует заметить, что в настоящей статье приводится уточнение и обобщение методики исследований, включая выверенную блок-схему.

Объектами исследования являются доюрские толщи, обладающие нефтематеринским потенциалом, в числе которых палеозойские ларинская (S1lr), мирная (D13mr), чузикская (D2cz), чагинская (D3cg) и кехорегская (C1kh) свиты, а также юрские баженовская (J3bg) и тюменская (J12tm) свиты и, соответственно, резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя.

Предмет анализа выбран в соответствии с концепцией о геотермическом режиме недр как о ведущем факторе реализации генерационного потенциала материнских отложений (Гедберг, 1966; Вассоевич, 1967; Конторович и др., 1967; Волкова и др., 1981; Фомин, 1987; Ермаков, Скоробогатов, 1986; Кутас и др., 1991; Курчиков, 1992; Хуторской, 1996; Burshtein et al., 1997; Галушкин, 2007; Горнов, 2009). Ключевым исследуемым геодинамическим параметром является глубинный тепловой поток, определяющий термическую историю потенциально материнских отложений, степень реализации генерационного потенциала органического вещества (ОВ), сингенетичность очагов генерации УВ и аккумулирующих резервуаров (Исаев, 2004). Методы исследований - цифровое палеотемпературное моделирование (Starostenko et al., 2006) и историко-геологический анализ (Kontorovich et al., 2013). Ожидаемые результаты - численная аргументация решения проблемы генезиса «палеозойской нефти» как критерия поисковых зон на доюрские залежи углеводородов.

общая характеристика останинской группы месторождений

Повторим, что Останинская группа месторождений административно приурочена к Парабельскому району Томской области. Схема их размещения в пределах

Останинской группы показана на рисунке 2, а положение Останинской группы - на рисунке 1.

По материалам Томского филиала ФГУ «Территориальный фонд геологической информации» (ТФ ФГУ «ТФГИ по СФО»), Останинская группа месторождений характеризуется высокой плотностью сейсморазведочных работ - до 1,8 км/км2. Вместе с тем реализованная сеть профилей отличается крайней нерегулярностью. Методика и техника полевых работ за период исследований претерпела существенные изменения, что проявилось в значительном различии информативности сейсмических данных разных лет. Изученность глубоким бурением изменяется от 7,8 м/км2 (1 скважина на 347 км2) до 47,3 м/км2 (1 скважина на 67 км2).

В геологическом строении изучаемой территории принимают участие образования доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Доюрский фундамент представлен отложениями ордовика, силура, девона и карбона. Толщина осадочного чехла изменяется от 2695 м (Останинское месторождение) до 2943 м (Герасимовское месторождение), образований коры выветривания - от 0 м до 241 м (Сельвейкинская площадь), вскрытый разрез пород фундамента - от 20 м до 376 м (Сельвейкинская площадь).

Образования доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла

Средне-, позднепалеозойское время формирования отложений на территории исследования соответствует миогеосинклинальным условиям. Согласно работе (Исаев, 2012), накопление осадков в ларинское время (Sjlr) происходит в морских условиях. Известняки и терригенные разности ларинской свиты накапливаются на границе шельфа и батиали (Подобина, Родыгин, 2000). Максимально возможная глубина такого палеобассейна могла достигать порядка 500 м. Накопление вулканогенных разностей боль-шеичской (S2bl) и майзасской (S2mz) свит идет при глубинах моря от 50 до 150 м. Отрицательные тектонические движения в лохковско-пражское время (Djls) приводят к углублению палеобассейна (до 500 м) и образованию разреза, сложенного переслаиванием глинистых известняков и аргиллитов. Черные известняки глинисто-кремнистые с прослоями известковых аргиллитов мирной толщи (Djmr) формируются уже в глубоководном бассейне при глубинах порядка 1000 м (Уилсон, 1986). В начале среднего девона образование нижней пачки чузикских осадков (D2cz) идет при глубинах до 500 м (Подобина, Родыгин, 2000), увеличиваясь до 1000 м при формировании верхней пачки (Уилсон, 1986). Такие условия сохраняются и в чагинское время (D3cg). В каменноугольное время вплоть до башкирского века (Cjkh, C1-2sv, C2elz) осадки формируются в мелководном море (Исаев, 2012). Затем, в завершающую тектоническую фазу герцинской складчатости, в континентальных условиях идет денудация отложений с размывом накопившейся толщи вплоть до чагинских отложений, по которым в среднем и позднем триасе образуется глинисто-кремнистая кора выветривания, отнесенная по (Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания..., 2004) к тампейской серии.

Тюменская свита (J1-2tm), согласно (Kontorovich et al., 2013a), формируется в условиях прибрежно-конти-нентального седиментогенеза с периодами ингрессий

К^М^Н SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

ШЖ GEDRESURSY

и режимом мелководно-морского, сильноопресненного бассейна глубиной до 25 м. Наунакские отложения У3пп) формируются в схожих фациальных условиях. Глубина баженовского моря У^) на территории исследования, по данным (Kontorovich et а1., 2013а; Стафеев и др., 2019), достигала 100-200 м.

Установлено (Kontorovich et а1., 2014), что накопление нижней части раннемеловых отложений в объеме куломзинской (К1к1т) и тарской (К11т) свит происходило в условиях прибрежных равнин, временами заливавшихся мелководным морем глубиной порядка 25 м. Сохраняются такие условия и при накоплении нижней части киялин-ской свиты (К^к) в готериве. В барреме условия накопления меняются на континентальные. Кузнецовские глины (К^) образуются при глубине бассейна 25-100 м. Такой режим сохраняется вплоть до раннего палеоцена (Рычкова, 2006). Начиная с талицкого (Pg1t1) и до настоящего времени на территории исследования сохраняется континентальный режим осадконакопления.

месторождения и нефтегазоносные комплексы

Останинская группа месторождений относится к Васюганской нефтегазоносной области, Пудинскому нефтегазоносному району. Залежи УВ связаны с доюрским,

нижнеюрским, среднеюрским и верхнеюрским НГК (табл. 1). В этом районе Томской области доказана промышленная нефтегазоносность отложений средней юры и палеозоя (включая кору выветривания (пласт М) и вну-трипалеозойские продуктивные горизонты (пласт М1)).

Доюрский НГК связан в основном с зонами дезинтеграции пород в верхней части палеозоя, характеризующейся сложным геологическим строением, обусловленным проявлениями блоковой тектоники и разнообразием ли-тологического состава пород, вмещающих нефть и газ.

Коллекторские свойства палеозойских образований имеют вторичное происхождение (Белозеров, Гарсия Бальса, 2018), причем породы с повышенными емкостными свойствами приурочены к зонам разуплотнения пород, переработанных гидротермальными процессами, генетически обусловленными эпигенетическими процессами в коре выветривания. Залежи нефти и газа приурочены в основном к органогенным известнякам или продуктам их вторичной переработки, а также к образованиям кор выветривания, развивающимся по терригенно-карбонатным породам и глинисто-кремнистым сланцам.

Нижнеюрский НГК слагает серия песчаных пластов Ю14 тюменской свиты. С продуктивностью этого НГК связаны Широтное, Южно-Тамбаевское и Герасимовское,

Месторождение Нефтегазоносный Пласт, тип притоков Тип

(рис. 2) комплекс Промышленные Непромышленные флюида

Мирное Верхнеюрский Ю,1-2 - НГК

Рыбальное Верхнеюрский Ю11, Ю,3, Ю,4 Юо Н Н

Палеозойский - М Н

Верхнеюрский Ю11, Ю12 - Н

Пинджинское Среднеюрский - Ю8 Г

Доюрский - М К

Верхнеюрский Ю11, Ю12, ЮД Ю14 - ГК

Останинское Среднеюрский Ю3, Ю4 - ГК

Доюрский М, М1 - НГК

Северо-Останинское Доюрский М - НГК

Верхнеюрский Ю11-2, юД Ю14 - ГК

Ю2 Ю7 Ю8 ГК Н Н

Среднеюрский - Ю9 Н

Герасимовское Ю10 Юп Ю12 - НГК ГН ГН

Нижнеюрский Ю14 Ю15 - ГН ГН

Доюрский М, М1 - ГН

Селимхановское Верхнеюрский Ю11-2 Ю13-4 - НГК ГН

Среднеюрский - Ю2 Н

Доюрский М - НГК

Пельгинское Верхнеюрский Ю11 - ГН

Тамбаевское Среднеюрский - Ю6, Ю7 ГН

Доюрский М - ГН

Южно-Тамбаевское Нижнеюрский - Ю14 Н

Доюрский М, М1 - ГН

Среднеюрский Ю13 Ю10 НГК Н

Широтное Нижнеюрский - Ю15 Ю16 ГН Н

Доюрский - М НГК

Табл. 1. Нефтегазоносность Останинской группы месторождений (по материалам ТФ ФГУ «ТФГИ по СФО», 2018). Тип флюида: Г - газ, Н - нефть, ГК - газоконденсат, НГК - нефтегазоконденсат, ГН - газ и нефть

месторождения, расположенные на юго-западе района исследований. Зона продуктивности нижнеюрского НГК территориально совпадает (за исключением Герасимовского месторождения) с распространением нефтематеринской тогурской свиты (Т^) (рис. 3). Среднеюрский НГК связан с тюменской свитой и включает в себя продуктивные пласты Ю213. Верхнеюрский НГК соотносится с наунакской (васюганской) свитой и включает в себя продуктивные пласты Ю11, Ю12, Ю13 и Ю14. Данный НГК содержит основной объем выявленных в пределах района запасов углеводородного сырья. В нем выявлены залежи нефти, газа и конденсата на Рыбальной, Герасимовской, Останинской, Северо-Останинской, Западно-Останинской, Мирной, Селимхановской, Пельгинской и Пинджинской площадях. Пласты литологически не выдержаны по площади. Коллекторы пластов группы Ю1 представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками с глинистым и карбонатным цементом. Выявленные залежи являются пла-стово-сводовыми с элементами тектонического и лито-логического экранирования. Нижнемеловой НГК связан с песчаными пластами киялинской, тарской и покурской (К12рк) свит. В изучаемом районе этот комплекс имеет подчиненное значение. Притоки воды с растворенным газом из пластов ПК18-20, А1-2, Б1-2 получены на Мирном

месторождении в скважинах 410, 411 и в скважине 421 Останинского месторождения (пласт Б8).

нефтематеринские формации

Основной нефтепроизводящей формацией ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции является верхнеюрская морская баженовская свита (J3bg), с преимущественной концентрацией рассеянного органического вещества (РОВ) сапропелевого типа Сорг 5-12 % (Kontorovich et а1., 2009), а в районе Останинской группы - Сорг 9-12 % (Конторович, 2002). Эта формация определяет перспективы нефтегазоносности верхне-, средне-, нижнеюрского НГК, а также, возможно, доюрского НГК. Свита сложена карбонатно-глинисто-кремнистыми черными битуминозными аргиллитами титонского возраста.

В юго-западной части района исследований (рис. 2, 3; месторождения Широтное, Тамбаевское и Южно-Тамбаевское) получила развитие тогурская свита (Т^), с которой связывают нефтегазоносность средне-, нижнеюрского и палеозойского НГК (Лобова, 2013). Свита представляет собой типичные озерные отложения с РОВ гумусового типа, содержание Со г - 1,50-5,00 %

(Конторович, 2002). орг

<5

Сапьвейкинекая

447

Пудинскае меяопадшпие

4S

8

Рис. 3. Обзорная схема (А) и карта распределения плотности современного теплового потока (Б) Останинской группы месторождений. А: 1 - контур месторождения УВ; 2 - площадь бурения; 3 - скважина палеотемпературного моделирования, номер скважины; 4 - речная сеть; 5 - тектонические структуры II порядка (Конторович, 2002); 6 - граница распространения тогурской свиты. Б: 7 - скважина, расчетное значение плотности теплового потока (мВт/м2); 8 - изолинии значений плотности теплового потока

В качестве нефтематеринской свиты для залежей доюр-ского, нижне-, средне-, верхнеюрского НГК рассматривают континентальные аргиллиты тюменской свиты (у 2Ш) (Конторович и др., 1995; Бордюг, 2012). Концентрация Сорг в них составляет от десятых долей до 2 %.

Непосредственно палеозойские отложения стали рассматриваться как потенциально нефтематеринские в 1970-х гг., когда был получен приток нефти из палеозойских коллекторов на Малоичской площади. Высокий генерационный потенциал обусловлен присутствием в разрезе палеозоя высокоуглеродистых пород доманико-идного типа. Согласно (Запивалов, Исаев, 2010; Фомин, 2011), доманикоиды выявлены в Западной Сибири на четырех стратиграфических уровнях D11, D12-3, D3) в шести свитах: пономаревской ^рп), кыштовской (D11kt), комбарской (Э12-3кЬ), варьеганской (Р^^г), лугинецкой (D31g) и чагинской (Р^), из которых в изучаемом районе интерес представляет только последняя. Она сложена черными и темно-серыми кремнедоломитами, кремне-аргиллитами, глинистыми и кремнистыми доломитами с прослоями доломитовых известняков и радиоляритов. Породы свиты содержат ураноносный кероген, что позволяет рассматривать этот стратон в качестве источника УВ (Запивалов, Исаев, 2010).

Вместе с тем, породы доманикоидного типа выявлены на локальных участках развития ларинской ^1г), мирной (Р^т^, чузикской ф^) и кехорегской (С^К) свит. Сводная характеристика нефтематеринских формаций приведена в табл. 2.

тепловое поле района исследований

Принимая концепцию о геотермическом режиме недр как о ведущем факторе реализации генерационного потенциала материнских отложений, в свое время авторами (Isaev et а1., 2019а) выполнены расчеты плотности теплового потока для разрезов 35 поисково-разведочных и 2

параметрических скважин на территории исследования (рис. 3). Полученные значения теплового потока трактуются как квазистационарные, начиная с юрского времени.

Этот сценарий геодинамических условий, начиная с юрского времени, согласуется с ранее установленной квазистационарностью теплового потока на кровле палеозойского фундамента (Ермаков, Скоробогатов, 1986; Дучков и др., 1990; Курчиков, 2001). Позже показано (Исаев и др., 2018а), что даже в зоне южного сегмента Колтогорско-Уренгойского палеорифта нет «следов» возможного аномально высокого теплового потока в конце мелового периода (Западная Сибирь..., 2000).

На карте распределения теплового потока (рис. 3Б) наблюдаются следующие аномальные особенности: «положительная аномалия», «градиентная зона», «отрицательная аномалия», «заливообразная конфигурация изолиний».

В восточной части района месторождения УВ приурочены к яркой градиентной зоне, окаймляющей крупную положительную аномалию. Здесь расположено 6 месторождений: Рыбальное, Селимхановское, Пинджинское, Мирное, Останинское, Северо-Останинское, что составляет 50 % от общего числа месторождений на изучаемой территории. В зоне заливообразной конфигурации изолиний находится 3 месторождения (25 %) - Пельгинское, Герасимовское, Западно-Останинское. Примечательно, что в зоне отрицательной аномалии теплового потока в северо-западной части территории скопления УВ отсутствуют. Таким образом, 9 месторождений (75 %), расположенных на изучаемой территории, приурочены к аномальным особенностям распределения теплового потока.

