Позднечетвертичная вечная мерзлота как фактор геотермического режима и реализации нефтегенерационного потенциала баженовской свиты (Томская и Новосибирская области) Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98:553.041:552.578:550.8.05

ПОЗДНЕЧЕТВЕРТИЧНАЯ ВЕЧНАЯ МЕРЗЛОТА КАК ФАКТОР ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО РЕЖИМА И РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ (ТОМСКАЯ И НОВОСИБИРСКАЯ ОБЛАСТИ)

Искоркина Альбина Альбертовна,

аспирант кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: iskorkina.a@mail.ru

Исагалиева Айгуль Калиевна,

ст. преподаватель кафедры геофизики Института геологии и нефтегазового дела Казахского национального технического университета им. К.И. Сатпаева, Республика Казахстан, 050013, г. Алматы, ул. Сатпаева, д. 22. E-mail: a_isagalieva@mail.ru

Исаева Ольга Степановна,

руководитель Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по Сибирскому федеральному округу», Россия, 634034, г. Томск, ул. Мокрушина, д. 9, стр. 16. E-mail: isaeva_sah@mail.ru

Косыгин Владимир Юрьевич,

д-р геол.-минерал. наук, ведущ. науч. сотр. Вычислительного центра ДВО РАН, Россия, 680000, г. Хабаровск, ул. Ким Ю Чена, 65.

E-mail: kosyginv@inbox.ru

Исаев Валерий Иванович,

д-р геол.-минерал. наук, профессор кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: isaevvi@tpu.ru

Актуальность исследований обусловлена необходимостью разработки критериев и эффективных схем количественной оценки ресурсов - перспектив нефтегазоносности территорий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, имеющей уникальные позднечетвертичные палеоклиматические особенности. В обзоре проблемы совершенствования методики подсчета ресурсов углеводородов объемно-генетическим методом определены основные палеоклиматические факторы: 1) вековой ход температур на земной поверхности; 2) формирование и деградация неоплейстоценовой толщи вечномерзлых пород; 3) позднечетвертичные ледниковые покровы.

Цель исследований - определить влияние 2-го фактора палеоклимата - неоплейстоценовой толщи мерзлоты - на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала нефтематеринских толщ на примере баженовской свиты юго-востока Западной Сибири.

Объект исследований - баженовские отложения мезозойско-кайнозойского разреза, вскрытого глубокими скважинами на юго-востоке Западной Сибири (Лугинецкое месторождение Томской области, Верх-Тарское месторождение Новосибирской области).

Методика исследований основана на методе палеотемпературного моделирования - решении обратной и прямых задач нестационарной геотермии в условиях седиментации, на многовариантности палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, на оценке соответствия результатов реконструкций критериям оптимальности решения обратной задачи геофизики, на оценке степени согласованности расчетных очагов генерации нефтей с установленной нефтегазоносностью недр. Результаты исследований. Установлено, что необходим учет неоплейстоценовой мерзлоты мощностью порядка 300 м и предпочтительно применять «местный» (региональный) вековой ход температур на земной поверхности для адекватного восстановления термической истории нефтематеринских отложений на землях юго-востока Западной Сибири. Это позволяет корректно учесть историю главной фазы нефтеобразования и не занижать (до 25-30 %) расчетные ресурсы углеводородов, получаемые объемно-генетическим методом. Сделан вывод, что междисциплинарный подход (нефтегазовая геология, геофизика и палеоклиматология) может обеспечить создание ресурсоэффективных технологий поисков и разведки УВ.

Ключевые слова:

Ресурсы углеводородов, неоплейстоценовая мерзлота, баженовские отложения, палеотемпературное моделирование, юго-восток Западной Сибири.

Введение

Осадочно-миграционная теория нафтидогенеза [1, 2] - интенсивно развивающаяся отрасль современной науки. В рамках методологии и развития

теории нафтидогенеза и проведены настоящие исследования. Исследования направлены на решение фундаментальной научной проблемы - разработку критериев и эффективных схем количе-

ственной оценки перспектив нефтегазоносности территорий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, имеющих ряд уникальных особенностей. Одна из особенностей состоит в следующем. В северном полушарии Земли в плейстоцене произошло глобальное событие - резкое похолодание климата. Похолодание на земной поверхности, промерзание пород осадочного чехла, ледниковые покровы могли приводить к снижению температурного поля во всем осадочном разрезе, включая потенциально нефтематеринские отложения, по качественным оценкам - до 20 °С [3].

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности (подсчет ресурсов углеводородов (УВ) и районирование) регионов, крупных территорий и зон нефтегазонакопления выполняется объемно-генетическим методом (бассейновое моделирование), а также его модификациями с комплексиро-ванием способов классической геологии [3, 4 и др.]. Количество генерированных УВ определяется на основе реконструкции геотемпературного режима нефтематеринских отложений.

Накоплен значительный исследовательский материал, показывающий влияние палеоклимата на температурный режим осадочно-вулканоген-ных и магматических комплексов [5-9]. В этих работах выполнены в основном реконструкции изменения фундаментального геодинамического параметра - теплового потока через земную поверхность, в связи с климатическими изменениями в плейстоцен-голоцене. Опубликован ряд работ [10-12], показывающих влияние мезозойско-кай-нозойских климатических изменений на термическую историю непосредственно нефтематеринских отложений.

Зарубежные системы бассейнового моделирования, используемые для определения ресурсов УВ юрско-меловых комплексов Западной Сибири, не учитывают мезозойско-кайнозойские климатические условия [13]. Эти программные комплексы не позволяют количественно моделировать климатические события, приводящие к существенному изменению геотемпературного поля во всем осадочном чехле.

Ряд ученых, занимающихся моделированием термической истории осадочных бассейнов Западной Сибири и других нефтегазоносных провинций, учитывают вековой ход температур на поверхности Земли [14-16]. При этом используются отечественные системы бассейнового моделирования [17 и др.]. Применяемый здесь вековой ход температур можно условно назвать «стандартным», т. к. он не учитывает особенностей региональных пале-оклиматических зон [18].

Качественное рассмотрение процессов поздне-четвертичного климатического похолодания позволяет выделить три основных фактора палео-климата, влияющих на температурный режим осадочного чехла, а следовательно, и на термическую историю нефтематеринских отложений, на степень реализации их генерационного потенциа-

ла. 1-й фактор - это вековой ход температур на поверхности Земли, обуславливающий солярный источник тепла для процессов генерации УВ. 2-й фактор - это толщи вечномерзлых пород, перекрывающих материнские отложения и обладающих аномально высокой теплопроводностью. 3-й фактор - это ледниковые покровы, своеобразные литолого-стратиграфические комплексы, существенно увеличивающие мощность перекрывающих отложений.

Постановка задачи

К настоящему времени проведены целевые исследования 1-го фактора палеоклимата - влияния векового хода температур на земной поверхности на геотермический режим баженовских и тогурских нефтематеринских отложений южносибирской палеоклиматической зоны - юго-востока Западной Сибири, на примере районов нефтепромыслов Томской и Новосибирской областей [19-21]. Количественная оценка выполнена на основе анализа вариабельности результатов математического моделирования - результатов палеотем-пературных реконструкций при трех основных допущениях: 1) вековой ход температур не учитывается; 2) палеоклимат учитывается по «стандартному» вековому ходу температур; 3) палеоклимат учитывается по «местному» вековому ходу температур, полученному для южно-сибирской палео-климатической зоны [22]. Результаты этих исследований позволили сделать следующие выводы.

1. Установлено существенное влияние векового хода температур на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала баженовской и тогурских свит, формирующей залежи углеводородов нефтегазоносных комплексов юго-востока Западной Сибири. Показано, что неучет палеоклимата не позволяет адекватно восстановить термическую историю материнских отложений. Это может занижать до 2-х раз и более величины расчетных ресурсов объемно-генетическим методом.

2. Получены результаты, указывающие на необходимость учета данных отражательной способности витринита (ОСВ) для корректного восстановления термической истории нефтема-теринских отложений. Показано, что неучет данных ОСВ («максимального палеотермоме-тра») может приводить к существенным ошибкам в оценке ресурсов, вплоть до «пропуска» ресурсов.

3. Показано, что при определении ресурсов углеводородов на землях юго-востока Западной Сибири предпочтительно применять «местный» вековой ход температур на земной поверхности, построенный для южной палео-климатической зоны Западной Сибири. Это позволит более корректно учесть историю главной фазы нефтеобразования (ГФН) и не завышать/занижать (до 30-40 %) расчетные ресурсы.

Цель настоящих исследований - определить влияние 2-го фактора палеоклимата - неоплейстоценовой толщи мерзлоты - на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала баженовских отложений юго-востока Западной Сибири.