Обособляются от аномальных особенностей теплового потока месторождения Южно-Тамбаевское и Тамбаевское, в пределах которых вскрыты залежи с промышленными притоками УВ. Интересно отметить,

Название Индекс Период накопления, Продолжительность Литология

формации млн лет назад накопления, млн лет

Баженовская свита Jзbg 151,2-145,8 5,4 Черные, буровато-черные, битуминозные аргиллиты с прослоями глинистых известняков

Тюменская свита J1-2tm 208-162,9 42,1 Серые песчаники, алевролиты и аргиллиты с прослоями углей

Тогурская свита Jltg 182,7-178,4 4,3 Аргиллиты темно-серые, зеленоватые с прослоями алевролита

Кехорегская свита ^Ь 358,9-326,2 32,7 Темно-серые алевролиты, аргиллиты, прослои известняков: окремнение

Верхняя подсвита: кремни, радиоляриты,

Чагинская свита Dзcg 382,7-358,9 23,8 кремнеаргиллиты, кремнеизвестняки, окремненные аргиллиты Нижняя подсвита: черные, черно-коричневые, кремнистые известняки, аргиллиты

Верхняя подсвита: известняки глинистые с

Чузикская свита D2cz 390,5-382,7 7,8 примесью кремнезема Нижняя подсвита: известняки темно-серые детритовые, глинистые

D13mr Известняки темно-серые до черных глинистые,

Мирная свита 407,6-393,3 14,3 глинисто-кремнистые с прослоями известковых аргиллитов

Ларинская свита Sllr 443,4-427,4 16 Известняки доломитизированные с линзами аргиллитов, песчаников

Табл. 2. Формации, обладающие нефтематеринским потенциалом в районе Останинской группы месторождений (материалы ТФ ФГУ «ТФГИ по СФО», с использованием (Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания..., 2004; Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы, 1999))

что именно эти объекты расположены в границах распространения потенциально материнской нижнеюрской тогурской свиты У^).

Можно предположить, что вклад каждого из источников («юрского», «палеозойского») может быть разным в зависимости и от «видимых» признаков месторождения/ площади глубокого бурения: 1) величины плотности современного теплового потока (квазистационарного с юрского времени); 2) величины ОСВ вскрытых доюрских образований; 3) возраста коренных отложений, вскрытых в кровле фундамента (пермь-триас, карбон, девон, силур).

По перечисленным признакам различаются Сельвей-кинская площадь глубокого бурения, Останинское и Ге-расимовское нефтегазоконденсатные месторождения. Как представляется, анализ результатов исследований такой выборки позволит более однозначно и подробно оценивать возможность вертикальной миграции углеводородных флюидов, ее направленность и, как следствие, оценивать альтернативные концепции «главного источника» палеозойских залежей УВ.

На месторождениях Останинское и Герасимовское, расположенных в радиальном обрамлении Сельвейкин-ской площади, доюрские пласты М и М1, в отличие от Сельвейкинской площади, содержат промышленные залежи газа и нефти.

Месторождения интересны тем, что, с одной стороны, характеризуются высокими значениями плотности современного теплового потока, превышающими современный тепловой поток Сельвейкинской площади на 12-14 мВт/м2 (рис. 3Б). С другой стороны, на этих месторождениях для палеозойских образований по ОСВ установлена

градация катагенеза МК2, ^М=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). Особый интерес к Герасимовскому месторождению обусловлен следующим: в отличие от Сельвейкинской площади и Останинского месторождения, на которых вскрытая кровля палеозоя представлена девонскими отложениями ф3), на Герасимовском кровля палеозоя сложена образованиями карбона (С1). Кроме того, на нём доюрский НГК представлен двумя резервуарами: выветрелого (горизонт М) и коренного (М1) палеозоя. Триасовая кора выветривания, играющая ключевую роль в генезисе резервуаров (Белозеров, Гарсия Бальса, 2018), формировалась в период 213-208 млн лет назад, однако была подвергнута денудационным процессам и не сохранилась.

методика исследований

В качестве инструмента исследований применяется хорошо апробированный метод палеотемпературного моделирования (Исаев и др., 2018; Isaev et а1., 2018), основанный на численном решении уравнения теплопроводности горизонтально-слоистого твердого тела с подвижной верхней границей. В математическую модель непосредственно включены «местный» климатический вековой ход температур на земной поверхности (рис. 4), начиная с позднего ордовика (449,1-0 млн лет назад), как краевое условие, и палеотемпературы из определений ОСВ, как «наблюденные».

С раннемелового времени (120-0 млн лет назад) «местный» вековой ход для юго-востока Западной Сибири построен на основе обобщения экспериментальных определений и палеоклиматических реконструкций (Исаев и

др., 2016).

Для «палеобассейнов» верхнее граничное условие модели - «местный» вековой ход температур на поверхности Земли - дополняется палеоклиматическими реконструкциями (Scotese, 2016), основанными на совмещении анализа литологических и палеонтологических индикаторов климата, а также изотопного анализа кислорода, начиная с позднего ордовика (449,1-120 млн лет назад).

Этапы моделирования, входные параметры модели и выходные данные последовательно изображены в виде блок-схемы на рис. 5.

Параметризация осадочного разреза принимается в соответствии с литолого-стратиграфической разбивкой скважины. Для задания теплопроводности пород используются петрофизические зависимости теплопроводности осадков от их литологии и плотности.

На первом этапе моделирования, учитывая квазистационарность теплового потока с юрского времени, находится однозначное решение обратной задачи геотермии (рис. 5, блоки 1-6). Для определения теплового потока из основания осадочного разреза используются в качестве «наблюденных» измерения температур в юрском разрезе, полученные при испытаниях скважин и геотемпературы, пересчитанные из определений ОСВ юрских отложений.

На втором этапе моделирования стратиграфическая разбивка дополняется реконструкцией разреза, не вскрытого скважиной. Доюрский тепловой поток определяется путем решения обратной задачи геотермии с использованием измерений ОСВ палеозойских отложений (рис. 5, блоки 7-11). Резкое снижение плотности теплового потока в триасе, 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. 5, блоки 12-13). Известно, что в период с позднего ордовика по триас фиксируется смена тектонических обстановок (Конторович и др., 1975; Kontorovich, 2007), а триас - это становление Сибирского мантийного плюма и развитие вулканогенных формаций (Dobretsov, 2008), что должно сопровождаться вариациями глубинного теплового потока. Однако в работах по геологии и тектонике палеозоя Западной Сибири, термохимической модели Сибирского плюма нет количественных оценок вариаций теплового палеопотока, что можно было бы учесть в параметрах модели. 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.

Тем не менее, оценка плотности глубинного теплового потока в силурийско-девонско-карбоновое время (223-258 мВт/м2) получена аномально высокой, и эта оценка в принятой кондуктивной модели теплопереноса по существующим представлениям выглядит завышенной. Действительно, плотность современных тепловых

т, °с

1, млн. лет 400 350 300 250 200 150 100 50

Рис. 4. Верхнее граничное условие параметрической модели - вековой ход температур земной поверхности на юго-востоке Западной Сибири

Рис. 5. Блок-схема этапов восстановления термической истории потенциально нефтематеринских юрских и доюрских толщ

потоков в осадочном чехле редко превосходит 150 мВт/м2, а значения более 200-300 мВт/м2 характерны для зон тектоно-магматической активизации континентов, средин-но-океанических хребтов и переходных зон, в условиях преимущественно конвективного теплопереноса. Однако для территории наших исследований, имеющей депресси-онный 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).

Высокие значения R0vt, определившие аномально высокий тепловой поток в доюрское время, могли быть созданы и локальной по времени эндогенной гидротермальной активностью в нижней юре, как это было, например, на Уренгойском газоконденсатном месторождении (Галушкин, 2007). Однако в районах южнее Широтного Приобья в около юрское время не отмечаются значительные интрузивные процессы в фундаменте, сопровождающиеся горячими эндогенными гидротермами. Здесь в это время гидротермальная деятельность имела место, но ее природа иная, приводящая к экзогенному метасоматозу - формированию коллекторов в верхней части палеозойского фундамента (Белозеров, Гарсия Бальса, 2018).

Таким образом, изложенное выше может свидетельствовать как о корректности авторской модели тепло-переноса, так и о известной дискуссионности столь высокой интенсивности расчетного теплового потока на протяжении силура, девона и карбона. Как будет показано ниже в результатах палеореконструкций, в периоды постоянного теплового потока (с силура по пермь - около 250 мВт/м2, с юры по настоящее время - около 50 мВт/м2) отмечаются последовательные тектонические погружения бассейна амплитудой до 4200 и 2400 м, соответственно. Причем, в эти периоды положение изотерм закономерно остается субгоризонтальным. В триасе, в период инверсии амплитудой до 1000 м, изотермы погрузились амплитудой 1500-3000 м.

Далее, решением прямых задач при известном тепловом потоке рассчитываются температуры в каждой из нефтематеринских свит на ключевые моменты геологического времени (рис. 5, блоки 14-15). Анализ результатов моделирования выполняется исходя из динамики геотемператур в разрезе, начиная с силурийского времени - 450 млн лет назад.

Ключевым фактором, определяющим реализацию генерационных возможностей формации, являются продолжительность и температурный режим главной фазы

НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

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; Вш^Ыйт et а1., 1997).

В формировании нефтегазоносности доюрского фундамента участвуют два резервуара: коры выветривания/ выветрелого палеозоя и коренного палеозоя. Первый (горизонт М) сформировался в период 213-208 млн лет назад и существует до нашего времени. Резервуар верхней части коренного палеозоя (М1) обусловлен преимущественно эпигенетическими процессами в коре выветривания. Этот резервуар (вторичные коллекторы) сформировался не раньше 213-208 млн лет назад и существует до нашего времени. Палеотемпературы горизонта М не превышали 120°С, а М1 - 130°С (Isaev et а1., 2019а).

Анализ периодов «работы» катагенетических очагов генерации нефти (ГФН, ГЗН), газа и газоконденсата (ГФГ, ГЗГ) в каждой фанерозойской потенциально материнской свите сопоставляется с временем формирования палеозойских резервуаров. Дается оценка возможности аккумуляции и сохранности углеводородов в виде залежей палеозойских пластов.

исследования на сельвейкинской площади

характеристика объекта исследования и его параметризация

Сельвейкинское локальное поднятие в тектоническом плане приурочено к зоне сочленения Пудинского мезо-поднятия и Чузикско-Чижапской мезоседловины (рис. 2 и 3). По отражающему горизонту Ф2 (кровля доюрских образований) поднятие представляет собой сложную по форме брахиантиклинальную складку с изогнутой (в плане) осью северо-северо-западного направления. 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 11а (подошва баженовской свиты) Сельвейкинское

поднятие имеет меньшие размеры (9х3 км) и амплитуду (65 м) и представляет собой простую по форме брахи-складку северо-западного простирания. Глубокое поисковое бурение двух скважин на Сельвейкинской площади вскрыло образования доюрского фундамента - коренного палеозоя (рис. 2).

Скважина 1, расположенная в пределах юго-восточного купола, пробурена до глубины 3187 м с забоем в палеозойских отложениях. По скважине керн отбирался в баженовской У^, васюганской У^, тюменской У^ш свитах и в отложениях 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, залеченными кальцитом. В известняках встречаются прослойки черных аргиллитов и серых, голубовато-серых песчаников, плотных, крепких. Признаков нефтегазонос-ности в доюрских образованиях по керну не отмечается. В васюганской и тюменской свитах по керновым данным признаков УВ также не встречено. В процессе бурения с помощью испытателя пластов опробовано 4 объекта в палеозое и низах тюменской свиты, которые оказались по результатам опробования «сухими» (табл. 3).

Скважина 2, расположенная на юго-восточной пере-клинали поднятия, пробурена до глубины 3298 м. По скважине производился отбор керна из баженовской, васюганской, тюменской свит и палеозоя. Васюганская (на-унакская У3пп) свита представлена песчаниками серыми, светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, среднесце-ментированными, слюдистыми, с включениями обугленных растительных остатков, участками слоистых 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, пели-томорфные. Среди этих пород прослеживаются туфоген-ные песчаники. Коренные породы палеозоя определены как известняки, участками окремнелые, светло-бурые,

Свита (горизонт, пласт) Интервал, м Тип флюида Дебит, м3/сут

Скважина Сельвейкинская 1

Тюменская J3tm + Кора выветривания 2793-2846 «Сухо» -

Кора выветривания (пласт М) + Чагинская D3cg (пласт М1) 2846-2886 «Сухо» -

Чагинская Dзcg (пласт М1) 2876-2957 «Сухо» -

Чагинская D3cg (пласт М1) 2974-3045 «Сухо» -

Скважина Сельвейкинская 2

Васюганская J3vs (Ю1) 2605-2631 «Сухо»

Кора выветривания (пласт М) 2902-2905 Разгазированная пластовая вода, свободный газ 3,4

Чагинская D3cg (пласт М1) 2925-2932 Разгазированная пластовая вода 22,7

Чагинская D3cg (пласт М1) 2940-2950 Разгазированная пластовая вода 11,2

Чагинская D3cg (пласт М1) 3010-3020 Пластовая вода 6,7

Чагинская D3cg (пласт М1) 3088-3100 Пластовая вода (практически «сухо») 0,3

Табл. 3. Результаты опробования Сельвейкинских скважин, вскрывших доюрские отложения (материалы ТО ФБУ «ТФГИ по СФО»)

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 было опробовано 6 интервалов: один в пределах горизонта Ю1 и пять в палеозое (табл. 3). По скважине 2 Сельвейкинской площади установлены газопроявления в выветрелых породах (пласт М).

Выбор скважины Сельвейкинская 2 для выполнения целевого палеотемпературного моделирования обусловлен наличием определений геотемператур (по ОСВ) как в юрском, так и доюрском интервалах разреза, а также притоков в скважину флюида из доюрских горизонтов М (кора выветривания) и М1 (кровля коренного палеозоя).

Напомним, что Сельвейкинская площадь характеризуется минимальными значениями плотности современного теплового потока (40-41 мВт/м2) на фоне высоких значений Герасимовского (49-54 мВт/м2) и Останинского (52-54 мВт/м2) месторождений. С другой стороны, на этих объектах для палеозойских образований (Э3-С^ по ОСВ установлена градация катагенеза МК2 (ЯМ=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).

Параметризация осадочного разреза скважины Сель-вейкинская 2 принята в соответствии с литолого-страти-графической разбивкой (материалы ТФ ФБУ «ТФГИ по СФО»). Разбивка дополнена реконструкцией стратиграфического разреза, включая силурийские отложения, не вскрытые скважиной (табл. 4).

В районе Сельвейкинской площади получил развитие депрессионный тип разреза. В котором присутствуют два перерыва в осадконакоплении. Первый, непродолжительный по времени, перерыв соответствует первой половине эйфельского века. Второй перерыв начался в среднекаменноугольном отделе. Он занял более продолжительное время (100,2 млн лет) и сопровождался размывом каменноугольных отложений - елизаровской С2ек, средневасюганской и кехорегской С^ свит. Девонские отложения перекрыты корой выветривания. В результате двухэтапного расчета плотности теплового потока (рис. 5, блоки 5 и 10) получены значения теплового потока, начиная с силура. При решении обратных задач геотермии, как на первом, так и на втором шаге, «невязка» расчетных и измеренных (наблюденных) геотемператур не превысила ±2°С (табл. 5, рис. 6), т.е. соответствует оптимальной.

Анализ результатов моделирования

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. 6, рис. 7).

Ключевыми факторами, определяющими реализацию генерационных возможностей формации, являются продолжительность и температурный режим ГФН/ГЗН, так называемое «нефтяное окно» - 90-130°С. Значительную

роль в формировании залежей УВ играет и ГФГ, которая характеризуется наибольшей интенсивностью образования УВ газов, преимущественно метана и газоконденсата. Напомним, что более 190°С - разрушительные для УВ температуры.

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 2 вскрытая мощность 21 м). Геотемпературы горизонта М не превышали 110°. Резервуар верхней части коренного палеозоя (мощностью до 400-500 м, вскрытая мощность - 376 м) генетически обусловлен процессами в коре выветривания. Он (вторичные коллекторы) сформировался не раньше 213-208 млн лет назад и существует до нашего времени, его геотемпература не превышала 115°.

Вместе с тем допускаются концепции вертикальной межпластовой миграции УВ, 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. 6, рис. 7) позволяет сделать вывод о возможности аккумуляции и сохранности залежей УВ в резервуарах коры выветривания и коренного палеозоя.