По последним данным [23] вечная мерзлота присутствовала не только в центральной части и на юге Западной Сибири, четвертичное оледенение заходило в пределы севера и северо-востока Казахстана, следы покровного оледенения отмечаются и в центральном Казахстане.

Количественная оценка влияния неоплейстоценовой толщи мерзлоты на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала баженовских отложений выполняется на основе анализа вариабельности результатов следующих четырех вариантов палеотемпе-ратурных реконструкций. Вариант 1 - учет векового хода температур на поверхности Земли, учет неоплейстоценовой мерзлоты мощностью до 300 м. Вариант 2 - учет векового хода температур, без учета мерзлоты. Вариант 3 - без учета векового хода температур, без учета мерзлоты. Вариант 4 - учет векового хода температур, учет неоплейстоценовой мерзлоты с гипотетической мощностью до 1000 м.

Первым основным критерием адекватности и предпочтительности результатов из четырех вариантов выступает оптимальная согласованность максимума расчетных геотемператур с «наблюденными» температурами «максимального палеотер-мометра» - с температурами, определенными по ОСВ. В той же степени важна оптимальная согласованность («невязка» [24-26]) расчетных геотемператур и с «наблюденными» пластовыми температурами. В качестве второго основного критерия принята степень согласованности очагов интенсивной генерации УВ, выделяемых по геотемпературному критерию [27], с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.

Краткая характеристика объекта исследований

Моделирование палеогеотемпературных условий материнских баженовских отложений выполнено для осадочных разрезов глубоких скважин Лугинецкой 183 и Верх-Тарской 7 (рис. 1, табл. 1).

В Томской области нефтепромыслы сосредоточены главным образом в Нюрольской мегавпадине и на структурах ее обрамления. Основным источником формирования залежей УВ в ловушках верхнеюрского и мелового нефтегазоносных комплексов (НГК) являются нефтематеринские породы баженовской свиты Генерационный по-

Таблица 1. Характеристики разрезов глубоких скважин Table 1. Features of deep well logs

Характеристики Исследуемые скважины/Wells

Features Лугинецкая 183 Luginetskaya 183 Верх-Тарская 7 Verkh-Tarskaya 7

Забой, м/Bottom hole, m 2500 2821

Отложения на забое (свита) Sediments on the bottom hole (suite) Средняя юра (тюменская) Middle Jurassic (Tyumenskaya) Палеозой(PZ) Paleozoic

Кровля баженовской свиты, м Suite top, m 2313 2408

Мощность баженовской свиты, м Thickness of Bazhenovskaya suite, m 16 58

Результаты испытаний (свита; пласт; тип флюида; дебит, м3/сут.) Test results (suite; reservoir; fluid type; flow rate, m3/day.) Васюганская; Ю]2; нефть; 11,5 Васюганская; Ю]2; нефть; 13,0 Vasyuganskaya J]2; oil; 11,5 Vasyuganskaya J]2; oil; 13,0 Васюганская; Юь нефть; 264,0 Васюганская; Юь нефть; 40,8 Васюганская; Юь нефть; 40,8 Vasyuganskaya J]; oil; 264,0 Vasyuganskaya J]; oil; 40,8 Vasyuganskaya Ji; oil; 40,8

Измеренные пластовые температуры (свита; глубина замера; пластовая температура) Measured reservoir temperatures (suite; measurement depth; reservoir temperature) Куломзинская; 2200 м; 77 °С Тюменская; 2350 м; 84 °С Kulomzinskaya; 2200 m; 77 °С Tyumenskaya; 2350 m; 84 °С Васюганская; 2488 м; 80 °С Васюганская; 2485 м; 85 °С Васюганская; 2485 м; 86 °С Vasyuganskaya; 2488 m; 80 °С Vasyuganskaya; 2485 m; 85 °С Vasyuganskaya; 2485 m; 86 °С

«Измеренные» температуры по ОСВ (свита; глубина отбора; (R0vt); температура) «Measured» temperatures by vitrinite reflectance (suite; sampling depth; (R°vt); temperature) Васюганская; 2345 м; (0,63); 98 °С Vasyuganskaya; 2345 m; (0,63); 98 °С Тюменская; 2735 м; (0,70); 106 °С Tyumenskaya; 2735 m; (0,70); 106 °С

Примечание. Данные испытаний, пластовые температуры приняты из первичных «Дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»). Данные ОСВ (Rt определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).

Note. The test data, reservoir temperatures are taken from the primary «Well history» (materials of Tomsk branch of the «territorial fund of geological information by SFD»). The vitrinite reflectance data (VRD) (R0) were determined in the laboratory of oil and gas geochemistry at the Institute of oil-and-gas geology and geophysics SB RAS (Novosibirsk).

тенциал этих отложений обусловлен высоким содержанием сапропелевого материала (Сорг до 12 %), их повсеместным распространением и мощностью до 30 м [28]. На Лугинецком месторождении, расположенном в пределах Пудинского мезо-поднятия, залежи УВ связаны в основном с верхнеюрскими коллекторами (горизонт Ю1).

ций. Применен метод палеотемпературного моделирования [31-33], в котором в математическую модель непосредственно включены климатический вековой ход температур на земной поверхности (граничное условие) и палеотемпературы определений ОСВ, как «наблюденные».

Таблица 2. Изменение во времени мощности многолетне -мерзлых пород (район Широтного Приобья, 61°с.ш.) [30]

Table 2. Time change of permafrost thickness (region of Shi-rotnoe Priobe 61° N) [30]

Время, тыс. лет назад Time, thousand years ago Глубина положения нижней кромки мерзлоты, м Depth of frost unde-redge location, m Вековой ход температур на земной поверхности, °С Secular curve of temperatures on the Earth surface, °С

245 0 0

235 350 -10,0

210 450 -5,5

190 550 -8,5

165 450 -4,5

145 400 -3,5

130 350 -1,0

110 300 -3,9

95 300 -0,7

70 250 -4,0

50 250 -1,0

30 200 -4,3

5 0 +2,5

Рис. 1. Обзорная схема территории исследований (на основе [28]): 1 - структуры: а) I; б) II порядка; 2 - реки; 3 -исследуемые скважины: Лу-183 - Лугинецкая 183, ВТ-7 - Верх-Тарская 7; 4 - административная граница между Томской и Новосибирской областями

Fig. 1. Review scheme of the studied territory (according to [28]): 1 are the structures of the: а) I; б) II order; 2 are the rivers; 3 are the wells: Лу-183 - Luginetskaya 183, ВТ-7 - Verkh-Tarskaya 7; 4 is the administrative boundary between Tomsk and Novosibirsk regions

В Новосибирской области все открытые залежи УВ сосредоточены на севере. Верх-Тарское месторождение нефти является наиболее крупным. Оно приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей Межовский мегавыступ. Промышленными НГК на Верх-Тарском месторождении являются верхнеюрский (горизонт Ю^ и палеозойский (пласт М). Основным источником УВ для залежи горизонта Ю1 служит рассеянное органическое вещество (РОВ) баженовской свиты. Ее мощность в скважинах колеблется от 40 до 58 м. Содержание Сорг достигает 15-20 % [29].

Мощность толщи мерзлоты в неоплейстоцене принята по А.А. Шарбатяну [30] (табл. 2).

Методика исследований

Восстановление термической истории баженов-ских отложений выполняется на основе палеотек-тонических и палеотемпературных реконструк-

В модели процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения

Я ÔU_ a ôt

ÔZ

ÔU ÔZ

f,

(1)

где X - теплопроводность; а - температуропроводность; f - плотность тепловыделения внутренних (радиоактивных) источников тепла; и - температура; 1 - расстояние от основания осадочного разреза; £ - время. С краевыми условиями

^ „ = и С)'

-я

ÔU ÔZ

= q(t ),

(2)

(3)

где q(t) - тепловой поток из основания осадочного разреза; £=£(£) - верхняя граница осадочной толщи (поверхность осадконакопления, дневная поверхность). Отсюда видно, палеотектонические реконструкции непосредственно сопряжены с палео-температурными реконструкциями. Алгоритм па-леотектонических реконструкций основывается на «методе выравнивания профилей» по В.Б. Нейману (1984).

Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов К, для каждого из которых заданы теплопроводность X, температуропроводность а, плотность тепловыделения ра-

Z=0

Рис. 2. Схематическое изображение слоистого осадочного разреза при палеотемпературном моделировании: s=s(t) - верхняя граница осадочной толщи; t - время осадконакопления; U - температура; q - тепловой поток; Z - точки расчета температур; h, - мощность; v, - скорость осадконакопления; X, - теплопроводность; aj - температуропроводность; fj - плотность тепловыделения радиоактивных источников

Fig. 2. Diagram of layered sedimentary section at paleotempe-rature modeling: s=s(t) is the upper boundary of sedimentation mass; t is the sedimentation time; U is the temperature; q is the thermal flow; Z, are the points of temperature calculation; h, is the power; v, is the sedimentation rate; X, is the thermal conductivity; a, is the temperature diffusivity; fj is the density of heat release of radioactive sources

диоактивных источников £ в породах и время осадконакопления ^ (рис. 2). Скорость осадконакопления V может быть нулевой и отрицательной, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию.

Параметризация осадочного разреза, вскрытого скважиной, определяющая параметры седимен-тационной и теплофизической модели (1)-(3), принимается в соответствии со стратиграфической разбивкой скважины по первичным «Делам скважин» и «Каталогам литолого-стратиграфических разбивок скважин» (табл. 3). Возраст пород и соответствующие вековые интервалы шкалы геологи-

ческого времени [34], увязанные с периодами геохронологической шкалы Стратиграфического кодекса (1992 г.), определяют время и скорости осадконакопления. Литология и плотность пород выделенных свит и толщ принимается по материалам обобщения петрофизических определений керна и каротажа.

Таблица 3. Пример параметрического описания седиментационной истории и теплофизических свойств осадочной толщи, вскрытой скважиной Лугинецкая 183 (без учета неоплейстоценого промерзания осадочного чехла)

Table 3. Example of parametric representation of sedimentation history and thermal-physical properties of sedimentation mass, penetrated by the well Luginetskaya 183 (without reference to neo-Pleistocene frost penetration into sedimentary cover)

Свита, толща* (стратиграфия) Suite, formation* (stratigraphy) Мощность, м Thickness, m Возраст, млн лет назад Age, millions years ago Время накопления, млн лет Storage time, million years Плотность, г/см3 Density, g/cm3 Теплопроводность, Вт/м-град Thermal conductivity, W/m-deg Температуропроводность, м2/с Temperature diffusivity, m2/s Тепловыделение, Вт/м3 Heat release, W/m3

Четвертичные Q/Quarternary Q 25 1,64-0 1,64 2,02 1,27 6,5е-007 1,1е-006

Плиоценовые N2/Pleistocene N2 - 1,64-4,71 3,07 - - - -

Миоценовые N/Miocene N1 - 4,71-24,0 19,29 - - - -

Некрасовская nk Pg3/Nekrasovskaya nk Pg3 84 24,0-32,2 8,3 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Чеганская+Люлинворская+Талицкая hg ll tl Pg3-1 Cheganskaya+Lyulinvorskaya+Talitskaya hg ll tl Pg3-1 173 32,2-61,7 29,4 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Славгородская+Ипатовская+Кузнецовская sl ip kz K2 Slavgorodskaya+Ipatovskaya+Kuznetsovskaya sl ip kz K2 364 73,2-91,6 29,9 2,15 1,4 7е-007 1,25е-006

Покурская pk K-2/Pokurskaya pk K-2 803 91,6-114,1 22,5 2,26 1,49 8е-007 1,25е-006

Алымская ai,2K1-2/Alymskaya a1i2K1-2 - 114,1-120,2 6,1 - - - -

Киялинская kls K/Kiyalinskaya kls K1 550 120,2-132,4 12,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Тарская tr K/Tarskaya tr K 74 132,4-136,1 3,7 2,44 1,62 8е-007 1,25е-006

Куломзинская klmK/Kulomzinskaya klmK1 237 136,1-145,8 9,7 2,44 1,64 8е-007 1,25е-006

Баженовская bg ^/Bazhenovskaya bg J3 16 145,8-151,21 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Георгиевская gr J3/Georgievskaya gr J3 - 151,2-156,6 5,4 - - - -

Васюганская vs J3-2/Vasyuganskaya vs J3-2 55 156,6-163,3 11,7 2,42 1,6 8е-007 1,3е-006

Тюменская tm J2/Tyumenskaya tm J2 115 168,3-172,0 3,7 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

Примечание. Заливкой показано время накопления отложений баженовской свиты и ее параметрическое описание. Note. Sediment accumulation time of Bazhenovskaya suite and its parametric representation are marked in yellow.

Таблица 4. Параметрическое описание седиментационной истории и теплофизических свойств осадочной толщи, вскрытой

скважиной Лугинецкая 183 (мощность неоплейстоценовой мерзлоты 300 м) Table 4. Parametric representation of sedimentation history and thermal-physical properties of sedimentation mass, penetrated by the well Luginetskaya 183 (thickness of neo-Pleistocene frost penetration is 300 m)

Свита, толща (стратиграфия) Suite, formation (stratigraphy) Мощность, м Thickness, m Возраст, млн лет назад Age, millions years ago Время накопления, млн лет Storage time, million years Плотность, г/см3 Density, g/cm3 Теплопроводность, Вт/мтрад Thermal conductivity, W/m-deg Температу-ропровод-ность, м2/с Temperature diffusivi-ty, m2/s Тепловыделение, Вт/м3 Heat release, W/m3

Четвертичные Q Quarternary Q - 0,052-0,00 0,052 - - - -

300 0,055-0,052 0,003 2,10 1,3 7е-007 1,22е-006

-300 0,0565-0,055 0,0015 2,10 2,09 1,05е-006 1,22е-006

- 0,2355-0,0565 0,179 - - - -

300 0, 2385-0,2355 0,003 2,10 2,09 1,05е-006 1,22е-006

-300 0,24-0, 2385 0,0015 2,10 1,3 7е-007 1,22е-006

25 1,64-0,24 1,4 2,02 1,27 6,5е-007 1,1е-006

Плиоценовые N2/Pleistocene N2 - 1,64-4,71 3,07 - - - -

Миоценовые N/Miocene N - 4,71-24,0 19,29 - - - -

Некрасовская nk Pg3/Nekrasovskaya nk Pg3 84 24,0-32,2 8,3 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Чеганская+Люлинворская+Талицкая hg ll tl Pg3-1 Cheganskaya+Lyulinvorskaya+Talitskaya hg ll tl Pg3-1 173 32,2-61,7 29,4 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Славгородская+Ипатовска+Кузнецовская sl ip kz K2 Slavgorodskaya+Ipatovskaya+Kuznetsovskaya sl ip kz K2 364 73,2-91,6 29,9 2,15 1,4 7е-007 1,25е-006

Покурская pk K1-2/Pokurskaya pk K1-2 803 91,6-114,1 22,5 2,26 1,49 8е-007 1,25е-006

Алымская a12K1-2/Alymskaya a1,2K1-2 - 114,1-120,2 6,1 - - - -

Киялинская kls K/Kiyalinskaya kls K1 550 120,2-132,4 12,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Тарская tr K/Tarskaya tr K1 74 132,4-136,1 3,7 2,44 1,62 8е-007 1,25е-006

Куломзинская klmK/Kulomzinskaya klmK1 237 136,1-145,8 9,7 2,44 1,64 8е-007 1,25е-006

Баженовская bgJ3/Bazhenovskaya bg J3 16 145,8-151,21 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Георгиевская gr J3/Georgievskaya gr J3 - 151,2-156,6 5,4 - - - -

Васюганская vs J3-2/Vasyuganskaya vs J3-2 55 156,6-168,3 11,7 2,42 1,6 8е-007 1,3е-006

Тюменская tm J2/Tyumenskaya tm J2 115 168,3-172,0 3,7 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

Примечание. Синей заливкой показаны времена «мгновенного» формирования и «мгновенной» деградации толщи неоплейстоценовой мерзлоты. Коричневой заливкой показано время существования толщи мерзлоты.

Note. Times of «instantaneous» formation and «instantaneous» degradation of neo-Pleistocene frost formation are marked in blue. Time of existence of frost thickness is marked in brown.

При отсутствии экспериментальных определений теплопроводности X используем петрофизиче-ские зависимости теплопроводности осадков от их плотности ст. Эти зависимости получены в интервале плотностей 1,5-2,6 г/см3как для песчанистых отложений, так и для алевролито-аргиллито-вых толщ [35]. Коэффициенты температуропроводности ai, плотности тепловыделения радиоактивных источников fi также определяются литологией стратиграфических комплексов.

Формирование, существование, деградация толщи вечномерзлых пород учитываются как своеобразный литолого-стратиграфические комплекс (табл. 4 и 5), обладающий аномально высокими значениями теплопроводности 1? и температуропроводности a.