Ларинская свита ^Ь") 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 находилась 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 (Э^г) побывала 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, т.е. 364 млн лет назад свита вошла в зону деструкции УВ и находилась 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 (Э^) находилась в ГФН 14 млн лет (376-362 млн лет назад), в ГФГ - 26 млн лет (362-336 млн лет назад), т.е. 336млн лет назад свита вошла в зону деструкции УВ и находилась в этой зоне до 265,1 млн лет назад (почти 71 млн лет). Очевидно, что чузикские УВ не могли заполнять резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя, которые сформировались не раньше 213-208 млн лет назад.

Чагинская свита (Э^) была в ГФН на протяжении 17 млн лет (уже 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 - 265,1 млн лет назад - во время размыва каменноугольных отложений. Свита практически не подвергалась деструктивным для УВ геотемпературам.

Индекс Отложения Время накопления Мощность, м Кровля

отложении Начало, млн Окончание, Продолжительность, свиты, м

на рис. 7 лет назад млн лет назад млн лет

Четвертичные отложения Q 1,64 0 1,64 20 0

Плиоценовые N2 4,71 1,64 3,07 1 20

Миоценовые N1 24 4,71 19,29 15 21

Некрасовская серия Pg3nk Средний-верхний олигоцен 32,3 24 8,3 167 36

Чеганская свита Pg2-3hq Верхний эоцен-олигоцен 41,7 32,3 9,4 45 203

Люлинворская свита Pg2П Эоцен 54,8 41,7 13,1 65 248

Талицкая свита Pg1tl Палеоцен 61,7 54,8 6,9 110 313

Ганькинская свита Pg1-K2gn Маастрихт-даний 73,2 61,7 11,5 30 423

Славгородская свита K2sl Верхний сантон-кампан 86,5 73,2 13,3 40 453

Ипатовская свита K2ip Коньяк-нижний сантон 89,8 86,5 3,3 190 493

Кузнецовская свитаK2kz Турон 91,6 89,8 1,8 19 683

К Покурская свита K1-2pk Апт-альб-сеноман 114,1 91,6 22,5 963 702

АлымскаяК1а1-2 Апт 120,2 114,1 6,1 0 -

Киялинская свита K1kls Готерив-баррем 132,4 120,2 12,2 608 1665

Тарская свита К^г Валанжин 136,1 132,4 3,7 70 2273

Куломзинская свита К1к1т Берриас-валанжин 145,8 136,1 9,7 228 2343

Баженовская свита J3bg Титон 151,2 145,8 5,4 26 2571

Георгиевская свита J3qr Кимеридж 156,6 151,2 5,4 0 -

Наунакская свита 13ип Келловей-оксфорд 162,9 156,6 6,3 79 2598

■Тьг!™ Тюменская свита Нижняя-средняя юра 208 162,9 45,1 225 2676

T Туринская серияT Средний-верхний триас 213 208 5 21 2901

- Размыв каменноугольных отложений 313,2 213 100,2 -750 -

Елизаровская свита C2elz Башкирский век 320,2 313,2 7 120 -

Средневасюганская свита C1-2sv Верхний серпухов-башкирский век 326,2 320,2 7 200 -

Кехорегская свита C1kh Турне-средний серпухов 358,9 326,2 32,7 430 -

Dзcg Чагинская свита D3cg Фран-фамен 382,7 358,9 23,8 480* 2922

D2cz Чузикская свита D2cz Верхний эйфель-живет 390,5 382,7 7,8 470 3402

- Перерыв в осадконакоплении Нижний эйфель 393,3 390,5 2,8 0 -

D1mг Мирная толща D1mг Эмс 407,6 393,3 14,3 400 3872

Лесная свита D1ls Лохков-прага 419,2 407,6 11,6 480 4272

S2-Dl Майзасская свита S2mz Пржидол 423 419,2 3,8 410 4752

Большеичская свита S2bl Лудлов 427,4 423 4,4 209 5162

S1lг Ларинская свита S1lг Лландовер-венлок 443,4 427,4 16 360 5371

Глубина реконструированного разреза 5731

Фактический забой скважины 3298

Табл. 4. Разрез скважины Сельвейкинская 2, выполненный на основании литолого-стратиграфической разбивки вскрытой части и палеоструктурных реконструкций. 1. Серой заливкой в таблице выделены размыв каменноугольных и перерыв осадконакопления среднедевонских отложений. 2. Зеленой заливкой выделены мощности отложений, вскрытые бурением, желтой заливкой - реконструированные мощности отложений. *Показана мощность чагинской свиты, которая частично вскрыта бурением (вскрытая мощность составляет 376м)

Приуроченность/ Температура, o Рассчитанный тепловой поток, мВт/м2

глубина, м Пластовая По ОСВ Модельная Разница расчётной и /динамическая характеристика

(Rovt) (расчётная) измеренной

Jsnn /2579 - 89 (0,51) 89 0 41 /квазистационарный, начиная с юры, до

J3vs/2623 - 89 (0,51) 90 +1 современного

J1tm/2808 - 96 (0,62) 95 -1

D3cg/3106 - 175 (1,35) 175 0 258 /квазистационарный, начиная с силура, до резкого снижения в триасе

Табл. 5. Сопоставление измеренных и расчетных геотемператур в скважине Сельвейкинская 2. 1. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск). 2. Для перехода от ОСВ (R0vt) к соответствующей геотемпературе используется (Isaev, Fomin, 2006) диаграмма «Линии значений отражательной способности витринита, нанесенные на измененную схему Коннона» (Хант, 1982)

Рис. 6. Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине Сельвейкинская 2 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): 1-2 - геотемпературы (1 - расчетные; 2 - измеренные по ОСВ); 3 - положение подошвы осадочного чехла. 24 млн лет назад - время максимальной мощности юрско-палеогеновых отложений и начала резкого спада климатических температур в конце олигоцена. 313 млн лет назад - время максимальной мощности палеозойского разреза

Учитывая последовательность генерации и миграции жидких УВ и газов, следует ожидать аккумуляцию и сохранность чагинского газа в резервуарах коры выветривания и палеозоя. Такой прогноз подтверждается разбуриванием пластов М и М1, где при испытаниях зафиксированы газопроявления.

Тюменская свита ^ 21т) находилась в низкотемпературной ГФН, на протяжении 81,8 млн лет (86,5-4,7 млн лет назад). Тюменский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя в течение почти 82 млн лет. Геотемпературы резервуаров благоприятны для сохранности тюменской нефти.

Баженовская свита (J3bg) побывала в короткоживу-щей низкотемпературной ГФН на протяжении 27,6 млн лет (32,3-4,7 млн лет назад). Все это время баженовский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и коренного палеозоя.

Выводы

Рис. 8 иллюстрирует, что УВ ларинской, мирнинской и чузикской свит, в силу жесткого геотермического режима -деструктивных для УВ температур, не могли формировать залежи нефти и газа в пластах горизонтов М и М1. А ГФГ чагинской свиты завершилась за 50 лет (табл. 6) до формирования коры выветривания и палеозойского резервуара.

Таким образом, сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя являются источники тюменской и баженовской нефти, а также относительно близок источник чагинского газа.

результаты испытаний резервуаров коры и палеозоя показывают, что углеводороды залежей представлены весьма малодебитным сводным газом и разгазированной пластовой водой. Поэтому с наибольшей вероятностью резервуары коры и палеозоя являются аккумуляторами именно палеозойского, частично сохраненного чагинского газа (табл. 3).

Трактовка последнего абзаца может оказаться весьма примечательной в части сопоставления с результатами по Останинскому и Герасимовскому месторождениям.

исследования на останинском месторождении

геологическая характеристика месторождения и его цифровая модель

В этом разделе представлены результаты сопряженного моделирования катагенетических очагов генерации УВ «современного» юрско-мелового и палеозойского палеобассейнов на останинском нефтегазоконденсатном месторождении.

Время, Геотемпературы свиты, °С

млн лет Баженовская (J3bg) Тюменская (J1-2tm) Чагинская (D3cg) Чузикская (D2cz) Мирная (D1mr) Ларинская (S1lr)

назад « s и о щ ч о О & и о H о с 3 & 1 Глубина кровли Г* D НТТ.Т IV Л" 3 & 1 Глубина кровли Г1 D НТТ.Т IV Л" 3 & 1 Глубина кровли Г1 DIJTLT Л J 3 & 1 Глубина кровли Г1 D НТТ.Т Л J 3 & 1 Глубина кровли Г* D НТО Л /Г 3 & 1 Глубина кровли Г* И НТТ.Т IV я

F g и & « о щ LDH 1 ialj iVI щ LDH 1Ы, iVI щ Loti L Ы, iVI щ Loti L Ыу iVI щ tDil 1 EUj iVI щ LDH 1 Ы, iVI

S3 S о о & щ с Та S щ S щ S щ S щ S щ S m

s £ и щ S щ H g I О О о О О о

ffl H S £ £ £ £ £ u

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

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

Табл. 6. Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скважины Сельвейкинская 2. Светло-синей заливкой показаны температуры ГФН, желтой заливкой - НФГ, ГФГ, темно-желтой заливкой - палеотемпературный максимум. Зеленой заливкой обозначены времена размыва каменноугольных и перерыва осадконакопления среднедевонских отложений. Светло-фиолетовой заливкой выделены температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ. Красной заливкой обозначено время геотемпературы в чагинской свите (313,2 млн лет назад), соответствующей определению ОСВ (175°С)

К^М^Н SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

■I GEDRESURSY

Рис. 7. Палеореконструкции тектонической и термической истории в районе скважины Сельвейкинская 2: 1 - изотермы; 2 - стратиграфическая приуроченность отложений; 3 - изотермы граничных температур главной фазы нефтеобразова-ния (ГФН). В верхней части рисунка приведен график палеоклиматиче-ского векового хода температур на земной поверхности, в нижней -график изменения расчетной плотности теплового потока во времени

_ ^ - -5а - _ 2 3

Ъ млн. лет 450 400

350 300 250

Рис. 8. Иллюстрация зон деструктивных температур для углеводородов палеозойских материнских свит в разрезе скважины Сельвейкинская 2: А - ларинской; Б - мирной; В - чузикской; Г - чагинской: 1-3 те же, что и для рис. 7; 4 - зоны деструктивных для УВ температур

Месторождение расположено, как и Герасимовское, в радиальном обрамлении Сельвейкинской площади (рис. 2 и 3). На этом месторождении доюрские пласты М и М1, в отличие от Сельвейкинской площади, содержат промышленные залежи газа и нефти.

Напомним, что Останинское месторождение характеризуется еще и тем, что имеет высокие значения плотности современного теплового потока, превышающие современный тепловой поток Сельвейкинской площади на 12-14 мВт/м2. В то же время, на Останинском месторождении

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕРРЕСУРСЫ

для палеозойских образований ф3) по ОСВ установлена градация катагенеза МК2 (КМ=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 (R0vt=1,20 %).

нефтегеологическая характеристика месторождения

Разрез Останинского месторождения представлен 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. 2).

Нефтегазоносность месторождения приурочена к известнякам палеозойского фундамента (пласт М1), коры выветривания (пласт М), песчаным коллекторам тюменской (пласты Ю3, Ю4) и наунакской (пласты Ю14, Ю13, Ю12, Ю11) свит. Нефтеносными являются пласты Ю11, М и М1, газоносными - Ю,3, Ю,4, Ю, Ю, М.

1 > 1 > 3> 4'

Пласты Ю -Ю васюганской и наунакской свит месторождения сложены породами прибрежно-морских и континентальных фаций. По данным литолого-петро-графических исследований коллекторы продуктивных пластов представлены средне-, мелкозернистыми песчаниками, переходящими местами в крупнозернистые алевролиты.

Продуктивные образования коры выветривания -пласт М. Залежи УВ в коре выветривания на Останинском месторождении приурочены в основном к глинисто-кремнистым отложениям, формирование которых происходило за счет разрушения силикатосодержащих пород. К коре выветривания отнесены также брекчии (из базального слоя), образованные при разрушении и местном перемыве нижележащих глинисто-кремнистых пород.

Продуктивные образования палеозоя - пласт М1. По литолого-петрографическому описанию породы фундамента на месторождении представлены известняками.

Глубокое поисковое бурение 12 скважин на Останин-ском месторождении вскрыло образования доюрского фундамента (рис. 2). Пласт М опробован в 11 скважинах, пласт М1 - в 6-ти (табл. 7). В скв. 438Р из доюрского горизонта М (интервал 2750-2755 м) получен приток безводной нефти, дебит - 60 м3/сут. Небольшая залежь нефти пласта М1 выделена по результатам испытаний скв. 418П.

Выбор скважины Останинская 438Р для выполнения целевого палеотемпературного моделирования обусловлен наличием измеренных геотемператур как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также притоков в скважину флюида из доюрских горизонтов. Скважина вскрыла кору выветривания мощностью 33 м на глубине 2754 м, образования коренного палеозоя (чагинская свита девона - D3cg) - с проходкой 63 м.

Численная модель месторождения

Параметризация осадочного разреза скважины Останинская 438Р принимается в соответствии с ли-толого-стратиграфической разбивкой (дело скважины, материалы ТО ФБУ «ТФГИ по СФО»), которая дополнена реконструкцией стратиграфического разреза, не вскрытого скважиной (табл. 8). Реконструкция осадко-накопления выполнена с начала силурийского и до конца каменноугольного периодов. Мощности стратиграфических подразделений учтены в соответствии с (Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы, 1999). Согласно (Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы, 1999; Стратиграфия нефтегазоносных..., 2001), в районе исследований получил развитие депрессионный тип разреза. В нем значительную роль играют глинистые и глинисто-кремнистые породы, свидетельствующие об относительно глубоководных (и/ или более спокойных) обстановках осадконакопления. В разрезе присутствуют два перерыва в осадконакоплении. Первый, непродолжительный по времени, соответствует первой половине эйфельского века (Исаев, 2012а). Второй начался в среднекаменноугольную эпоху. Он занял более продолжительное время (100,2 млн лет) и сопровождался размывом каменноугольных отложений - елизаровской С2ек, средневасюганской С1-2^ и кехорегской 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 (Kontorovich, 2007), возраст которых подтверждается по комплексу остракод (материалы ТФ ФБУ «ТФГИ по СФО»). Девонские отложения перекрыты корой выветривания.

В качестве предполагаемых источников УВ для резервуаров коры выветривания и кровли коренного палеозоя рассматриваем потенциально материнские свиты: ларинскую S1lr, мирную D1mr, чузикскую D2cz, чагинскую D3cg, тюменскую J1_2tm и баженовскую J3bg. Если чагинские отложения непосредственно вскрыты скважиной Останинская 438Р, то породы доманикоидного типа ларинской, мирной и чузикской свит выявлены на смежных участках территории исследований.

При решении обратных задач геотермии как на первом, так и на втором этапе «невязка» расчетных и измеренных (наблюденных) геотемператур не превысила ±2°С (табл. 9, рис. 9), т.е. соответствует оптимальной.

Анализ и оценка результатов

Напомним, что ключевыми факторами, определяющими реализацию генерационных возможностей формации, являются продолжительность и температурный режим главной фазы нефтеобразования и главной фазы газообразования. Геотемпературы более 190°С - разрушительные для УВ температуры.

Известно, что в формировании нефтегазоносности доюрского фундамента участвуют два резервуара: коры выветривания (М) и коренного палеозоя (М1). Первый сформировался в период 213-208 млн лет назад и существует до нашего времени (в скважине 438Р вскрытая мощность составила 33 м). Палеотемпературы горизонта

Свита Интервал, Тип флюида Дебит, м3/сут-

(горизонт, м жидкий флюид;

пласт) тыс. м3/сут- газ

Скважина Останинская 417П

Пласт Ю11 2470-2474 Пластовая вода с 0,3

пленкой нефти

Кора выветривания 2731-2774 Пластовая вода 228,8

(пласт М)

Кора выветривания 2759-2892 Практически -

(пласт М)+ «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 2765-2785 «Сухо» -

(пласт М)

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 2881-2883 Пластовая вода 0,1

(пласт М)

Палеозой (пласт М1) 2881-2925 Газ; 0,02;

пластовая вода 0,1

Скважина Останинская 429Р

Пласт Ю11 + Пласт 2477-2502 Газ; 363,6;

Ю,2 конденсат 101,0

Пласт Ю12 2496-2502 Газ; конденсат 136,7

Пласт Ю4 2620-2629 Пластовая вода 5,5

Кора выветривания 2868-2894 Пластовая вода 2,6

(пласт М)

Кора выветривания 2768-2776 Пластовая вода 1,7

(пласт М)

Палеозой (пласт М,) 2914-2946 Пластовая вода 1,2

Скважина Останинская 438Р

ТарскаяК^ 2130-2143 Пластовая вода 6,0

Баженовская J3bg 2448-2456 Газ; 0,02;

+ НаунакскаяJ3nn конденсат 0,004

НаунакскаяJ3nn 2508-2516 Газ; 40,0;

конденсат; 30,7;

пластовая вода; 18,1

Тюменская J1-2tm 2567-2571 Пластовая вода 0,7

Кора выветривания 2750-2755 Безводная нефть; 60,0;

(пласт М) газ 1,5

Палеозой (пласт М,) 2773-2781 Пластовая вода 207,3

Табл. 7. Результаты опробования скважин Останинского месторождения, вскрывших образования коренного палеозоя. Таблица составлена по материалам ТО ФБУ «ТФГИ по СФО»

М не превышали 120оС. Резервуар верхней части коренного палеозоя (мощностью до 400-500 м, вскрытая мощность - 63 м) генетически обусловлен процессами в коре выветривания. Он (вторичные коллекторы) сформировался не раньше 213-208 млн лет назад и существует до нашего времени, его геотемпература не превышала 130оС.

Анализ периодов «работы» очагов генерации нефти (ГФН), газа и газоконденсата (ГФГ) в каждой из перечисленных выше потенциально материнских свит (табл. 10, рис. 10) позволяет сделать вывод о возможности аккумуляции и сохранности залежей УВ в резервуарах коры выветривания и коренного палеозоя.

Ларинская свита ^1г) находилась в ГФН сравнительно недолго - 3 млн лет (422-419,2 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 - 406 млн лет назад. Свита вошла 406 млн лет назад в зону деструктивных для УВ геотемператур, превышающих 190°С, и находилась в этой зоне дважды: 406-162,9 млн лет назад и с 89,8 млн лет назад по настоящее время. Совершенно очевидно, что ларинские УВ не могли аккумулироваться в резервуарах коры выветривания и внутреннего палеозоя.

Мирная свита ^тт) побывала 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 - 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 (Р^) находилась в ГФН 20 млн лет (371-351 млн лет назад), в ГФГ - 27 млн 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) присутствовала в ГФН на протяжении 17 млн лет (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 - 265 млн лет назад. Свита не подвергалась деструктивным для УВ геотемпературам. И, кроме того, «пережила» (табл. 10) не столь продолжительную (15 млн лет) и не столь «горячую» (до 1550С) ГФГ. Учитывая последовательность генерации и миграции жидких УВ и газов, следует ожидать аккумуляцию и частичную сохранность как чагинского газа, так и чагинской нефти в резервуарах коры выветривания и палеозоя.

Индекс Отложения Время накопления Мощность, Кровля

отложений Начало, Окончание, Продолжи- м свиты, м

на рис. 10 млн лет назад млн лет назад тельность, млн лет

Четвертичные отложения Q Плиоценовые N2 1,64 4,71 0 1,64 1,64 3,07 20 0 0

Миоценовые N 24 4,71 19,29 25 20

Некрасовская серия Pg3nk Средний-верхний олигоцен Чеганская свита Pg2-зhq Верхний эоцен-олигоцен 32,3 41,7 24 32,3 8.3 9.4 124 30 46 170

Люлинворская свита Pg2П Эоцен 54,8 41,7 13,1 70 200

Талицкая свита Pg1tl Палеоцен 61,7 54,8 6,9 20 270

Ганькинская свита PgrK2gn Маастрихт-даний Славгородская свита K2sl Верхний сантон-кампан Ипатовская свита K2ip Коньяк-нижний сантон 73,2 86,5 89,8 61,7 73,2 86,5 11,5 13,3 3,3 72 60 191 290 362 422

K Кузнецовская свитаK2kz Турон Покурская свита К1-2рк Апт-альб-сеноман 91,6 114,1 89,8 91,6 1,8 22,5 14 863 613 627

Алымская свита K1a1-2 Апт 120,2 114,1 6,1 0 -

Киялинская свита K1kls 132,4 136,1 120,2 132,4 12,2 3,7 637 104 1490 2129

Готерив-баррем Тарская свита Валанжин

Куломзинская свита K1klm Берриас-валанжин 145,8 136,1 9,7 194 2233

Баженовская свита J3bg Титон 151,2 145,8 5,4 22 2427

Георгиевская свита Г^г Киммеридж Наунакская свита .Г3пп Келловей-оксфорд 156,6 162,9 151,2 156,6 5,4 6,3 0 76 2449

•Г^т Тюменская свита ^^т Нижняя-средняя юра 208 162,9 45,1 228 2526

T Тампейская серия Т Средний-верхний триас 213 208 5 33 2754

- Размыв каменноугольных отложений 313,2 213 100,2 -750 -

^-2 Елизаровская свита C2elz Башкирский век Средневасюганская свита C1-2sv Верхний серпухов-башкирский век Кехорегская свита C1kh Турне-средний серпухов 320,2 326,2 358,9 313,2 320,2 326,2 7 6 32,7 120 200 430 -

Dзcg Чагинская свита Dзcg Фран-фамен 382,7 358,9 23,8 480* 2787

D2cz

D1mr

S2-D1

Sxlr

Чузикская свита D2cz Верхний эйфель-живет

Перерыв (скрытое несогласие) Нижний эйфель_

Мирная толща D1mr Эмс

Лесная свита D1ls Лохков-прага Майзасская свита S2mz Пржидол

Большеичская свита S2bl Лудлов_

Ларинская свита S1lr Лландовер-венлок

Глубина реконструированного разреза, м

Фактический забой скважины, м

390,5 382,7

7,8

393,3 390,5

2,8

407,6 393,3

14,3

419,2 407,6 423 419,2 427,4 423

11,6

3,8

4,4

443,4 427,4

16

5596

2850

470

400

480 410 209

360

3267

3737

4137 4617 5027

5236

Табл. 8. Разрез скважины Останинская 438, выполненный на основании литолого-стратиграфическай разбивки и палеоструктурной реконструкции. Серой заливкой в таблице выделены размыв каменноугольных и перерыв осадконакопления среднедевонских отложений; Зеленой заливкой выделены мощности отложений, вскрытых бурением, желтой заливкой - реконструированные мощности отложений; *показана мощность чагинской свиты, которая частично вскрыта бурением (вскрытая мощность составляет 63 м)

0

Приуроченность/ Температура, °

Рассчитанный тепловой поток,

глубина, м Пластовая По ОСВ Модельная (расчётная) Разница расчётной и измеренной мВт/м2 /динамическая характеристика

^И/2119 77 - 79 +2 54

J3nn/2512 94 - 92 -2 /квазистационарный, начиная с юры,

Jl-2tm/2570 94 - 94 0 до современного

J1_2tm /2704 - 115 (0,76) 115 0

DзCg/2844 155 (1,05) 155 0 223 /квазистационарный, начиная с силура, до резкого снижения в триасе

Табл. 9. Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине Останинская 438Р, рассчитанный тепловой поток. 1. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск). 2. Для перехода от ОСВ (Р^) к соответствующей геотемпературе используется (Isaev, Fomin, 2006) диаграмма «Линии значений отражательной способности витринита, нанесенные на измененную схему Коннона» (Хант, 1982)

100 150 200 Т, °С

-3000

-4000

-6000

А н, м|

-3000

-4000

-6000 Н, м!

150 200 Т, °С

250 300 350 400 450 500 Т, °С

-3000

-4000

-6000

В Н, м |

Рис. 9. 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. 24 млн лет назад - время максимальной мощности юрско-палеогеновых отложений и начала резкого спада климатических температур в конце олигоцена. 313 млн лет назад - время максимальной мощности палеозойского разреза

Такой прогноз в некоторой степени подтверждается разбуриванием пластов М и М1 (табл. 7, скважины 417П, 424Р и, особенно, 438Р), где при испытаниях зафиксированы притоки и газа, и нефти.

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 присутствует в высокотемпературной и продолжительной ГФН, на протяжении последних 90 млн лет (89,8-0 млн лет назад). Все это время баженовский источник может заполнять нефтью резервуары коры выветривания и внутреннего палеозоя.

Выводы

Рисунок 11 иллюстрирует, что УВ ларинской, мир-нинской и чузикской свит не могли формировать залежи нефти и газа в пластах горизонтов М и М1.

Таким образом, сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров

коры выветривания и палеозоя останинского месторождения являются тюменский и баженовский источники нефти, а также чагинский источник газа и нефти. однако генетические анализы нефтей из резервуаров коры и палеозоя показывают, что эти нефти генерированы сапропелевым органическим веществом. Поэтому нефти резервуаров коры выветривания и палеозоя не могут быть тюменскими. Вместе с тем баженовские нефти и нефти доманикоидных пород чагинской свиты генетически неразличимы.

Роль чагинского источника газа для пластов М и М1, вероятно, крайне незначительная. Если оценивать эту роль (долю) на примере залежи, вскрытой скв. 438Р, то она составляет 1,5/(60,0+1,5) = 0,02 , т.е. порядка 2 %.

исследования на герасимовском месторождении

В данном разделе представлены результаты моделирования фанерозойских очагов генерации углеводородов месторождения Герасимовское, расположенного, как и останинское, в радиальном обрамлении Сельвейкинской площади (рис. 2 и 3). На месторождении доюрские пласты М и М1 содержат промышленные залежи газа и нефти.

НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Время, Геотемпературы свиты, °С

млн. Баженовская (J3bg) Тюменская Чагинская (D3cg) Чузикская (D2cz) Мирная ^1тг) Ларинская (Stlr)

лет >я s 3 3 3 3 3 3

назад О о & я и о & м g s % s & я к ffl о & м g s % s & я 14 ffl о & M g s % s & я 14 ffl о & M g s % s & я 14 ffl о & M g s % s & я R ffl О а м g S

^ о QJ S S3 s s ч о * >я о £ с * ^ 5 6 QJ S 8 с >я о ffl м g2 В и н s ÜT & я S и н о ÜT & u я S u H о & QJ Я s QJ H О & QJ Я s QJ H О ÜT & u я S u H о & QJ Я s QJ H О

¡2 ffl и н (-. ä s (-. ä s (-. * s (-. * s (-. * s (-. ä s

0 0 54 97 2427 104 2526 118 2787 134 3267 148 3737 194 5236

1,64 1 54 99 2407 106 2506 120 2767 136 3247 150 3717 196 5216

4,71 3 54 101 2406 108 2505 122 2766 138 3246 152 3716 198 5215

24 16 54 112 2381 119 2480 133 2741 149 3221 162 3691 208 5190

32,3 16 54 106 2257 113 2356 127 2617 143 3097 157 3567 203 5066

41,7 12 54 100 2227 107 2326 121 2587 137 3067 151 3537 196 5036

54,8 19 54 105 2157 113 2256 126 2517 142 2997 156 3467 202 4966

61,7 22 54 107 2137 114 2236 128 2497 143 2977 157 3447 203 4946

73,2 16 54 98 2065 105 2164 118 2425 135 2905 149 3375 194 4874

86,5 22 54 100 2005 107 2104 121 2365 137 2845 150 3315 196 4814

89,8 22 54 93 1814 100 1913 114 2174 130 2654 144 3124 190 4623

91,6 22 54 89 1800 96 1899 110 2160 126 2640 140 3110 186 4609

114,1 21 54 56 937 63 1036 77 1297 93 1777 107 2247 153 3746

116,3 18 54 55 936 62 1035 76 1296 91 1776 105 2246 151 3745

120,2 19 54 53 935 61 1034 74 1295 90 1775 104 2245 150 3744

132,4 14 54 30 298 37 397 51 658 67 1138 81 1608 127 3107

136,1 10 54 26 194 34 293 47 554 63 1034 77 1504 123 3003

145,8 12 54 19 0 27 99 40 360 56 840 70 1310 116 2809

151,2 14 54 - - 26 77 40 338 55 818 69 1288 115 2787

156,6 14 54 - - 26 76 40 337 55 817 69 1287 115 2786

162,9 15 54 - - 23 0 37 261 53 741 66 1211 112 2710

208 14 139 - - - - 42 33 81 513 115 983 229 2482

213 14 158 - - - - 38 0 84 480 123 950 257 2449

265,1 10 223 - - - - 101 430 163 910 218 1380 403 2879

303,7 20 223 - - - - 138 630 200 1110 255 1580 441 3079

313,2 20 223 - - - - 155 750 216 1230 271 1700 456 3199

318,2 18 223 - - - - 136 630 197 1110 252 1580 437 3079

322 18 223 - - - - 131 585 192 1065 248 1535 431 3034

323 19 223 - - - - 128 573 191 1053 245 1523 430 3022

324 19 223 - - - - 127 561 190 1041 244 1511 429 3010

326 19 223 - - - - 126 538 187 1018 242 1488 427 2987

335,1 19 223 - - - - 110 430 171 910 226 1380 411 2879

339 16 223 - - - - 97 360 159 840 214 1310 399 2809

343 16 223 - - - - 88 287 149 767 205 1237 390 2736

347 19 223 - - - - 80 215 142 695 197 1165 381 2664

350 19 223 - - - - 74 161 137 641 191 1111 376 2610

351 20 223 - - - - 72 143 135 623 189 1093 374 2592

353 22 223 - - - - 69 107 130 587 186 1057 371 2556

358,9 30 223 - - - - 62 0 125 480 179 950 364 2449

371 37 223 - - - - 53 0 98 236 154 706 337 2205

377 35 223 - - - - 43 0 81 115 135 585 320 2084

378 35 223 - - - - 41 0 77 95 131 565 316 2064

379 34 223 - - - - 39 0 74 74 128 545 313 2044

380 33 223 - - - - 37 0 70 54 124 524 309 2023

382,7 34 223 - - - - - - 65 0 118 470 303 1969

385 35 223 - - - - - - 57 0 102 331 286 1830

386 35 223 - - - - - - 51 0 92 271 276 1770

387 28 223 - - - - - - 45 0 82 211 266 1710

390,5 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1499

391,9 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1500

393,3 22 223 - - - - - - - - 47 0 232 1499

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. 10. Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скважины Останинская 438Р. Светло-синей заливкой показаны температуры ГФН, желтой заливкой -НФГ, ГФГ, темно-желтой заливкой - палеотемпературный максимум. Зеленой заливкой обозначены времена размыва каменноугольных и перерыва осадконакопления среднедевонских отложений. Светло-фиолетовой заливкой выделены температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ. Красной заливкой обозначено время геотемпературы в чагинской свите (313,2 млн лет назад), соответствующей определению ОСВ (155°С)

1, млн

1, млн. лет 450 400 350 300 250 200 150

Рис. 10. Палеореконструкции тектонической и термической истории в районе скважины Останинская 438Р: 1 - изотермы; 2 - стратиграфическая приуроченность отложений; 3 - изотермы граничных температур ГФН. В верхней части рисунка приведен график палео-климатического векового хода температур на земной поверхности, в нижней - график изменения расчетной плотности теплового потока во времени

1 2 эл 3

а, мВт/м2

I млн. лет 450 400 350 300 250 200 150

1, млн. лет 450 400 350 300 250 200 150 100

Рис. 11. Иллюстрация зон деструктивных температур для углеводородов палеозойских материнских свит в разрезе скважины Останинская 438Р: А - ларинской; Б - мирной; В - чузикской: 1-3 те же, что и для рис. 10; 4 - зоны деструктивных температур

Месторождение характеризуется высокими значениями плотности современного теплового потока - 54 мВт/м2, превышающими современный тепловой поток Сельвейкинской площади на 13 мВт/м2, а по ОСВ палеозойских образований палеотемпературы сопоставимы 175 и 1700С. Особый интерес к Герасимовскому месторождению обусловлен следующим: в отличие от Сельвейкинской площади и Останинского месторождения, на которых вскрытая кровля палеозоя представлена девонскими отложениями (В3), на Герасимовском кровля палеозоя сложена образованиями карбона (С,).