В варианте 1 (табл. 4, 5) приняли мощность толщи мерзлоты 300 м. Формализованный учет толщи мерзлоты осуществляется, начиная с

240 тыс. лет назад, «мгновенной» (по меркам геологического времени, за 1,5+3,0 тыс. лет) заменой «нормальных» осадочных отложений толщей мерзлых пород со своими теплофизическими характеристиками - теплопроводность, температуропроводность [36]. Затем эта толща мерзлых пород перекрывает осадочный чехол в течение 179 тыс. лет. Далее «мгновенно» (1,5+3,0 тыс. лет) толща вечной мерзлоты заменяется «нормальными» осадочными отложениями. И далее существует «нормальный» осадочных чехол до настоящего времени, в последние 52 тыс. лет.

В варианте 4 (табл. 6) взяли мощность мерзлоты в 1000 м. Формализованный учет толщи мерзлоты осуществляется также, как и для предыдущего варианта, начиная с 240 тыс. лет назад. Замена «нормальных» осадочных отложений толщей мерзлоты осуществлялась по геологическому времени за 5,0+3,0 тыс. лет. После этого толща мер-

Таблица 5. Параметрическое описание седиментационной истории и теплофизических свойств осадочной толщи, вскрытой

скважиной Верх-Тарская 7 (мощность неоплейстоценовой мерзлоы 300 м) Table 5. Parametric representation of sedimentation history and thermal-physical properties of sedimentation mass, penetrated by the well Verkh-Tarskaya 7 (thickness of neo-Pleistocene frost penetration is 300 m)

Свита, толща (стратиграфия) Suite, formation (stratigraphy) Мощность, м Thickness, m Возраст, млн лет назад Age, millions years ago Время накопления, млн лет Storage time, million years Плотность, г/см3 Density, g/cm3 Теплопроводность, т/мтрад Thermal conductivity, t/m-deg Температу-ропровод-ность, м2/с Temperature diffusivity, m2/s Тепловыделение, Вт/м3 Heat release, W/m3

Четвертичные Q Quarternary Q - 0,052-0,00 0,052 - - - -

300 0,055-0,052 0,003 2,10 1,3 7е-007 1,22е-006

-300 0,0565-0,055 0,0015 2,10 2,09 1,05е-006 1,22е-006

- 0,2355-0,0565 0,179 - - - -

300 0, 2385-0,2355 0,003 2,10 2,09 1,05е-006 1,22е-006

-300 0,24-0, 2385 0,0015 2,10 1,3 7е-007 1,22е-006

20 1,64-0,24 1, 4 2,02 1,27 6,5е-007 1,1е-006

Плиоценовые N2/Pleistocene N2 - 1,64-4,71 3,07 - - - -

Миоценовые N /Miocene N - 4,71-24,0 19,29 - - - -

Некрасовская nk Pg3/Nekrasovskaya nk Pg3 130 24,0-32,3 8,3 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Чеганская hg Pg3-2/Cheganskaya hg Pg3-2 70 32,3-41,7 9,4 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Люлинворская UPtg/Lyulinvorskaya llPg2 50 41,7-54,8 13,1 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Талицкая tl Pgg/Talitskaya tl Pg] 20 54,8-61,7 6,9 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Ганькинская gnP]-K2/Gankinskaya gnP]~K2 106 61,7-73,2 11,5 2,11 1,37 7е-007 1,25е-006

Славгородская sl K2/Slavgorodskaya sl K2 62 73,2-86,5 13,3 2,11 1,37 7е-007 1,25е-006

Ипатовская ip K2/Ipatovskaya ip K2 162 86,5-89,8 3,3 2,18 1,4 7е-007 1,25е-006

Кузнецовская kz K2/Kuznetsovskaya kz K2 33 89,8-91,6 1,8 2,18 1,43 8е-007 1,25е-006

Покурская pk K-2/Pokurskaya pk K-2 846 91,6-114,1 22,5 2,26 1,49 8е-007 1,25е-006

Алымская a2K/Alymskaya a2K - 114,1-116,3 2,2 - - - -

Алымская aK/Alymskaya aK - 116,3-120,2 3,9 - - - -

Киялинская kls K/Kiyalinskaya kls K 673 120,2-132,4 12,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Тарская tr K/Tarskaya tr K 51 132,4-136,1 3,7 2,44 1,62 8е-007 1,25е-006

Куломзинская kmK/Kulomzinskaya klmK 185 136,1-145,8 9,7 2,44 1,64 8е-007 1,25е-006

Баженовская bgJ3/Bazhenovskaya bg J3 58 145,8-151,2 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Георгиевская gr J3/Georgievskaya gr J3 15 151,2-156,6 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Васюганская vs J3/Vasyuganskaya vs J3 59 156,6-162,9 6,3 2,42 1,6 8е-007 1,3е-006

Тюменская tm J-2/Tyumenskaya tm J-2 202 162,9-208,0 45,1 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

Примечание. Те же, что к табл. 4. Note. The same as for table 4.

злых пород перекрывает осадочный чехол в течение 206 тыс. лет, затем вечная мерзлота заменяется (за 5,0+3,0 тыс. лет) «нормальными» осадочными отложениями. И далее существует современный разрез 18 тыс. лет.

Краевое условие (2) определяется температурой поверхности осадконакоплении, т. е. определяется палеоклиматом, и задается в виде кусочно-линейной функции «местного» векового хода температур на поверхности Земли [22].

Здесь задачи решаются в предположении квазипостоянства значения плотности теплового потока из основания, начиная с юрского времени [10]. В этом случае решение обратной задачи (расчет плотности глубинного теплового потока q) определяется из условия

k,

5 (U(Z t,t, q) - T)2 ——min, (4)

i=i

где Tt - «наблюденные» значения температур в kt точках на различных глубинах Zt в моменты времени t=r. Решение обратной задачи (4) строится с учетом того, что функция U(Z,t,q), являющаяся решением прямой задачи (1) с краевыми условиями (2) и (3), в этом случае линейно зависит от q. Поэтому неизвестный параметр q определяется однозначно.

Важно отметить, что модель (1)-(4) не требует априорных сведений о природе и величинах глубинного теплового потока q, что существенно уменьшает неоднозначность результатов моделирования.

Таблица 6. Пример параметрического описания седиментационной истории и теплофизических свойств осадочной толщи,

вскрытой скважиной Лугинецкая 183 (мощность неоплейстоценовой мерзлоты 1000 м) Table 6. Parametric representation of sedimentation history and thermal-physical properties of sedimentation mass, penetrated by the well Luginetskaya 183 (thickness of neo-Pleistocene frost penetration is 1000 m)

Свита, толща (стратиграфия) Suite, formation (stratigraphy) Мощность, м Thickness, m Возраст, млн лет назад Age, millions years ago Время накопления, млн лет Storage time, million years Плотность, г/см3 Density, g/cm3 Теплопроводность, т/м-град Thermal conductivity, t/m-deg Температу-ропровод-ность, м2/с Temperature diffusivi-ty, m2/s Тепловыделение, Вт/м3 Heat release, W/m3

Четвертичные Q/Quarternary Q - 0,018-0,0 0,018 - - - -

1000 0,021-0,018 0,003 2,20 1,3 7е-007 1,22е-006

-1000 0,026-0,021 0,005 2,20 2,09 1,05е-006 1,22е-006

- 0,232-0,026 0,206 - - - -

1000 0,235-0,232 0,003 2,20 2,09 1,05е-006 1,2е-006

-1000 0,24-0,235 0,005 2,20 1,3 6,5е-007 1,2е-006

25 1,64-0,24 1,4 2,02 1,27 6,5е-007 1,1е-006

Плиоценовые N2/Pleistocene N2 - 1,64-4,71 3,07 - - - -

Миоценовые N/Miocene N - 4,71-24,0 19,29 - - - -

Некрасовская nk Pg3/Nekrasovskaya nk Pg3 84 24,0-32,2 8,3 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Чеганская+Люлинворская+Талицкая hg ll tl Pg3-i Cheganskaya+Lyulinvorskaya+Talitskaya hg ll tl Pg3-1 173 32,2-61,7 29,4 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Славгородская+Ипатовская+Кузнецовская sl ip kz K2 Slavgorodskaya+Ipatovskaya+Kuznetsovskaya sl ip kz K 364 73,2-91,6 29,9 2,15 1,4 7е-007 1,25е-006

Покурская pk K1-2/Pokurskaya pk K1-2 803 91,6-114,1 22,5 2,26 1,49 8е-007 1,25е-006

Алымская ai,2K-2/Alymskaya ai,2K-2 - 114,1-120,2 6,1 - - - -

Киялинская kls K/Kiyalinskaya kls K 550 120,2-132,4 12,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Тарская tr K/Tarskaya tr K 74 132,4-136,1 3,7 2,44 1,62 8е-007 1,25е-006

Куломзинская klmK/Kulomzinskaya klmK 237 136,1-145,8 9,7 2,44 1,64 8е-007 1,25е-006

Баженовская bgJ3/Bazhenovskaya bg J3 16 145,8-151,21 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Георгиевская gr J3/Georgievskaya gr J3 - 151,2-156,6 5,4 - - - -

Васюганская vs J3-2/Vasyuganskaya vs J3-2 55 156,6-168,3 11,7 2,42 1,6 8е-007 1,3е-006

Тюменская tm J2/Tyumenskaya tm J2 115 168,3-172,0 3,7 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

Примечание. Те же, что к таблице 4. Note. The same as for table 4.