Нефтегеологическая характеристика месторождения

По фундаменту - площадь Герасимовского месторождения расположена на границе внутригеосинклинального Межовского срединного массива и Васюган-Пудинского антиклинория. По осадочному чехлу - Герасимовская структура находится в зоне сочленения Чузикско-Чижапской мезоседловины и Пудинского мезоподнятия, осложняя его юго-западный склон.

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с резервуарами доюрского (пласты М, М.),

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

нижнеюрского (пласт Ю15), среднеюрского (пласты Ю14, Ю12, Ю11, Ю10, Ю2) и верхнеюрского (пласты Ю11-2, Ю13, Ю14) НГК. Фазовое состояние залежей следующее: пласты М1, Ю15, Ю14, Ю12, Ю11 - нефтегазовые, М и Ю10 - нефтега-зоконденсатные, Ю2, Ю11-2, Ю13, Ю14 - газоконденсатные.

Пласты группы Ю (наунакская, тюменская свиты) -средне-, мелкозернистые песчаники, реже - крупнозернистые алевролиты.

Резервуар выветрелого палеозоя - пласт М, представлен кавернозно-трещиноватыми кремнистыми, реже глинисто-кремнистыми породами с органогенным детритом. Отмечается значительное изменение качества коллекторов в резервуаре по латерали, вплоть до полного их уплотнения.

Резервуар коренного палеозоя - пласт М1, выполнен в основном известняками органогенными кремнистыми с прослоями мергелей и аргиллитов. В скважине Герасимовская 12 вскрыты нижнекарбоновые черные известковистые силициты.

Глубокое поисковое бурение на 17 скважинах Герасимовского месторождения вскрыло образования доюрского фундамента. Пласт М является основным промышленным нефтяным объектом (табл. 11). В скважине Герасимовская 8 из доюрского горизонта М (интервал 2854-2861 м) зафиксирован приток безводной нефти, дебит - 127 м3/сут. Приток нефти дебитом 8 м3/сут получен из пласта М1 (интервал 2867-2879 м) в скважине 12. Приток газа дебитом 5,5 тыс. м3/сут получен из интервала 2746-2758 м (М1+М) в скважине 7. Непромышленные притоки нефти получены из пласта Ю7 в скважине 12 и газоконденсатной смеси в скважине 7.

Выбор скважины Герасимовская 12 для выполнения целевых палеоструктурных и палеотемпературных

реконструкций предопределен обеспеченностью измеренными геотемпературами как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также наличием притоков из доюрских пластов. Скважина вскрыла вы-ветрелую часть фундамента мощностью 57 м на глубине 2842 м, образования коренного палеозоя (кехорегская свита карбона - С^К) - с проходкой 111 м.

Численная модель месторождения

Литолого-стратиграфическая разбивка («дело скважины») послужила основой параметризации вскрытого мезозойско-кайнозойского разреза скважины 12 (табл. 12). Реконструкция мощностей не вскрытого силурийско-ка-менноугольного стратиграфического разреза выполнена с учетом (Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы, 1999).

В палеозойском разрезе учтены перерывы в осадко-накоплении (Исаев, 2012а). Первый (первая половина эйфельского века) - непродолжительный, порядка 3 млн лет. Второй (с началом в среднекаменноугольную эпоху)

- более продолжительный, порядка 105 млн лет. Во второй перерыв размывались каменноугольные отложения

- елизаровская С2ек, средневасюганская и частично кехорегская С1кК свиты. О перерыве в осадконакоплении и размыве отложений свидетельствуют вскрытые на забое скважины 12 визейские отложения раннего карбона, возраст которых подтверждается по комплексу форами-нифер. Таким образом, толщина размытых палеозойских отложений составляет не менее 1000 м.

Как источники УВ для горизонтов выветрелого и коренного палеозоя предполагаются потенциально нефтема-теринские свиты (Запивалов, Исаев, 2010; Фомин, 2011): палеозойские породы доманикоидного типа - ларинской

Свита (горизонт, пласт) Интервал, м Тип флюида Дебит, м3/сут

Скважина Герасимовская 7

Выветрелый палеозой (пласт М) + Кехорегская свита (С1кЬ (пласт М1)) 2746-2758 нефть, газ 20; 5,5 тыс. м3/сут

Выветрелый палеозой (пластМ) 2746-2754 нефть, газ 8,2; 2,1 тыс. м3/сут

Тюменская свита У^т (пласт Ю7)) 2704-2712 газоконденсатная смесь (конденсат+газ) 16 тыс. м3/сут

Тюменская свита У^т (пласт Ю2)) 2562-2568 конденсат, газ 1,2; 10,8 тыс. м3/сут

Скважина Герасимовская 12

Кехорегская свита (С1кЬ (пласт М1)) 2902-2917 пластовая вода с малым количеством растворенного газа 1,1

Кехорегская свита (С1кЬ (пласт М1)) 2867-2879 нефть, вода, газ 8; 3,5; 0,5 тыс. м3/сут

Выветрелый палеозой (пластМ) 2847-2860 нефть 3,5

Тюменская свита У^т) + Выветрелый палеозой (пласт М) 2838-2859 нефть 90%, вода 10% 13

Тюменская свита У^т (пласт Ю7)) 2770-2780 нефть 0,4

Наунакская свита У3пп) 2565-2570 практически «сухой» -

Скважина Герасимовская 8

Выветрелый палеозой (пластМ) 2854-2861 нефть 127

Выветрелый палеозой (пластМ) 2865-2870, 28542861 нефть 80

Тюменская свита У^т) + Выветрелый палеозой (пласт М) 2828-2847 нефть 47

Табл. 11. Результаты опробования глубоких скважин Герасимовского нефтегазоконденсатного месторождения, пройденных в образованиях коренного палеозоя. Таблица составлена по материалам ТО ФБУ «ТФГИ по СФО»

(Sjlr), мирной (Djmr), чузикской (D2cz), чагинской (D3cg), кехорегской (Cjkh) свит, а также юрские битуминозные породы тюменской (J1-2tm) и баженовской (J3bg) свит.

При решении обратных задач геотермии как на первом, так и на втором шаге «невязка» расчетных и измеренных (наблюденных) геотемператур не превысила ±2°С (табл. 13, рис. 12), т.е. соответствует оптимальной.

Решением прямых задач геотермии с использованием расчетных значений и динамики глубинного теплового потока выполнено восстановление седиментационной и термической истории для фанерозойских потенциально материнских свит - ларинской, мирной, чузикской, чагинской, кехорегской, а также тюменской и баженовской (табл. 14, рис. 13).

Анализ и оценка результатов

Доюрский НГК представлен двумя резервуарами: выветрелого (горизонт М) и коренного (Mj) палеозоя. Триасовая кора выветривания, вероятно играющая ключевую роль в генезисе резервуаров, формировалась в период 213-208 млн лет назад, однако была подвергнута денудационным процессам и не сохранилась. То есть резервуары палеозоя генетически обусловлены преимущественно эпигенетическими метеорными и гидротермальными процессами в коре выветривания. они, представленные вторичными коллекторами, сформировались не ранее 213-208 млн лет назад, их геотемпературы не превышали 130°С. В то же время, принимается концепция вертикальной межпластовой миграции УВ, включая миграцию как вверх, так и вниз по разрезу.

Последовательно анализируя периоды «работы» ка-тагенетических очагов генерации нефти (ГФН), газа и газоконденсата (ГФГ) в каждой из семи фанерозойских потенциально материнских свит (табл. 14, рис. 13) и сопоставляя эти периоды со временем формирования палеозойских резервуаров, сделаем оценку возможности аккумуляции и сохранности УВ в виде залежей палеозойских пластов.

Нужно отметить, что максимальный прогрев палеозойского разреза наблюдается к началу размыва каменноугольных отложений (313 млн лет назад). В это время разрез характеризуется максимальной мощностью в до-юрское время. Геотемпературы в наиболее погруженной ларинской свите достигают 540°, а, соответственно, выше по разрезу: в мирной - 360°, в чузикской - 300°, в чагинской - 240°, в кехорегской - 180°.

Ларинская свита (Sjlr) вошла в ГЗН 422 млн лет назад, но ненадолго - на 3 млн лет, в ГЗГ - 419 млн лет назад (на 12 млн лет). Таким образом, нефтяной потенциал ларин-ского источника реализован 419 млн лет назад, газовый - 407 млн лет назад. С этого времени свита вошла в зону геотемператур, превышающих 190°, т.е. деструктивных для УВ. В зону деструктивных геотемператур ларинская свита погружалась дважды: 407-163 млн лет назад и 95,0-0 млн лет назад. Таким образом, УВ ларинской свиты подвергались действию разрушительных геотемператур в общей сложности 339 млн лет, в том числе 244 млн лет до формирования коллекторов палеозойских резервуаров. Вполне ясно, что УВ ларинского источника не могли аккумулироваться в этих резервуарах.

Мирная свита (Djmr) вошла в ГЗН 386 млн лет назад на 8 млн лет, в ГЗГ - 378 млн лет назад на весьма продолжительное время - 31 млн лет. Нефтяной потенциал мирного источника реализован 378 млн лет назад, газовый 347 млн лет назад. На этом временном этапе свита вошла в зону геотемператур, деструктивных для УВ. В зоне деструктивных геотемператур мирная свита находилась 134 млн лет (347-213), то есть еще до формирования коллекторов палеозойских резервуаров. Ясно, что УВ мирного источника не могли аккумулироваться в резервуарах палеозоя.

Чузикская свита (D2cz) вошла в ГЗН 374 млн лет назад на значительный интервал геологического времени - 23 млн лет, в ГЗГ - 351 млн лет назад на продолжительное время - 26 млн лет. Вероятно, нефтяной потенциал чузик-ского источника полностью реализован 351 млн лет назад, а газовый - 325 млн лет назад. С этого времени свита вошла в зону геотемператур, деструктивных для УВ. Свита находилась в этой зоне не менее 60 млн лет, т. е. до 324 млн лет назад. Вполне ясно, что УВ чузикского источника не могли питать залежи палеозойских горизонтов.

Чагинская свита (D3cg) вошла в ГЗН 336 млн лет назад - на 12 млн лет, в ГЗГ - 325 млн лет назад (на 5 млн лет). Вероятно, нефтяной потенциал чагинского источника реализован 325 млн лет назад, а газовый - 320 млн лет назад. Начиная с 320 млн лет назад чагинская свита находится в зоне деструктивных геотемператур, т.е. порядка 117 млн лет до начала формирования коллекторов палеозойских горизонтов. Учитывая историю деструктивных геотемператур, маловероятно, что УВ чагинского источника могли питать залежи палеозойских горизонтов.

Кехорегская свита (Cjkh). Кехорегская свита вошла в ГЗН 323 млн лет назад, но ненадолго - на 3 млн лет, в ГЗГ - первый раз 320 млн лет назад на весьма продолжительное время - 19 млн лет, и второй раз 24 млн лет назад (еще на 20 млн лет). За свою историю палеозойская кехорегская свита не погружалась в зону деструктивных геотемператур. Если учесть последовательность фаз генерации и эмиграции жидких и газообразных УВ, а также значительный временной период (50-80 млн лет, табл. 14) от завершения ГФГ кехорегской свиты и окончания формирования палеозойских коллекторов, то можно ожидать лишь незначительную аккумуляцию кехорегского газа в резервуарах палеозоя. Такой прогноз подтверждается результатами опробования скважин 7 (табл. 11): в интервалах палеозойских горизонтов, наряду с притоками нефти, получены притоки газа.

Тюменская свита у 2tm) находится в ГЗН с 95 млн лет назад по настоящее время. Свита за свою историю не входила в зону деструктивных геотемператур. Следовательно, тюменская нефть может аккумулироваться в палеозойских резервуарах с 95 млн лет назад и по настоящее время, а геотемпературы резервуаров палеозоя вполне благоприятны для сохранности нефти тюменского источника. Такой предварительный прогноз подтверждается результатами опробования - в интервалах палеозойских горизонтов, как и в пластах тюменской свиты, получены притоки нефти (табл. 11, скважины 8 и 12).

Баженовская свита (J3bg) находится в высокотемпературной и продолжительной ГФН уже 92 млн лет.

НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Индекс Отложения Время накопления Мощность, Кровля

отложений Начало, Окончание, Продолжи- м свиты,

на рис. 13 млн лет назад млн лет назад тельность, млн лет м

Четвертичные отложения Q Плиоценовые N2 1,64 4,71 0 1,64 1,64 3,07 16 35 0 16

Миоценовые N 24 4,71 19,29 45 51

Некрасовская серия Pg3nk Средний-верхний олигоцен Чеганская свита Pg2-зhq Верхний эоцен-олигоцен 32,3 41,7 24 32,3 8.3 9.4 110 35 96 206

Люлинворская свита Pg2U Эоцен 54,8 41,7 13,1 65 241

Талицкая свита Pg1tl Палеоцен 61,7 54,8 6,9 20 306

Ганькинская свита PgrK2gn Маастрихт-даний Славгородская свита K2sl Верхний сантон-кампан Ипатовская свита K2ip Коньяк-нижний сантон 73,2 86,5 89,8 61,7 73,2 86,5 11,5 13,3 3,3 110 40 180 326 436 476

K Кузнецовская свитаK2kz Турон Покурская свита K1-2pk Верхний апт-альб-сеноман 91,6 114,1 89,8 91,6 1,8 22,5 12 881 656 668

АлымскаяК^^ Апт 120,2 114,1 6,1 0 -

Киялинская свита ^кЬ 132,4 136,1 120,2 132,4 12,2 3,7 627 96 1549 2176

Готерив-баррем Тарская свита К^г Валанжин

Куломзинская свита К1к1т Берриас-валанжин 145,8 136,1 9,7 255 2272

Баженовская свита .Г3bg Титон 151,2 145,8 5,4 21 2527

Георгиевская свита Г^г Киммеридж Наунакская свита .Г3пп Келловей-оксфорд 156,6 162,9 151,2 156,6 5,4 6,3 4 59 2548 2552

.Г^т Тюменская свита .Г^т Нижняя-средняя юра 208 162,9 45,1 231 2611

- Размыв каменноугольных отложений 313,2 208 105,2 -1034 -

^-2 Елизаровская свита C2elz Башкирский век Средневасюганская свита C1-2sv Верхний серпухов-башкирский век 320,2 326,2 313,2 320,2 7 6 365 590 -

Кехорегская свитаC1kh Турне-средний серпухов 358,9 326,2 32,7 430* 2842

Dзcg Чагинская свита Dзcg Фран-фамен 382,7 358,9 23,8 480 3193

D2CZ Чузикская свита D2cz Верхний эйфель-живет 390,5 382,7 7,8 470 3673

- Перерыв (скрытое несогласие) Нижний эйфель 393,3 390,5 2,8 0 -

D1mr Мирная толща D1mr Эмс 407,6 393,3 14,3 400 4143

S2-Dl Лесная свита D1ls Лохков-прага Майзасская свита S2mz Пржидол Большеичская свита S2bl Лудлов 419,2 423 427,4 407,6 419,2 423 11,6 3,8 4,4 480 410 209 4543 5023 5433

Ларинская свита S1lr Лландовер-венлок 443,4 427,4 16 360 5642

Глубина реконструированного разреза, м 6002

Фактический забой скважины, м 3010

Табл. 12. Осадочный разрез скважины Герасимовская 12, выполненный на основании литолого-стратиграфической разбивки и па-леоструктурной реконструкции. Серой заливкой в таблице 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)

К^^ШШ^Я ВС1ЕМТ1Р1СМЮТЕСНШСА1..ЮиЮ«1.

■1 БЕ^ЕЗит

Приуроченность/ Температура, o Тепловой поток, мВт/м2

глубина, м Пластовая По ОСВ Модельная Разница расчётной /динамическая характеристика

измеренная (Л0*) (расчётная) и измеренной

J3nn /2586 - 109 109 0 54

(0,72) /квазистационарный, начиная с юры,

J1_2tm /2750 100 - 101 +1 до современного

Jl_2tm /2797 - 117 116 -1

(0,78)

J1_2tm /2821 - 117 117 0

(0,78)

J1_2tm /2825 103 - 103 0

J1_2tm /2838 - 116 117 +1

(0,77)

^^/2908 - 170 170 0 224

(1,17) /квазистационарный, начиная с

силура, до резкого снижения в триасе

Табл. 13. Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине Герасимовская 12, рассчитанный тепловой поток. Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск). 2. Для перехода от ОСВ (R0vt) к соответствующей геотемпературе используется (Isaev, Fomin, 2006) диаграмма «Линии значений отражательной способности витринита, нанесенные на измененную схему Коннона» (Хант, 1982)

Рис. 12. Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине Герасимовская 12 для современного разреза (А), на время максимального прогрева осадочного чехла в конце палеогена - 24 млн лет назад (Б), на время максимального прогрева палеозойского разреза - 313 млн лет назад (В). 1-3 - геотемпературы (1 - расчетные; 2 - измеренные пластовые; 3 - измеренные по ОСВ); 4 - положение подошвы осадочного чехла. 24 млн лет назад - время максимальной мощности юрско-палеогеновых отложений и начала резкого спада климатических температур в конце олигоцена. 313 млн лет назад - время максимальной мощности палеозойского разреза

Свита за свою историю не испытывала воздействия деструктивных температур. Баженовская нефть может аккумулироваться в палеозойских резервуарах с 92 млн лет назад и по настоящее время, а температурная история резервуаров палеозоя благоприятна для сохранности нефти баженовского источника. Такой предварительный прогноз подтверждается результатами опробования - в интервалах палеозойских горизонтов получены притоки жидких УВ (табл. 11).

Выводы

Рисунок 14 иллюстрирует, что УВ ларинской, мирнин-ской, чузикской и чагинской свит не могли формировать залежи нефти и газа в пластах горизонтов М и М1.

Таким образом, сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя Герасимовского месторождения являются тюменский и баженовский источники нефти,

а также кехорегский газ. Однако генетические анализы нефтей из резервуаров коры и палеозоя показывают, что эти нефти генерированы сапропелевым ОВ. Поэтому нефти резервуаров коры выветривания и палеозоя не могут быть тюменскими, поскольку данная свита содержит гумусовое ОВ.

Роль кехорегского источника газа для пластов М и М1 Герасимовского месторождения выглядит незначительной. Слишком поздно формируется палеозойский резервуар ко времени «работы» кехорегского источника газа.

Подводя итог исследованиям в районе Герасимовского месторождения, на котором вскрытая кровля палеозоя представлена отложениями нижнего карбона, можно заключить, что основным («главным») источником УВ доюрских залежей является юрская «баженовская нефть». Наряду с этим, и роль каменноугольного кехорегского источника газа для палеозойских горизонтов может быть значительной (табл. 11, скважина 7).

Геотемпературы свиты, °С

Баженовская (J3bg) Тюменская (Гь^т) Кехорегская (C1kh) Чагинская (D3cg) Чузикская (D2cz) Мирная (Dimr) Ларинская (S1lr)

u и о н 3 3 3 3 3 3 3

Местный» гковой ход, о к ж о (Ч ^ g 2 Si cd & К S н о Глубина кровли свиты, м cd & К S н о Глубина кровли свиты, м cd & К S н о Глубина кровли свиты, м cd & К S н о Глубина кровли свиты, м cd & К S н о Глубина кровли свиты, м cd & К S н о Глубина кровли свиты, м cd & К S н с Глубина кровли свиты, м

^ « н ^ U U U U U U U

0 54 102 2527 109 2611 119 2763 133 3193 149 3673 163 4143 209 5642

1 54 103 2511 110 2595 120 2747 135 3177 151 3657 165 4127 211 5626

3 54 104 2476 111 2560 122 2712 136 3142 152 3622 166 4092 212 5591

16 54 114 2431 121 2515 131 2667 146 3097 161 3577 175 4047 221 5546

16 54 109 2321 116 2405 126 2557 140 2987 156 3467 170 3937 216 5436

12 54 103 2286 110 2370 120 2522 134 2952 150 3432 164 3902 209 5401

19 54 108 2221 115 2305 125 2457 140 2887 156 3367 170 3837 216 5336

22 54 109 2201 116 2285 126 2437 141 2867 156 3347 170 3817 216 5316

16 54 99 2091 106 2175 116 2327 131 2757 146 3237 160 3707 206 5206

22 54 102 2051 109 2135 119 2287 133 2717 149 3197 163 3667 209 5166

22 54 95 1871 102 1955 112 2107 127 2537 143 3017 157 3487 203 4986

22 54 92 1859 98 1943 109 2095 123 2525 139 3005 153 3475 198 4974

22 54 86 1726 93 1810 104 2042 118 2393 134 2873 147 3343 193 4842

21 54 64 1139 70 1223 81 1455 95 1806 111 2286 125 2756 170 4255

21 54 57 979 64 1063 75 1215 89 1645 105 2125 119 2595 165 4094

18 54 56 978 63 1062 73 1214 88 1644 104 2124 118 2594 163 4093

19 54 54 977 61 1061 71 1213 85 1643 101 2123 114 2593 159 4092

12 54 25 351 32 435 42 587 57 1017 72 1497 86 1967 132 3466

12 54 22 255 28 339 39 491 53 921 69 1401 83 1871 129 3370

13 54 13 0 20 84 30 236 45 666 60 1146 74 1616 120 3115

14 54 - - 20 63 30 215 45 645 61 1125 75 1595 120 3094

13 54 - - 19 59 30 211 44 641 60 1121 74 1591 120 3090

14 54 - - 19 0 30 152 45 582 61 1062 74 1532 120 3031

13 138 - - - - 28 79 63 351 102 831 135 1301 249 2800

14 156 - - - - 32 79 72 351 118 831 157 1301 290 2800

10 224 - - - - 40 0 102 430 164 910 220 1380 406 2879

20 224 - - - - 129 590 192 1020 255 1500 310 1970 496 3469

20 224 - - - - 130 596 193 1026 256 1506 311 1976 496 3475

20 224 - - - - 147 716 210 1146 272 1626 328 2096 513 3595

21 224 - - - - 169 862 231 1292 294 1772 349 2242 535 3741

20 224 - - - - 179 955 240 1385 303 1865 359 2335 543 3834

20 224 - - - - 166 861 227 1291 290 1771 344 2241 530 3740

18 224 - - - - 130 616 192 1046 253 1526 309 1996 494 3495

18 224 - - - - 129 611 190 1041 253 1521 307 1991 493 3490

18 224 - - - - 125 590 187 1020 250 1500 304 1970 489 3469

19 224 - - - - 90 315 151 745 213 1225 267 1695 453 3194

19 224 - - - - 68 148 130 578 190 1058 247 1528 432 3027

20 224 - - - - 51 20 113 450 175 930 230 1400 416 2899

20 224 - - - - 50 0 111 430 173 910 229 1380 415 2879

18 224 - - - - 41 0 94 314 157 794 211 1264 397 2763

17 224 - - - - 38 0 90 295 153 775 207 1245 393 2744

16 224 - - - - 34 0 84 262 147 742 202 1212 388 2711

16 224 - - - - 30 0 77 209 139 689 195 1159 381 2658

17 224 - - - - 28 0 72 163 135 643 190 1113 375 2612

17 224 - - - - 29 0 72 156 134 636 190 1106 376 2605

19 224 - - - - 28 0 69 117 130 597 186 1067 372 2566

20 224 - - - - 27 0 66 104 130 584 184 1054 370 2553

21 224 - - - - 27 0 65 78 127 558 182 1028 368 2527

30 224 - - - - - - 62 0 126 480 180 950 366 2449

37 224 - - - - - - 53 0 99 236 154 706 339 2205

37 224 - - - - - - 48 0 90 169 145 639 331 2138

35 224 - - - - - - 44 0 81 115 135 585 321 2084

35 224 - - - - - - 41 0 78 95 132 565 318 2064

34 224 - - - - - - 40 0 76 85 130 555 316 2054

34 224 - - - - - - 39 0 74 75 128 545 314 2044

33 224 - - - - - - 37 0 71 54 125 524 311 2023

34 224 - - - - - - - - 65 0 119 470 304 1969

35 224 - - - - - - - - 57 0 102 331 287 1830

33 224 - - - - - - - - 51 0 92 271 278 1770

34 224 - - - - - - - - 49 0 90 259 276 1758

32 224 - - - - - - - - 45 0 82 211 268 1710

22 224 - - - - - - - - - - 47 0 233 1499

22 224 - - - - - - - - - - 47 1 233 1500

22 224 - - - - - - - - - - 47 0 233 1499

24 224 - - - - - - - - - - 38 0 211 1312

26 224 - - - - - - - - - - 31 0 196 1172

26 224 - - - - - - - - - - 29 0 192 1144

26 224 - - - - - - - - - - 28 0 190 1116

27 224 - - - - - - - - - - - - 188 1099

31 224 - - - - - - - - - - - - 165 876

34 224 - - - - - - - - - - - - 133 619

34 224 - - - - - - - - - - - - 130 597

34 224 - - - - - - - - - - - - 122 533

34 224 - - - - - - - - - - - - 108 425

33 224 - - - - - - - - - - - - 95 317

33 224 - - - - - - - - - - - - 90 285

33 224 - - - - - - - - - - - - 80 209

29 224 - - - - - - - - - - - - 51 0

0

1,64 4,71 24 32,3

41.7

54.8

61.7 73,2

86.5

89.8

91.6 95,0 110,0

114.1

116.3

120.2

132.4

136.1

145.8

151.2

156.6

162.9 208 213

265.1

300.7 300,9 305,0 310,0

313.2 315,0

319.7

319.8 320,2 323 324,7 326,0

326.2 335,0

336.5 339,0 343,0 346,5 347,0 350,0 351,0 353,0

358.9 371,0

374.3 377,0 378,0 378,5 379,0 380,0 382,7 385,0 386,0

386.2 387,0

390.5 391,9

393.3 400,0 405,0 406,0 407,0

407.6 413,0

419.2

419.4 420,0 421,0 422,0

422.3 423

427.4

Табл. 14. Расчетные геотемпературы потенциально материнских свит в разрезе скважины Герасимовская 12. Светло-синей заливкой показаны температуры ГФН, желтой заливкой - НФГ, ГФГ, темно-желтой заливкой - палеотемпературный максимум. Зеленой заливкой обозначены времена размыва каменноугольных и перерыва осадконакопления среднедевонских отложений. Светло-фиолетовой заливкой выделены температуры, превышающие температуру начала деструкции УВ. Красной заливкой обозначено время геотемпературы в центре кехорегской свиты (313,2 млн лет назад), соответствующее определению ОСВ в кровле кехорегской свиты -R0vt = 1,17 (170°С)

Ъ млн. лет 450 400

д, мВт/м:

150 100

Рис. 13. Палеореконструкции тектонической и термической истории в районе скважины Герасимовская 12: 1 - изотермы; 2 - стратиграфический индекс отложений; 3 - граничные изотермы ГФН. В верхней части рисунка приведен график палеоклиматического векового хода температур на земной поверхности, в нижней - график изменения плотности теплового потока во времени

^ млн. лет 450 400

Рис. 14. Иллюстрация зон деструктивных температур для углеводородов палеозойских материнских свит в разрезе скважины Герасимовская 12: А - ларинской; Б - мирной; В - чу-зикской; Г - чагинской: 1-3 те же, что и для рис. 13; 4 - зоны деструктивных температур

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ исходных и заключительных характеристик Останинской группы месторождений (табл. 15) позволяет сделать несколько предварительных, но важных выводов относительно проблемы «палеозойской нефти».

Выводы, касающиеся фундаментальных аспектов проблемы:

1. Источником палеозойских залежей нефти могут быть как породы доманикоидного типа палеозойских свит, так и юрские нефтематеринские формации. Таким образом, может иметь место как восходящая вертикальная межпластовая миграция УВ, так и нисходящая миграция УВ. Поэтому две концепции «главного источника» являются совместимыми и не должны рассматриваться, как нередко, ортодоксально альтернативными.

2. Источником палеозойских залежей газа и газоконденсата являются, скорее всего, только породы домани-коидного типа палеозойских свит.

3. «Палеозойским» источником залежей нефти и газа в доюрском НГК могут быть только палеозойские свиты кровли палеозойского фундамента (к примеру, на Останинской группе месторождений - С^ и D3cg). «Юрским» источником залежей нефти в доюрском НГК может быть баженовская свита J3bg.

Выводы, которые касаются прикладных (поисковых) аспектов проблемы «палеозойской нефти:

1. В настоящей работе получены теоретические и прикладные результаты, которые дополнительно аргументируют авторский поисковый критерий нефтегазоносности палеозоя - аномальные геофизические и петрофизические характеристики юрского разреза.

2. Отсутствие залежей УВ в юрском разрезе - это, скорее всего, негативный признак нефтегазоносности палеозоя.

3. Низкая плотность современного теплового потока (скажем, меньше 40 мВт/м2) - это, скорее всего, негативный признак залежей нефти в палеозое.

4. Высокие палеотемпературы по ОСВ (например, более 175°) - это, скорее всего, негативный признак нефтяных и газовых залежей в палеозое.

5. Исходя из концепции двух «основных источников» «палеозойской нефти» (юрский, палеозойский), есть основания полагать, что нефтяные залежи в палеозое не могут быть богаче нефтяных в юре.

Авторы отдают себе отчет, что приведенный выше анализ и выводы основываются на небольшом материале. Но он представительный и касается актуальной проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. Поэтому статья может быть интересна как в теоретическом, так и в прикладном аспекте.

В работах российских и зарубежных исследователей па-леотемпературное моделирование очагов генерации нефти и газа обычно выполняется для кайнозойско-мезозойского осадочного чехла. Это уже стало достаточно привычным и уверенно выполняемым. Для изучения нефтегазоносности фундамента, как перспективного объекта наращивания добычи, необходимо выполнять совместное моделирование юрско-мелового «современного» осадочного бассейна и доюрских осадочных «палеобассейнов». При включении в историко-геологический анализ отложений «палеобас-сейнов» восстановление истории генерационных и аккумуляционных процессов существенно осложняется. И такие работы редки. К тому же, как в работах зарубежных исследователей, так и российских, как правило, за рамками опубликованных материалов остаются конкретные схемы и параметры методик и технологий палеотемпературного моделирования. Поэтому настоящая работа представляется интересной и полезной и в этом плане.