Для решения обратной задачи геотермии используем в качестве «наблюденных» как измерения пластовых температур, полученные при испытаниях скважин (т=0), так и палеотемпературы (т0), определенные по ОСВ (табл. 1). Способ перехода от ОСВ (Щ^ к соответствующей геотемпературе обоснован вариативными исследованиями и приведен в [37]. В случае использования данных ОСВ указывается время срабатывания «максимального палеотермометра» - т.

Схема расчета палеотемператур отложений баженовской свиты состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению «наблюденных» температур Т1 в скважине рассчитывается тепловой поток q через поверхность основания осадочного чехла, т. е. решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением q решаются прямые задачи геотермии - непосредственно рассчитываются температуры и в заданных точках осадочной толщи 1 (в отложениях баженовской свиты) в заданные моменты геологического времени Ь.

Решение прямых задач геотермии выполнено на 56 ключевых моментов геологического времени, соответствующих временам начала/завершения формирования каждой свиты, точкам «излома» векового хода температур на земной поверхности и «переломным» моментам формирования и деградации неоплейстоценовой мерзлоты.

Балансовая модель процессов нефтегазообразо-вания [27, 38] позволяет по геотемпературному критерию выполнить выделение очагов интенсивного образования нефтей из РОВ баженовских отложений: с 85 °С - вхождение материнских пород (аквагенное РОВ) в главную зону нефтеобразова-ния (ГЗН).

Для сопоставительной оценки результатов вариантов моделирования - оценки степени согласованности расчетных очагов генерации УВ с установленной геологоразведочными работами нефтегазоносностью недр для каждого варианта реконструкций термической истории материнской свиты - рассчитывается интегральный показатель

плотности ресурсов генерированных нефтей (Я, усл. ед.) по формуле [39, 40]:

Я = Х (и^ • 10 2), (5)

1=1

где и1 - расчетная геотемпература очага генерации нефти (ГЗН), С; ti - интервальное время действия

очага - нахождения материнских отложений в ГЗН, млн лет; количество временных интервалов п определено числом интервалов геологического времени нахождения материнских отложений в ГЗН. Как следует из формулы (5) расчетное значение плотности генерированных ресурсов (на участке скважины) напрямую зависит от времени на-

Таблица 7. Расчетные геотемпературы баженовской свиты в разрезе скважины Лугинецкая 183 (Томская область)

Table 7. Designed geotemperatures of bazhenovskaya formation in the section of the well Luginetskaya 183 (Tomsk region)

Окончание табл. 7 Table 7

Время, млн лет назад Time, million years ago Вековой ход температур на поверхности Земли [22], °С Temperature secular trend on the Earth surface [22], °С Глубина положения баженовской свиты, м Depth of Bazhenovskaya formation location, m Геотемпературы баженовской свиты, °С Geotemperature of Bazhenovskaya formation, °С

Вариант/Version

1 2 3 4

32,3 +16 2210 97 94 82 105

34 +15 2200 96 93 82 103

37,6 +14 2178 94 91 80 101

41,7 +12 2154 90 87 80 98

42 +11 2158 89 87 80 97

46 +8 2129 86 83 79 93

54,8 +19 2077 95 92 77 102

58 +24 2058 99 96 76 106

61,7 +22 2037 95 92 74 102

73 +15 1899 83 81 69 90

73,2 +16 1897 83 81 68 90

86,5 +22 1735 83 81 62 90

89,8 +22 1694 82 80 61 88

90 +23 1692 82 81 61 88

91,6 +22 1673 79 77 58 85

114,1 +21 870 50 49 29 53

118 +19 869 48 47 29 51

120,2 +19 869 47 47 29 51

132,4 +19 319 29 29 11 30

136,1 +19 245 14 27 8 18

Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 Rated thermal flow from the base, mW/m2 53,6 52,2 54,8 59,3

Примечание. Вариант 1 - учет векового хода температур, учет вечной мерзлоты 300 м. Вариант 2 - учет векового хода температур, без учета вечной мерзлоты. Вариант3 - без учета векового хода температур, без учета вечной мерзлоты. Вариант 4 - учет векового хода температур, учет вечной мерзлоты 1000 м. Заливкой показаны температуры главной зоны нефте-образования (ГЗН), коричневой заливкой - абсолютный па-леотемпературный максимум ГЗН, темно-серой заливкой -относительные палеотемпературные максимумы ГЗН.

Note. Version 1 is the regard of temperature secular trend, permafrost regard is 300 m. Version 2 is the regard of temperature secular trend without consideration of permafrost. Version 3 without consideration of temperature secular trend and permafrost. Version 4 is the regard of temperature secular trend, permafrost regard is 1000 m. the temperatures of the main oil formation area (MOFA) are marked with colors, absolute paleotemperature maximum of MOFA is in brown, relative paleotemperature maximums of MOFA are in dark-grey.

^ a

га от m га

É о

5 = * £

5 ш ш с ü Е

га о I

о - С

Огага

ш

С О

0= .га Е с

о s Js

P'ON °

£ m^ ° ^90га

Ю Q

Геотемпературы баженовской свиты, °С Geotemperature of Bazhenovskaya formation, °С

Вариант/Version

1 2 3 4

80 81 87 75

80 81 87 75

80 81 87 75

80 81 87 75

80 81 88 77

79 81 88 78

79 81 88 78

79 81 88 78

79 81 88 78

79 81 88 78

79 80 88 78

79 80 87 78

79 80 87 78

79 80 87 78

80 80 87 78

83 81 87 79

84 82 87 82

85 82 87 82

86 82 87 86

86 82 87 91

86 82 87 94

86 83 87 94

86 83 87 95

86 83 86 94

86 83 86 95

88 85 86 96

89 89 86 97

95 93 86 104

88 85 86 96

89 86 86 97

92 89 86 101

94 90 86 102

89 86 86 97

100 97 86 108

101 98 86 110

98 95 83 107

0

2321

0,001

+1

2321

0,003

+2

2321

0,005

+3

2321

0,018

+1

2320

0,03

2321

0,05

2320

0,052

2320

0,055

2321

0,0565

2320

0,07

2319

0,09

2319

0,11

2319

0,13

2319

0,15

2318

0,19

-9

2318

0,21

-6

2317

0,222

2317

0,225

2317

0,235

-10

2317

0,2355

-9

2317

0,2385

2317

0,24

2317

1,4

+1

2299

1,64

+1

2296

3,1

+2

2295

3,2

+2

2295

+12

2295

4,7

+3

2295

5,2

-3

2294

5,7

+7

2294

6,3

+10

2294

+4

2294

20

+15

2294

24

+16

2294

31,5

+17

2218

0

0

7

хождения материнской свиты в ГЗН и от геотемператур ГЗН. Оценка плотности ресурсов выполняется в условных (относительных) единицах, что представляется корректным для последующего сопоставления результатов вариантов моделирования одного объекта.

Влияние неоплейстоценовой толщи мерзлоты на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала баженовских отложений Лугинецкого месторождения (Томская область) Анализ расчетных значений плотности теплового потока q из основания осадочного разреза (табл. 7) показывает следующее. В вариантах 1, 3 и 4 тепловой поток увеличивается на 1,4-2,6-7,1 мВт/м2(на 3-5-14 %) по отношению к расчетному значению теплового потока варианта 2 - 52,2 мВт/м2.

Анализ термической истории баженовской свиты (табл. 7) в разрезе скважины свидетельствует о том, что в варианте 3 (без учета палеоклима-та, т. е. без учета векового хода температур и неоплейстоценовой мерзлоты) материнская свита «пережила» самую короткую и самую «холодную» главную фазу нефтеобразования.

В вариантах 1, 2 и 4 (с учетом палеоклимата) баженовская свита имеет «богатые», но разные термические истории ГФН. Главные фазы нефтеобразования этих вариантов имеют разные значения абсолютных максимумов палеотемператур, а также содержат относительные максимумы геотемператур в геологическом прошлом.

В вариантах 1 и 4 присутствие толщи вечно-мерзлых пород, обладающих высокими значениями теплопроводности Я и температуропроводности a, приводит к увеличению расчетных значений плотности теплового потока q, что, в свою очередь, увеличивает расчетные геотемпературы материнских отложений. В случае неучета векового хода температур на дневной поверхности (вариант 3) расчетный тепловой поток q также увеличивается.

Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине приведено в табл. 8. Так как измеренные температуры (включая определенные по ОСВ) и расчетные геотемпературы имеют погрешность порядка ±2 °С, то варианты 3 и 4 решений нельзя признать приемлемыми. В этих вариантах «невязки» превышают оптимальную более чем в 4 раза, а разница с ОСВ (с «максимальным палеотермометром») достигает 11-12 °С.

В случае учета палеоклимата (варианты 1 и 2) как «невязки» решений обратных задач (4), так и сходимость с «максимальным палеотермометром» оптимальны и равноценны. Таким образом, сопоставление измеренных и расчетных геотемператур позволяет заключить, что по критерию «невязки» результаты вариантов 1 и 2 приемлемы и равноценны. Учет векового хода температур и неоплейстоценовой мерзлоты мощностью до 300 м позволяет корректно восстановить термическую историю баженовских отложений.

Расчет плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей R (табл. 9) дает максимальное значение для приемлемого варианта 1 (68 усл. ед.). В этом варианте, помимо учета векового хода температур на дневной поверхности, учтено присутствие неоплейстоценовой мерзлоты мощностью 300 м. Указанное максимальное значение почти на 25 % больше, чем в варианте 2 (55 усл. ед.), в котором учтен только один фактор палеоклима -вековой ход температур. Максимальное значение плотности генерированных ресурсов следует из более «богатой» термической истории баженовской свиты в варианте 1 (табл. 7).

Таким образом, именно вариант 1, вполне корректный по сходимости измеренных и расчетных геотемператур и наиболее полно (в контексте проведенных исследований) учитывающий основные факторы палеоклимата, представляет наиболее «богатую» термическую историю материнских отложений, а следовательно, обеспечивает наибольшую подсчетную плотность ресурсов генерирован-

Таблица 8. Сопоставление измеренных и расчетных геотемператур в скважине Лугинецкая 183 (Томская область) Table 8. Comparison of the designed and measured geotemperatures in well Luginetskaya 183 (Tomsk region)

Глубина,м Depth, m Измеренные («наблюденные») температуры, °С Measured («observed») temperatures, °С Способ измерения Measurement method Вариант (°C)/Version (°С)

1 2 3 4

Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference

2200 77 Пластовые Reservoir 76 -1 78 +1 83 +6 70 -7

2350 84 81 -3 82 -2 89 +5 76 -8

2345 98 По ОСВ By VRD 101 +3 99 +1 87 -11 110 +12

Среднеквадратическое отклонение («невязка»), °С Mean-square deviation («mis-tie»), °С ±2 ±1 ±8 ±9

ных нефтей. Наличие в результатах варианта 1 палеоочагов интенсивной генерации баженов-ской нефти (табл. 7) хорошо объясняет вскрытую скважиной Лугинецкая 183 промышленную залежь в верхнеюрских отложениях (табл. 1).

Таблица 9. Оценка плотности ресурсов генерированных ба-женовских нефтей (Н) для вариантов учета палео-климата (скважина Лугинецкая 183, Томская область)

Table 9. Estimation of resource density of the generated Bazhenov oil (R) for versions of paleoclimate consideration (well Luginetskaya 183, Tomsk region)

Вариант палеотемпературного моделирования Version of paleotemperature modeling Расчетные ресурсы (R), усл. ед. Rated life (R), arb. units Количество расчетных временных интервалов (n) Amount of rated time gaps, (n) Период работы палеоочага генерации нефти, млн лет назад Operating period of paleosource of oil generation, million years ago Время работы палеоочага, млн лет Paleosource run days, million years ago Максимальные геотемпературы палеоочага, °С Peak geotemperatures of paleosource, °С

1 68 24 61,7-0,222 61,5 101

2 55 19 61,7-54,8 42-3,1 45,8 98

3 27 29 24-0 24,0 87

4 109 23 91,6-0,21 91,4 110

Примечание. Заливкой обозначены варианты, приемлемые и равноценные по оптимальной согласованности расчетных геотемператур как с измеренными пластовыми температурами, так и с геотемпературами, определенными по ОСВ.

Note. The versions, acceptable and equal by optimal conformity of the rated geotemperates both with the measured reservoir temperatures and with the geotemperatures determined by the VRD, are marked with the color.

Влияние неоплейстоценовой толщи мерзлоты на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала баженовских отложений Верх-Тарского месторождения (Новосибирская область) Из анализа расчетных значений плотности теплового потока q из основания осадочного разреза (табл. 10) следует, что в вариантах 1, 3 и 4 тепловой поток увеличивается на 1,5-2,6-6,5 мВт/м2 (на 3-5-13 %) по отношению к расчетному значению теплового потока варианта 2 - 49,3 мВт/м2.

Анализ термической истории баженовской свиты (табл. 10) в разрезе скважины свидетельствует о том, что в варианте 3 материнская свита «пережила» самую короткую и самую «холодную» главную фазу нефтеобразования.

В вариантах 1, 2 и 4 (с учетом палеоклимата) баженовская свита имеет разные термические истории ГФН. Главные фазы нефтеобразования этих вариантов имеют разные значения абсолютных максимумов палеотемператур, а также содержат относительные максимумы геотемператур в геологическом прошлом.

В вариантах 1 и 4 присутствие толщи вечно-мерзлых пород приводит к увеличению расчетных значений плотности теплового потока q, что, в свою очередь, увеличивает расчетные геотемпературы материнских отложений. В случае неучета векового хода температур на дневной поверхности (вариант 3), расчетный тепловой поток q также увеличивается.

Сопоставление расчетных и измеренных геотемператур в скважине Верх-Тарская 7 приведено в табл. 11. Так как измеренные температуры (включая определенные по ОСВ) и расчетные геотемпературы имеют погрешность порядка ±2 °С, то варианты 3 и 4 решений нельзя признать приемлемыми. В этих вариантах «невязки» превышают оптимальную в 4 раза, а разница с ОСВ (с «максимальным палеотермометром») достигает 12 °С.

В случае учета палеоклимата (варианты 1 и 2) как «невязки» решений обратных задач (4), так и сходимость с «максимальным палеотермометром» оптимальны и равноценны. Таким образом, сопоставление измеренных и расчетных геотемператур позволяет заключить, что по критерию «невязки» результаты вариантов 1 и 2 приемлемы и равноценны. Учет векового хода температур и неоплейстоценовой мерзлоты мощностью до 300 м позволяет корректно восстановить термическую историю баженовских отложений.

Расчет плотности генерированных баженов-ских нефтей И (табл. 12) дает максимальное значение для приемлемого варианта 1 (84 усл. ед.). В этом варианте, помимо учета векового хода температур на дневной поверхности, учтено присутствие неоплейстоценовой мерзлоты мощностью 300 м. Указанное максимальное значение на 30 % больше, чем в варианте 2 (64 усл. ед.), в котором учтен только один фактор палеоклимата - вековой ход температур. Максимальное значение плотности генерированных ресурсов следует из более «богатой» термической истории баженовской свиты в варианте 1 (табл. 10).

Таким образом, вариант 1, вполне корректный по сходимости измеренных и расчетных геотемператур и наиболее полно учитывающий основные факторы палеоклимата, представляет наиболее «богатую» термическую историю материнских отложений, а следовательно, обеспечивает наибольшую подсчетную плотность генерированных неф-тей. Наличие в результатах варианта 1 палеооча-гов интенсивной генерации баженовской нефти (табл. 12) хорошо объясняет вскрытую скважиной Верх-Тарская 7 промышленную залежь в пласте Ю! (табл. 1)

Сопоставление и обсуждение результатов

исследований

В вариантах 1 и 4, как на Лугинецком, так и на Верх-Тарском месторождениях, получено увеличение расчетной плотности теплового потока q по отношению к расчетному значению теплового

Таблица 10. Расчетные геотемпературы баженовской свиты в разрезе скважины Верх-Тарская 7 (Новосибирская область)

Table 10. Ratedgeotemperatures of Bazhenovskaya formation in the section of the well Verkh-Tarskaya 7 (Novosibirsk region)

Время, млн лет назад Time, million years ago Вековой ход температур на поверхности Земли [22], °С Temperature secular trend on the Earth surface [22], °С Глубина положения баженовской свиты, м Depth of Bazhenovskaya formation location, m Геотемпературы баженовской свиты, °С Geotemperature of Bazhenovskaya formation, °С