№ Характеристика Сельвейкинская Останинское месторождение Герасимовское

п/п площадь (скв. 2) (скв. 438Р) месторождение (скв. 12)

1 Тепловой поток современный 41 54 54

квазистационарный начиная с юры,

мВт/м2

2 Палеотемпература по ОСВ в разрезе 175 (1,35)/ 155 (1,05)/ 170 (1,17)/

вскрытого палеозоя: температура, С D3cg (3106) Dзcg (2844) Clkh (2908)

/ свита (глубина, м)

3 Тепловой поток квазистационарный 258 223 224

начиная с силура, до резкого снижения

в триасе, мВт/м2

4 Промышленные залежи УВ в юре «Сухо» Газ, конденсат, пластовая вода «Сухо», нефть, вода

5 Залежи в коре выветривания (пласт М) Свободный газ Безводная нефть, газ Нефть

6 Залежи в коренном палеозое Разгазированная Пластовая вода Нефть, вода, газ

пластовая вода

7 Вероятный генезис (источник) газа в Частично- Частично-аккумулированный Значительно-

доюрском НГК аккумулированный малодебитный газ аккумулированный газ

малодебитный газ палеозойской чагинской свиты палеозойской

палеозойской (DзCg) кехорегской свиты

чагинской свиты (О^) (СМ)

8 Вероятный генезис (источник) нефти в Источник не выявлен 1) нефть доманикоидных пород Нефть юрской

доюрском НГК палеозойской чагинской свиты баженовской свиты

2) нефть юрской баженовской

свиты (J3bg)?

Табл. 15. Исходные и заключительные характеристики нефтегазоносности исследованных площадей Останинской группы месторождений

Литература

Алеева А.О., Исаев В.И., Лобова Г.А. (2021). Сравнительная геофизическая и петрофизическая характеристика юрских отложений как прогнозно-поисковый признак доюрских залежей углеводородов (Томская область). Новые вызовы фундаментальной и прикладной геологии нефти и газа — XXI век: Мат. Всерос. науч. конф. Нововосибирск: ИПЦ НГУ, с. 144-147. https://doi.org/10.25205/978-5-4437-1248-2-144-147

Белозеров В.Б., Гарсия Бальса А.С. (2018). Перспективы поиска залежей нефти в отложениях девона юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(6), с. 128-139.

Бордюг Е.В. (2012). Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири. Автореф. дис. канд. геол.-мин. наук. М: 26 с.

Вассоевич Н.Б. (1967). Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние). Известия АН СССР. Сер. геол., 11, с. 135-156.

Волкова Н.А., Веселов О.В., Кочергин А.В. (1981). Теплопроводность горных пород Охотоморского региона. Геофизические поля переходной зоны Тихоокеанского типа. Владивосток: ДВО РАН, с. 44-50.

Галиева М.Ф., Алеева А.О., Исаев В.И. (2020). Очаги генерации углеводородов и их аккумуляции в доюрском разрезе Сельвейкинской площади глубокого бурения (Томская область). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 15(3), с. 1-16. http://www.ngtp.ru/rub/2020/26_2020.html

Галушкин Ю.И. (2007). Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. М: Научный Мир, 456 с.

Гедберг Х.Д. (1966). Геологические аспекты происхождения нефти. М: Недра, 124 с.

Голышев С.И., Падалко Н.Л., Мадишева Р.К., Оздоев С.М., Портнов В.С., Исаев В.И. (2020). Изотопный состав нефтей Арыскумского прогиба (Южный Казахстан). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(3), с. 80-89.

Горнов П.Ю. (2009). Геотермические характеристики Средне-Амурской впадины. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка, 3, с. 56-61.

Дучков А.Д., Галушкин Ю.И., Смирнов Л.В., Соколова Л.С. (1990). Эволюция температурного поля осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика, 10, с. 51-60.

Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. (1986). Тепловое поле и нефтегазо-носность молодых плит СССР. М: Недра, 222 с.

Западная Сибир. Геология и полезные ископаемые России (2000). Т. 2. Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова. СПб: Изд-во ВСЕГЕИ, 477 с.

Запивалов Н.П., Исаев Г. Д. (2010). Критерии оценки нефтегазоносности палеозойских отложений Западной Сибири. Вестник Томского государственного университета, 341, с. 226-232.

Зимин В. (2021). Надежды в тумане. Перспективы стабилизации нефтяной отрасли оценивают осторожнее, чем раньше. Недра и ТЭКплюс Сибири, 7, с. 11-13.

Исаев Г. Д. (2007). Кораллы, биостратиграфия и геологические модели палеозоя Западной Сибири. Новосибирск: Гео, 247 с.

Исаев Г.Д. (2012). Геологическая, палеонтологическая модели палеозоя Западно-Сибирской плиты и перспективы его нефтегазоносности. Георесурсы, 48(6), с. 24-30.

Исаев Г.Д. (2012а). Региональные стратиграфические подразделения палеозоя Западно-Сибирской плиты (по данным исследования табулято-морфных кораллов). Вестник ТГУ, 355, с. 161-168.

Исаев В.И. (2004). Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование. Тихоокеанская геология, 23(5), с. 101-115.

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. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v38i4.2016.107798

Исаев В.И., Лобова Г.А., Мазуров А.К., Старостенко В.И., Фомин

A.Н. (2018). Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской материнских свит. Геология нефти и газа, 1, с. 15-39. https://doi.org/10.1134/ S1069351318020064

Исаев В.И., Лобова Г. А., Стоцкий В.В., Фомин А.Н. (2018а). Геотермия и зональность сланцевой нефтеносности Колтогорско-Уренгойского пале-орифта (юго-восток Западной Сибири). Геофизический журнал, 40(3), с. 54-80. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i3.2018.137173

Исаев, В.И., Алеева А.О., Лобова Г. А., Исаева О.С., Старостенко В.И. (2021). О природе палеозойских залежей нефти и их поисковом «отражении» в геофизическом разрезе юрских пластов (юго-восток Западной Сибири). Геофизический журнал, 43(1), с. 93-128. https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v43i1.2021.225502

Исаев В.И., Галиева М.Ф., Алеева А.О., Лобова Г.А., Старостенко

B.И., Фомин А.Н. (2021a). Палеотемпературное моделирование очагов

генерации углеводородов и их роль в формировании залежей «палеозойской» нефти (Останинское месторождение, Томская область). Георесурсы, 23(1), с. 2-16. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.L1

Исаев В.И., Галиева М.Ф., Лобова Г. А., Крутенко Д.С., Осипова Е.Н. (2021б). Моделирование фанерозойских очагов генерации углеводородов и оценка их роли в формировании залежей «палеозойской» нефти (юго-восток Западной Сибири). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 332(3), с. 85-98.

Карташов И. (2021). Палеозой может стать брендом области. Недра и ТЭКплюс Сибири, 7, с. 14-16. https://doi.org/10.1016/S1464-2859(21)00162-0 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, 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., Ильина В.И., Москвин В.И., Андрусевич В.Е., Борисова Л.С., Данилова В.П., Казанский Ю..П, Меленевский В.Н., Солотчина Э.П., Шурыгин Б.Н. (1995). Опорный разрез и нефтегенера-ционный потенциал отложений нижней юры Нюрольского осадочного суббассейна (Западно-Сибирская плита). Геология и геофизика, 36(6), с. 110-126.

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

Коржов Ю.В., Лобова Г. А., Исаев В.И., Стариков А.И., Кузина М.Я. (2020). Генезис углеводородов доюрского комплекса Ханты-Мансийского месторождения (зона локального сжатия Западно-Сибирской плиты). Геофизический журнал, 42(5), с. 130-147. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v42i5.2020.215076

Коржов Ю.В., Исаев В.И., Жильцова А.А., Латыпова О.В. (2013). Распределение ароматических углеводородов в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода). Геофизический журнал, 35, 1, с. 113-129. https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v35i1.2013.116338

Коржов Ю.В., Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г.А. (2013а). Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов). Известия Томского политехнического университета, 323(1), с. 51-56.

Кутас Р.И., Цвященко В.А., Тарануха Ю.К. (1991). Тепловое поле и температурный режим литосферы Предкавказья. Геофизический журнал, 5, с. 56-63.

Курчиков А.Р. (1992). Гидрогеотермические критерии нефтегазонос-ности. М: Недра, 231 с.

Курчиков А.Р. (2001). Геотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири. Геология и геофизика, 11(42), с. 1846-1853.

Лобова Г.А. (2013). Нефтегазоносность Усть-Тымской мегавпадины. Геофизический журнал, 35(4), с. 28-39. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v35i4.2013.111389

Лобова Г. А., Исаев В.И., Кузьменков С.Г., Лунёва Т.Е., Осипова Е.Н. (2018). Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов). Геофизический журнал, 40(4), с. 73-106. https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v40i4.2018.140611

Мадишева Р.К., Серебренникова О.В., Исаев В.И., Портнов В.С., Оздоев С.М. (2020). Состав биомаркеров и происхождение нефтейАры-скумского прогиба (Южный Казахстан). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(7), с. 116-130.

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.

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. https://doi.org/10.1109/MSPEC.1973.5216838

Оздоев С.М., Мадишева Р.К., Сейлханов Т.М., Портнов В.С., Исаев В.И. (2020). О нефтегазоносности коры выветривания складчатого фундамента Арыскумского прогиба Южно-Торгайского бассейна. Нефть и газ, 1, с. 17-32.

Подобина В.М., Родыгин С.А. (2000). Историческая геология. Томск: Изд-во НТЛ, 264 с.

Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (2004). Новосибирск: СНИИГГиМС, 114 с.

Решения совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской

равнины (1999). Под ред. В.И. Краснова. Новосибирск, 80 с.

Рычкова И.В. (2006). Стратиграфия и палеогеография верхнего мела-среднего палеогена юго-востока Западной Сибири. Автореф. дис. канд. геол.-мин. наук. Томск: ТПУ, 22 с.

Стафеев А.Н., Ступакова А.В., Суслова А.А., Гилаев Р.М., Шелков Е.С., Книппер А.А. (2019). Баженовский горизонт Сибири (титон - нижний берриас): тектонические и гидродинамические условия осадконакопления. Георесурсы, 21(2), с. 117-128. https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.117-128 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., Кирюхина Т.А., Курасов И.А., Бордюг Е.В. (2015). Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 61(2), с. 63-76. https://doi.Org/10.18599/grs.61.2.6

Уилсон Дж.Л. (1986). Карбонатные фации в геологической истории. М: Недра, 464 с.

Фомин А.Н. (1987). Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. Новосибирск: Изд-во ИГиГ СО АНСССР, 166 с.

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.

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

Brekhuntsov A.M., Monastyrev B.V., Nesterov I.I. (Jr.) (2011). Distribution patterns of oil and gas accumulations in West Siberia. Russian Geology and Geophysics, 52(8), pp. 781-791. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2011.07.004

Burshtein L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskii V.N. (1997). Model of catagenesis of organic matter (by using the example of the Bazhenovka Formation). Russian Geology and Geophysics, 38(6), pp. 1107-1115.

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

Isaev V.I., Fomin A.N. (2006). Loci of Generation of Bazhenov- and Togur-Type Oils in the Southern Nyurol'ka Megadepression. Russian Geology and Geophysics, 47(6), pp. 734-745.

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(2), pp. 310-329. https://doi.org/10.1134/ S1069351318020064

Isaev V.I., Kuzmenkov S.G., Ayupov R.Sh., Kuzmin Yu. A., Lobova G.A., Stulov P.A. (2019). Hard-to-recover Reserves of Yugra Oil (West Siberia). Geofizicheskiy Zhurnal, 41(1), pp. 33-43. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v41i1.2019.158862

Isaev, V.I., Lobova, G.A., Fomin, A.N., Bulatov, V.I., Kuzmenkov, S.G., Galieva, M.F., Krutenko, D.S. (2019a). 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.2019.3.125-135

Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Malyshev N.A, Safronov P.I., et al. (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. 1179-1226. https://doi.org/10.1016/j. rgg.2013.07.011

Kontorovich A.E., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Karogodin Yu.N., Kontorovich V.A. et al. (2014). Cretaceous paleogeography ofthe West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 55(5-6), pp. 582-609. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2014.05.005

Kontorovich A.E., Fomin A.N., Krasavchikov V.O., Istomin A.V. (2009). Catagenesis of organic matter at the top and base of the Jurassic complex in the West Siberian megabasin. Russian Geology and Geophysics, 50(11), pp. 917-929. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2009.10.001

Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Ryzhkova S.V., Shurygin B.N., Vakulenko L.G. et al. (2013a). Jurassic paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 747-779. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.002

Kontorovich V.A. (2007). Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic boundary in West Siberia: seismogeological criteria. Russian Geology and Geophysics, 48(5), pp. 422-428. https://doi.org/10.1016/j. rgg.2007.05.002

Scotese C. (2016). A new global temperature curve for the Phanerozoic. GSA Annual Meeting Denver, Colorado, Abstracts with Programs, 48(7), pp. 74-31. https://doi.org/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, 635050, Томск, пр. Ленина, д. 30 Маргарита Фаритовна Галиева - аспирант Отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30 Галина Лобова - доктор геол.-мин. наук, независимый эксперт по нефтегазовой геологии и геофизике

Литва, 31102, Висагинас, ул. Висагино, д. 25-25 Станислав Григорьевич Кузьменков - доктор геол.-мин. наук, профессор Института нефти и газа, Югорский государственный университет

Россия, 628012, Ханты- Мансийск, ул. Чехова, д. 16 Виталий Иванович Старостенко - доктор физ.-мат. наук, 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 25.03.2022;

Принята к публикации 09.07.2022; Опубликована 30.09.2022

ORIGINAL ARTICLE

Paleozoic and Mesozoic hydrocarbon foci of generation and assessment of their role in formation oil deposits of the Pre-Jurassic complex of Western Siberia

V.I. Isaev1*, M.F. Galieva1, G. Lobova2, S.G. Kuzmenkov3, V.I. Starostenko4, A.N. Fomin5

'National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russian Federation 2Visaginas, Lithuania

3Ugra State University, Khanty-Mansiysk, Russian Federation

4Institute of Geophysics named after S.I. Subbotin ofthe National Academy of Sciences of Ukraine, Kiev, Ukraine

5Trofimuk 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. The following problem is solved by the present are determined on the basis of modeling the hydrocarbon foci of

research: the probable sources of Paleozoic hydrocarbon deposits generation Paleozoic-Mesozoic oil source formations (for example,

the southeast of Western Siberia, Tomsk Region). The research area is the lands Ostanino field group: the Selveikin area of deep drilling, the Ostaninskoye and Gerasimovskoye oil and gas condensate fields. Pre-Jurassic strata with oil source potential, including the Paleozoic Larinskaya (Sjlr), Mirnaya (D^mr), Chuzikskaya (D2cz), Chaginskaya (D3cg) and Kehoregskaya (Cjkh) formations, as well as Jurassic Bazhenovskaya (J3bg) and Tyumenskaya (J1-2tm ) formations, and, accordingly, the reservoirs of the weathering crust and bed-rock Paleozoic reservoirs are the objects of study. The subject of analysis was selected in accordance with the concept of the geothermal regime of the subsoil, as a leading factor in the implementation of the generation potential of the parent sediments. The research methods are digital paleotemperature modeling and historical-geological analysis.

The results and conclusions concerning the fundamental problems of "Paleozoic oil" are obtained. 1. Source of the Paleozoic oil deposits can be both the Domanic type rocks of the Paleozoic formations and the Jurassic oil source formations. Thus, both upward vertical interstratal HC migration and downward HC migration can take place. Therefore, the two concepts of "main source" are compatible and should not be considered, as often, orthodoxly alternative. 2. The domanicoid rocks of the Paleozoic formations are most likely the source for Paleozoic gas and gas condensate deposits. 3. Paleozoic formations the roof of the bed-rock Paleozoic (on the Ostankinskaya group of fields - C1kh and D3cg) can be only the source of the «Paleozoic oil» and gas deposits in the Pre-Jurassic oil and gas complex. 4. Bazhenov formation - J3bg may be the "Jurassic" source of oil deposits in the Pre-Jurassic oil and gas complex. The results were obtained and conclusions were drawn concerning the applied (search) aspects of the problem: 1. Results additionally substantiate the author's search criterion for the oil and gas content of the Paleozoic - these are anomalous geophysical and petrophysical characteristics of the Jurassic section. 2. The absence of hydrocarbon deposits in the Jurassic section is most likely a negative sign of the Paleozoic oil and gas content. 4. The low density of the modern heat flow (less than 40 mW/m2) is most likely a negative sign of oil deposits in the Paleozoic. 3. High paleotemperatures in terms of VR (more than 175oC) are most likely a negative sign of oil and gas deposits in the Paleozoic. 4. Reasons have been obtained to state that oil deposits in the Paleozoic cannot be richer than oil deposits in the Jurassic.