Вариант/Version

1 2 3 4

0 0 2441 81 82 88 77

0,001 +1 2440 81 82 88 77

0,003 +2 2440 81 82 88 77

0,005 +3 2440 81 82 88 77

0,018 +1 2440 81 82 88 77

0,03 -2 2440 81 82 88 77

0,05 -1 2440 81 82 88 77

0,052 -1 2440 81 82 88 77

0,055 -1 2440 81 82 88 77

0,0565 -2 2440 81 82 88 77

0,07 -4 2440 81 82 88 77

0,09 -1 2440 81 82 88 77

0,11 -4 2440 81 82 88 77

0,13 -1 2440 81 82 88 77

0,15 -4 2440 81 82 88 77

0,19 -9 2440 81 82 88 77

0,21 -6 2440 81 82 88 77

0,222 -7 2438 81 82 88 77

0,225 -8 2438 81 82 88 77

0,235 -10 2438 81 82 88 77

0,2355 -9 2438 81 82 88 77

0,2385 -2 2438 81 82 88 77

0,24 0 2438 81 82 88 77

1,4 +1 2422 86 83 87 93

1,64 +1 2420 86 84 87 93

3,1 +2 2420 88 85 87 95

3,2 +2 2420 88 85 87 95

3,8 +12 2420 88 85 87 95

4,7 +3 2420 94 91 87 101

5,2 -3 2419 89 86 87 96

потока варианта 2, в котором фактор палеоклима-та - неоплейтоценовая мерзлота, не учтен. Увеличение обусловлено рассеиванием тепла через дневную поверхность за счет высокой теплопроводности 1? и температуропроводности а мерзлой толщи, присутствующей в модели (1)-(4).

И в случаях неучета векового хода температур на дневной поверхности (вариант 3) расчетный тепловой поток также увеличен - 54,8 мВт/м2. Это объясняется фактическим отсутствием в этом варианте солярного источника тепла (2) в модели палео-температурных реконструкций (1)-(4). В этом случае минимизация функционала (4) - минимизация «невязки» расчетных и и наблюденных Т геотемпе-

Окончание табл. 10

Table 10

Время, млн лет назад Time, million years ago Вековой ход температур на поверхности Земли [22], °С Temperature secular trend on the Earth surface [22], °С Глубина положения баженовской свиты, м Depth of Bazhenovskaya formation location, m Геотемпературы баженовской свиты, °С Geotemperature of Bazhenovskaya formation, °С

Вариант/Version

1 2 3 4

5,7 +7 2419 89 86 87 96

6,3 +10 2419 94 91 87 102

7 +4 2419 89 87 87 97

20 +15 2419 100 97 87 108

24 +16 2419 101 98 87 109

31,5 +17 2309 98 95 82 105

32,3 +16 2293 96 93 82 103

34 +15 2276 94 92 81 101

37,6 +14 2254 93 90 80 100

41,7 +12 2224 90 87 79 96

42 +11 2217 88 86 79 95

46 +8 2202 85 82 78 91

54,8 +19 2172 93 91 76 100

58 +24 2159 98 96 76 105

61,7 +22 2151 96 94 76 103

73 +15 2044 86 83 72 92

73,2 +16 2044 86 83 72 92

86,5 +22 1983 89 88 69 96

89,8 +22 1858 85 83 64 91

90 +23 1815 84 82 62 90

91,6 +22 1797 83 81 62 89

114,1 +21 943 51 50 31 54

118 +19 938 49 48 31 52

120,2 +19 938 48 48 31 52

132,4 +19 287 28 28 9 29

136,1 +19 215 25 25 7 26

145,8 +19 44 20 20 1 20

Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 Rated thermal flow from the base, mW/m2 50,8 49,3 51,9 55,8

Примечание. Те же, что к табл. 7.

Note. The same as in table7.

ратур - «потребовала» большего значения плотности теплового потока из основания q. Но это не приводит к повышению расчетных геотемператур материнских баженовских отложений. Просто происходит компенсация энергетического дефицита, созданного отсутствием солярного источника тепла (2).

В вариантах 1, 2 и 4 (с учетом 2-х факторов па-леоклимата) баженовская свита имеет разные термические истории ГФН. Такая динамика термической истории ГФН может иметь существенное значение с точки зрения сингенетичности созревания РОВ материнских отложений, генерации УВ и формирования структурных планов площадей нефтесбора, локальных ловушек.

Таблица 11. Сопоставление измеренных и расчетных геотемператур в скважине Верх-Тарская 7 (Новосибирская область) Table 11. Comparison of the measured and rated geotemperatures in the well Verkh-Tarskaya 7 (Novosibirsk region)

Вариант (°C)/Version (°С)

1 2 3 4

Глубина, м Depth, m Измеренные («наблюденные») температуры, °С Measured («observed») temperatures, °С Способ измерения Measurement method Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference Расчетные температуры Rated temperatures Разница Difference

2488 80 Пластовые Reservoir 82 +2 83 +3 +9 78 -2

2485 85 82 -3 83 -2 +4 78 -7

2485 86 82 -4 83 -3 89 +3 78 -8

2735 106 По ОСВ By VRD 110 +4 108 +2 -17 118 +12

Среднеквадратическое отклонение («невязка»), °С Mean-square deviation («mis-tie»), °С ±3 ±2 ±8 ±7

Таблица 12. Оценка плотности ресурсов генерированных ба-женовских нефтей (Н) для вариантов учета палео-климата (скважина Верх-Тарская 7, Новосибирская область)

Table 12. Estimation of resource density of the generated Bazhenov oil (R) for versions of paleoclimate consideration (well Verk-Tarskaya 7, Novosibirsk region)

Вариант палеотемпературного моделирования Version of paleotemperature modeling Расчетные ресурсы (R), усл. ед. Rated resources (R), arb. units Количество расчетных временных интервалов (n) Amount of the rated time intervals (n) Период работы палеоочага генерации нефти, млн лет назад Operating period of paleosource of oil generation, million years ago Время работы палеоочага, млн лет Paleosource run days, million years ago Максимальные геотемпературы палеоочага, °С Peak geotemperatures of paleosource, °С

1 84 26 89,8-1,4 88,2 101

2 64 20 86,5-73,2 61,7-54, 8 42-3,1 59,1 98

3 21 35 24-0 24,0 88

4 89 26 91,6-3,1 90,0 109

Примечание. Те же, что к табл. 9.

Note. The same as in table 9.

В целом учет палеоклимата (варианты 1,2 и 4) обуславливает увеличение расчетного палеотемпе-ратурного максимума в истории материнских ба-женовских отложений на 12(10)-15(13)-24(21) °С. Конечно, последние значения (21, 24 °С) маловероятны для юго-востока Западной Сибири. Тем не менее, полученные нами результаты вполне согласуются с предположением, высказанным А.Э. Кон-торовичем [3], о существенном влиянии резкого похолодания климата в конце плиоцена на геотермический режим осадочного чехла.

Как следует из сказанного выше, неучет факторов палеоклимата (вариант 3) не позволяет постро-

ить достаточно строгую физико-математическую модель геотермического режима нефтематерин-ской баженоской свиты, вскрытой глубокими скважинами в юго-восточной части Западной Сибири.

Таким образом, вариант 1, как на Лугинец-ком, так и на Верх-Тарском месторождении, наиболее полно учитывает два основных фактора па-леоклимата (вековой ход на земной поверхности и неоплейстоценовую мерзлоту). Именно вариант 1 и представляет наиболее «богатую» термическую историю материнских отложений и обеспечивает наибольшую подсчетную плотность ресурсов генерированных нефтей на землях юго-востока Западной Сибири.

Замечание. Может казаться парадоксальным факт существенной разницы расчетных геотемператур ГФН баженовской свиты в вариантах 1, 2 и 4 (табл. 7, 10), ведь абсолютный палеотемператур-ный максимум ГФН приходится на рубеж олигоце-на и миоцена (24 млн лет назад), а вечно мерзлые породы формировались только в неоплейстоцене (0,24 млн лет назад)! Объяснение этому кажущемуся парадоксу следующее. Палеотемпературы баженовской свиты рассчитываются по значению плотности теплового потока из основания осадочного разреза - q. Значение q, в свою очередь, рассчитано решением классической обратной задачи геофизики (4), где в качестве «наблюденных» температур Ti выступают современные пластовые температуры. На значения этих температур, с неизбежностью, повлияла неоплестоценовая вечная мерзлота. Таким образом, учет в параметрах модели (1)-(4) толщи вечномерзлых пород (табл. 4, 6) -это, по аналогии с классической геофизикой, учет при моделировании в «наблюденных» температурах «палеоклиматического фона», обусловленного вечной мерзлотой. А так как вечная мерзлота («фон») в вариантах 1, 2 и 4 присутствует по-разному, то и расчетные значения геотемператур ГФН в вариантах 1, 2 и 4 получаются разные.