Key words: Pre-Jurassic complex, modeling the hydrocarbon foci of generation Paleozoic-Mesozoic oil source formations, digital paleotemperature modeling and historical-geological analysis, the results and conclusions concerning the fundamental problems of «Paleozoic oil», Western Siberia

Recommended citation: Isaev V.I., Galieva M.F., Lobova G., Kuzmenkov S.G., Starostenko V.I., Fomin A.N. (2022). Paleozoic and Mesozoic hydrocarbon foci of generation and assessment of their role in formation oil deposits of the Pre-Jurassic complex of Western Siberia. Georesursy = Georesources, 24(3), pp. 17-48. DOI: https:// doi.org/10.18599/grs.2022.3.3

References

Ablya E., Nadezhkin D., Bordyug E., Korneva T., Kodlaeva E. et al. (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

Aleeva A.O., Isaev V.I., Lobova G.A. (2021). Comparative geophysical and petrophysical characteristics of the Jurassic rocks as a prospecting indicator of the pre-Jurassic deposits (Tomsk Region). Theoretical and Practical Oil and Gas Geology: new challenges: Proc. Russ. Sci. Conf. Novosibirsk: IPC NSU, pp. 144-147. (In Russ.) https://doi.org/10.25205/978-5-4437-1248-2-144-147

Belozerov V.B., Garcia A.S. (2018). Prospects of searching for oil reservoirs in the Devonian deposits of the south-eastern part of the Western-Siberian plate. Bulletin ofthe Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 329(6), pp. 128-139. (In Russ.)

Bordyug E.V. (2012). Oil types of different genesis in reservoirs within the southeastern part of Western Siberia. Abstract Cand. geol. and min. sci. diss. Moscow, 26 p. (In Russ.)

Brekhuntsov A.M., Monastyrev B.V., Nesterov I.I. (Jr.) (2011). Distribution patterns of oil and gas accumulations in West Siberia. Russian Geology and Geophysics, 52(8), pp. 781-791. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2011.07.004

Burshtein L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskii V.N. (1997). Model of catagenesis of organic matter (the example ofthe Bazhenovka Formation). Russian Geology and Geophysics, 38(6), pp. 1107-1115.

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

Duchkov A.D., Galushkin Yu.I., Smirnov L.V., Sokolova L.S. (1990). The evolution of the sedimentary cover temperature field of the West Siberian Plate. Geologiya i geophizika, 10, pp. 51-60. (In Russ.)

Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. (1986). Thermal field and oil and gas potential of immature plates within USSR. Moscow: Nedra, 222 p. (In Russ.)

Fomin A.N. (1987). Coal petrological research in Petroleum Geology. Novosibirsk, IGG SO AS USSR, 166 p. (In Russ.)

Fomin A.N. (2011). Catagenesis of organic matter and oil-and-gas of the Mesozoic and Paleozoic deposits of the Western Siberian megabasin. Novosibirsk: IPGG SB RAS, 331 p. (In Russ.)

Galieva M.F., Aleeva A.O., Isaev V.I. (2020). The sources of hydrocarbon generation and their accumulation in the pre-Jurassic section of the Selveikinskaya deep drilling area (Tomsk region). Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 15(3), pp. 1-16. http://www.ngtp.ru/rub/2020/26_2020.html

Galushkin Yu.I. (2007). Sedimentary basins modeling and assessment their oil-gas generation. Moscow: Nauchniy mir, 456 p. (In Russ.)

Golyshev S.I., Padalko N.L., Madisheva R.K., Ozdoev S.M., Portnov V.S., Isaev V.I. (2020). Isotopic composition of the Aryskum depression oil (South Kazakhstan). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 331(3), pp. 80-89. (In Russ.)

Gornov P.Yu. (2009). Geothermal characteristics of Middle Amur depression. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration, 3, pp. 56-61. (In Russ.)

Hedberg H.D. (1966). Geologic aspects of origin of petroleum. Translated from English. Moscow: Nedra, 124 p. (In Russ.)

Hunt J.M. (1982). Petroleum Geochemistry and Geology. Translated from English. Moscow, Mir, 704 p. (In Russ.)

Isaev G.D. (2007). Corals, biostratigraphy, and geological models of the Paleozoic strata of West Siberia. Novosibirsk: Geo, 247 p. (In Russ.)

Isaev G.D. (2012). Geological and paleogeographic models and prospects of oil-and-gas bearing capacity of the Paleozoic of the Western Siberian Plate. Georesursy = Georesources, 48(6), pp. 24-30. (In Russ.)

Isaev G.D. (2012a). Regional stratigraphic subdivisions of the Paleozoic of the West-Siberian plate. 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. Geology ofthe Pacific Ocean, 23(5), pp. 101-115. (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 Western Siberia. Geofizicheskiy Zhurnal, 38(4), pp. 3-25. (In Russ.)

Isaev V.I., Lobova G.A., Mazurov A.K., Starostenko V.I., Fomin A.N. (2018). Zoning of mega-depressions by shale oil generation density of Togur and Bazhenov source suites in the southeast of Western Siberia. Geologiya Nefti i Gaza = Russian Oil And Gas Geology, 1, pp. 15-39. (In Russ.)

Isaev V.I., Lobova G.A., Stotskiy V.V., Fomin A.N. (2018a). Geothermy and zoning of shale oil potential of the Koltogor-Urengoy paleorift (southeast of Western Siberia). Geofizicheskiy zhurnal, 40(3), pp. 54-80. (In Russ.) https:// doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i3.2018.137173

Isaev V.I., Iskorkina A.A, Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskii S.A., Fomin A.N. (2018b). 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 ofthe Solid Earth, 54(2), pp. 310-329. https://doi.org/10.1134/ S1069351318020064

Isaev V.I., Kuzmenkov S.G., Ayupov R.Sh., Kuzmin Yu. A., Lobova G.A., Stulov P.A. (2019). Hard-to-recover Reserves of Yugra Oil (West Siberia). Geofizicheskiy Zhurnal, 41(1), pp. 33-43. (In Russ.) https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v41i1.2019.158862

Isaev, V.I., Lobova, G.A., Fomin, A.N., Bulatov, V.I., Kuzmenkov, S.G., Galieva, M.F., Krutenko, D.S. (2019a). 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.2019.3.125-135

Isaev, V.I, Aleeva, A.O, Lobova, G.A, Isaeva, O.S., Starostenko, V.I. (2021). On the nature of Paleozoic oil deposits and their exploratory in the geophysical section of the Jurassic layers (southeast of Western Siberia). Geofizicheskiy Zhurnal, 43(1), pp. 93-128. (In Russ.)

Isaev V.I., Galieva M.F., Aleeva A.O., Lobova G.A., Starostenko V.I., Fomin A.N. (2021a). 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. https:// doi.org/10.18599/grs.2021.1.1

Isaev VI., Galieva M.F., Lobova G.A., Krutenko D.S., Osipova E.N. (2021b). Modeling of Phanerozoic hydrocarbon generation centers and assessment of their role in the formation of «Paleozoic» oil deposits (southeast of Western Siberia). Bulletin ofthe Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 332(3), pp. 85-98. (In Russ.)

Kartashov I. (2021). The Paleozoic may become the brand of the region. Nedra i TEKSibiri, 7, pp. 14-16. (In Russ.)

Khutorskoy M.D. (1996). Introduction to Geothermy. Moscow: RUDN Publ., 156 p. (In Russ.)

Kontorovich V.A. (2002). Tectonics and oil and gas potential of the Mesozoic and Cenozoic sediments in the south-eastern part of Western Siberia. Novosibirsk, SO RAN Publ., 253 p. (In Russ.)

Kontorovich V.A. (2007). Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic boundary in West Siberia: seismogeological criteria. Russian Geology and Geophysics, 48(5), pp. 422-428. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2007.05.002

Kontorovich A.E., Parparova G.M., Trushkov P. A. (1967). Metamorphism of organic matter and some issues concerning oil and gas potential (a study of the Mezozoic rocks within Western Siberian lowland). Geologiya i geofizika, 2, pp. 16-29. (In Russ.)

Kontorovich A.E, Nesterov I.I., Salmanov F.K. et al. (1975). Oil and gas Geology of Western Siberia. Moscow, Nedra, 680 p. (In Russ.)

Kontorovich A.E., Ilyina V.I., Moskvin V.I., Andrusevich V.E., Borisova L.S., Danilova V.P. et al. (1995). Reference section and oil-producing potential of the Lower-Jurassic deposits of the Nyurolka sedimentary subbasin (West-Siberian Plate). Geologiya i Geofizika, 36(6), pp. 110-126. (In Russ.)

Kontorovich A.E., Fomin A.N., Krasavchikov V.O., Istomin A.V. (2009). Catagenesis of organic matter at the top and base of the Jurassic complex in the West Siberian megabasin. Russian Geology and Geophysics, 50(11), pp. 917-929. https://doi.org/10.1016Zj.rgg.2009.10.001

Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Malyshev N.A, Safronov P.I., S.A. Gus'kov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A. et al. (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. 1179-1226. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.011

Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Ryzhkova S.V., Shurygin B.N., Vakulenko L.G. et al. (2013a). Jurassic paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 747-779. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.002

Kontorovich A.E., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Karogodin Yu.N., Kontorovich V.A. et al. (2014). Cretaceous paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 55(5-6), pp. 582-609. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2014.05.005

Korzhov Yu.V., Isaev V.I., Kuzina M.Ya., Lobova G.A. (2013a). Genesis of the pre-Jurassic oil deposits of the Rogozhnikovo group of fields (based on results of vertical alkanes zoning studying). Bulletin ofthe Tomsk Polytechnic University, 323(1), pp. 51-56. (In Russ.)

Korzhov Yu.V., Isaev V.I., Zhiltsova A.A., Latypova O.V. (2013). Distribution of aromatic hydrocarbons in the context of sediments of oil and gas bearing complexes (on the example of Krasnoleninsky arch deposits). Geofizicheskiy Zhurnal, 35(1), pp. 113-129. (In Russ.)

Korzhov Yu.V., Lobova G.A., Isaev V.I., Starikov A.I., Kuzina M.Ya. (2020). Hydrocarbons genesis of pre-Jurassic complex in Khanty-Mansiysk field (the zone of West Siberian plate local compression). Geofizicheskiy Zhurnal, 42(5), pp. 130-147. (In Russ.)

Kurchikov A.R. (1992). Hydrogeothermal criteria of oil and gas potential. Moscow: Nedra Publ., 231 p. (In Russ.)

Kurchikov A.R. (2001). The geothermal regime of hydrocarbon pools in West Siberia. Russian Geology and Geophysics, 42(11-12), pp. 1846-1853.

Kutas R.I., Cvjashhenko V.A., Taranuha Yu.K. (1991). The heat flow and temperature regime of the Ciscaucasian litosphere. Geofizicheskiy Zhurnal, 5, pp. 56-63. (In Russ.)

Lobova G.A. (2013). Oil and gas presence of Ust-Tym mega-depression. Geofizicheskiy Zhurnal, 35(4), 28-39. (In Russ.)

Lobova, G.A., Isaev, B.I., Kuzmenkov, S.G., Luneva, T.E., Osipova, E.N. (2018). Oil and gas reservoirs of weathering crusts and Paleozoic basement in the southeast of Western Siberia (forecasting of hard-to-recover reserves). Geofizicheskiy Zhurnal, 40(4), 73-106. (In Russ.)

Madisheva R.K., Serebrennikova O.V., Isaev V.I., Portnov V.S., Ozdoev S.M. (2020). Composition of biomarkers and origin of oils of the Aryskum depression (South Kazakhstan). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 331(7), pp. 116-130. (In Russ.)

Mel'nik I.A., Nedolivko N.M., Zimina S.V. (2020). Secondary carbonates of Jurassic sand deposits as indicators of the 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). Main Phase of Petroleum Generation as a Stage of Catagenetic Evolution of Dispersed Sapropelic Vegetable Organic Matter. Geologiya i Geofizika, 10, pp. 14-17. (In Russ.)

Ozdoev S.M., Madisheva R.K., Seilkhanov T.M., Portnov V.S., Isaev V.I. (2020). Oil reservoirs of the cristalline basement of Aryskum downfold of South-Torgay depression. Neft i gas, 1, pp. 17-32. (In Russ.)

Podobina V.M., Rodygin S.A. (2000). Historical Geology. Tomsk: NTL Publ., 264 p. (In Russ.)

Resolution of considering and admitting regional stratigraphic scheme of Paleozoic formations within Western Siberian Plain conference (1999). Ed.V.I. Krasnov. Novosibirsk: SB RAS Publ., 80 p. (In Russ.)

Rychkova I.V. (2006). Stratigraphy and paleogeography of the Upper Cretaceous - the Middle Paleogene within the southeastern of Western Siberia. Abstract Cand. geol. and min. sci. diss. Tomsk: TPU, 22 p. (In Russ.)

Scotese C. (2016). A new global temperature curve for the Phanerozoic. GSA Annual Meeting Denver, 48(7), pp. 74-31. https://doi.org/10.1130/ abs/2016AM-287167

Stafeev A.N., Stoupakova A.V., Suslova A.A., Gilaev R.M., Shelkov E.S., Knipper A.A. (2019). Bazhenov horizon of Siberia (Tithonian-Lower Berriasian): tectonic and hydrodynamic conditions of sedimentation. Georesursy = Georesources, 21(2), pp. 117-128. (In Russ.) https://doi. org/10.18599/grs.2019.2.117-128

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., 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), 63-76. (In Russ.) http://dx.doi.org/10.18599/grs.61.2.6

Stratigraphy of oil and gas basins of Siberia (2001). Vol. 5. The Paleozoic of Western Siberia. Ed. A.E. Kontorovich. Novosibirsk: SB RAS Publ., 163 p. (In Russ.)

The 6th resolution of the Interdepartmental stratigraphic council concerning introducing and accepting updating stratigraphic schemes of the Mesozoic of Western Siberia (2004). Novosibirsk: SRIGGMRM, 114 p.

Vassoevich N.B. (1967). The biogenic theory of petroleum and gas origin (historical review and current state). Izvestiya AN SSSR. Seriya geologiya,

II, pp. 135-156. (In Russ.)

Volkova N.A., Veselov O.V., Kochergin A.V. (1981). Thermal conductivity of rocks within Okhotsk sea region. Geophysical fields oftransition zone ofthe Pacific type. Vladivostok: FEB RAS, pp. 44-50. (In Russ.)

Wilson J.L. (1986). Carbonate facies in geologic history. Translated from English. Moscow: Nedra, 464 p. (In Russ.)

Zapivalov N.P., Isaev G.D. (2010). Criteria of estimation of oil-and-gas-bearing Palaeozoic deposits of Western Siberia. Tomsk State University Journal, 341, pp. 226-232. (In Russ.)

Zimin V. (2021). Hope in the fog. The prospects for stabilizing the oil industry are being assessed more cautiously than before. Nedra i TEK Sibiri, 7, pp. 11-13. (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

Margarita F. Galieva - Postgraduate student, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University;

30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation

Galina Lobova - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), independent expert in oil-and-gas geology and geophysics

25-25, Visagino street, Visaginas, 31102, Lithuania

Stanislav G. Kuzmenkov - Dr. Sci., (Geology and Mineralogy), Professor, Institute of Oil and Gas, Yugra State University

16, Chekhov street, Khanty-Mansiysk, 628012, Russian Federation

Vitaly I. Starostenko - Dr. Sci., Academician of NASU, Institute of Geophysics named after S.I. Subbotin of the National Academy of Sciences of Ukraine

Ukraine, 32, Palladin Avenue, Kiev, 03142, 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 25 March 2022;

Accepted 9 July 2022; Published 30 September 2022