Выводы

1. Аналитический обзор проблемы совершенствования подсчета ресурсов УВ юрско-меловых НГК Западной Сибири объемно-генетическим методом, основанном на палеореконструкциях геотермического режима материнских отложений, показал актуальность количественной оценки роли палеоклимата, особенно в поздне-четвертичное время.

2. Определены три основных палеоклиматиче-ских фактора, вероятно существенно влияющих на реконструируемый геотермический режим осадочного разреза, включая нефтема-теринские отложения: 1) вековой ход температур на поверхности Земли; 2) формирование и деградация неоплейстоценовой толщи вечно-мерзлых пород; 3) позднечетвертичные ледниковые покровы.

3. Сформулирована задача и определена методика количественной оценки 2-го фактора палеокли-мата в реконструкциях геотермического режима нефтематеринских отложений и оценке реализации их генерационного потенциала.

4. Методика проведенных исследований основывается на методе палеотемпературного моделирования, наиболее полно учитывающем многочисленные параметры геотермополя, на многовариантности палеотектонических и палеотем-пературных реконструкций, на анализе вариабельности результатов, на оценке соответствия результатов общепринятым критериям оптимальности решения обратной задачи геофизики, а также на степени согласованности расчетных очагов генерации нефтей с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.

5. На представительных примерах мезозойского-кайнозойского разреза юго-востока Западной Сибири (широты Томской и Новосибирской

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР. Сер. геол. - 1967. - № 11. - C. 135-156.

2. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазо-носности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика. - 1967. - № 2. -C. 16-29.

3. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидоге-неза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование) / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, Н.А. Малышев, П.И. Сафронов, С.А. Гуськов, С.В. Ершов, В.А. Казаненков, Н.С. Ким, В.А. Конторович, Е.А. Костырева, В.Н. Меленевский, В.Р. Лившиц, А.А. Поляков, М.Б. Скворцов // Геология и геофизика. -2013. - Т. 54. - №8.- С. 1179-1226.

4. Прищепа О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т. 6. - № 4. URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011.pdf (дата обращения: 20.08.2015).

областей) установлено, что неучет векового хода температур на поверхности Земли и толщи неоплейстоценовой мерзлоты не позволяет адекватно восстановить термическую историю материнских баженовских отложений.

6. Получены результаты, указывающие на необходимость учета неоплейстоценовой мерзлоты мощностью порядка 300 м для корректного восстановления термической истории неф-тематеринских отложений на землях юго-востока Западной Сибири.

7. При определении ресурсов УВ объёмно-генетическим методом на землях Томской и Новосибирской областей предпочтительно применять «местный» вековой ход температур и толщу мерзлоты мощностью порядка 300 м. Это позволит более корректно учесть историю главной фазы нефтеобразования и не занижать (до 25-30 %) расчетные ресурсы УВ. Представляется, что результаты проведенных

исследований позволяют сформулировать задачи последующих научных изысканий в интереснейшей области - на стыке нефтегазовой геологии и геофизики и палеоклиматологии. Именно междисциплинарный подход может обеспечить создание ресурсоэффективных технологий поисков и разведки углеводородов [41].

Одна из таких первоочередных задач - количественно оценить влияние 3 фактора палеоклима-та - позднечетвертичных ледниковых покровов -на расчетный геотермический режим и степень реализации генерационного потенциала баженов-ских отложений Западной Сибири. Эти периодически формирующиеся ледниковые покровы в центрах формирования на севере Западной Сибири достигали мощности 3500 м [3].

Благодарим д.г.-м.н. А.Н.Фомина, предоставившего данные ОСВ.

5. Low geothermal heat flow of the Urals fold belt - implication of low heat production, fluid circulation or palaeoclimate? / I.T. Kukkonen, I.V. Golovanova, Yu.V. Khachay, V.S. Druzhi-nin, A.M. Kosarev, V.A. Scharov // Tectonophysics. - 1997. -V. 276.- P. 63-85.

6. Ерофеев Л.Я., Завидий Т.Ю. Определение поправки за палео-климатический фактор для коррекции результатов геотермических исследований // Геофизика. - 2010. - № 5. - С. 48-52.

7. Голованова И.В., Сальманова Р.Ю., Тагирова Ч.Д. Методика расчета глубинных температур с учетом исправленных на влияние палеоклимата значений теплового потока // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55. - № 9. - С. 1426-1435.

8. Vertical variation in heat flow on the Kola Peninsula: palaeoclimate or fluid flow? / C. Vogt, D. Mottaghy, V. Rath, G. Marquart, L. Dijkshoorn, A. Wolf, C. Clauser // Geophysical Journal International. - 2014. - V. 199. - P. 829-843.

9. Демежко Д.Ю., Горностаева А.А. Реконструкции долговременных изменений теплового потока через земную поверхность по данным геотермии глубоких скважин // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55. - № 12. - С. 1841-1846.

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

11. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода /

B.И. Исаев, Г.А. Лобова, М.Э. Рояк, А.Н. Фомин // Геофизический журнал. - 2009. - Т. 31. - № 2. - С. 15-46.

12. Влияние палеоклимата на геотермический режим и нефтегене-рационный потенциал баженовской свиты (на широтах Томской области) / Г.А. Лобова, Е.Н. Осипова, К.А. Криницина, Ю.Г. Останкова // Известия Томского политехнического университета. - 2013 - Т. 322. - № 1. - С. 45-50.

13. Моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в юрских и меловых комплексах Енисей-Хатангского бассейна / П.И. Сафронов, С.В. Ершов, Н.С. Ким, А.Н. Фомин // Геология нефти и газа. - 2011. - № 5. -

C. 48-55.

14. Лопатин Н.В. Концепция нефтегазовых генерационно-акку-муляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково-разведочных работ // Геоинформатика. -2006.- №3. - С. 101-120.

15. Галушкин Ю.И., Ситар К.А., Куницина А.В. Численное моделирование преобразования органического вещества осадочных горных пород северо-восточного шельфа Сахалина // Океанология. - 2011. - Т. 51. - № 3. - С. 521-531.

16. Геотермия арктических морей / М.Д. Хуторской, В.Р. Ахмед-зянов, А.В. Ермаков, Ю.Г. Леонов, Л.В. Подгорных, Б.Г. Поляк, Е.А. Сухих, Л.А. Цыбуля / отв. ред. Ю.Г. Леонов. - М.: ГЕОС, 2013. - 232 с.

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

18. Гольберт А.В. Основы региональной палеоклиматологии. - М: Недра, 1987. - 222 с.

19. Лобова Г.А., Стоцкий В.В., Исаев В.И. Влияние палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовских отложений юго-востока Западной Сибири (Новосибирская область) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9. - № 3. URL: http://www. ngtp.ru/rub/4/31_2014.pdf (дата обращения: 20.08.2015).

20. Исаев В.И., Искоркина А.А. Мезозойско-кайнозойский ход температур на поверхности Земли и геотермический режим юрских нефтематеринских отложений (южная палеоклимати-ческая зона Западной Сибири) // Геофизический журнал. -2014. - Т. 36. - №5. - С. 64-80.

21. Исаев В.И., Лобова Г.А., Фомин А.Н. Влияние палеоклимата на геотермический режим баженовских отложений юго-востока Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 3. - С. 4-11.

22. Исаев В.И., Рылова Т.Б., Гумерова (Искоркина) А.А. Палео-климат Западной Сибири и реализация генерационного потенциала нефтематеринских отложений // Известия Томского политехнического университета. - 2014. - Т. 324. - № 1. -С. 93-102.

23. Эльгер Ю.С. К вопросу о границах покровного четвертичного оледенения в пределах Западной Сибири и Казахстана // Разведка и охрана недр. - 2015. - № 1. - С. 30-33.

24. Krasny M.L., Kosygin V.Yu., Isaev V.I. Density Model of the Seismic Acoustic Basement of the Kuril-Kamchatka Island System and Surrounding Areas // Modern Geology. - 1986. -V. 10 (1). - P. 65-72.

25. Density Modeling of the Basement of Sedimentary Sequences and Prediction of Oil-Gas Accumulation: Evidence from South Sakhalin and West Siberia / V.I. Isaev, R.Yu. Gulenok, O.S. Isaeva, G.A. Lobova // Russian Journal of Pacific Geology. - 2008. -V. 2. - №3. - P. 191-204.

26. Isaev V.I. Interpretation of High-Accuracy Gravity Exploration Data by Mathematic Programming // Russian Journal of Pacific Geology. - 2013. - V. 7. - № 2. - P. 92-106.

27. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конто-рович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. -Т. 38. - №6. - С. 1070-1078.

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

29. Сурикова Е.С., Калинина Л.М. История тектонического развития Межовского мегамыса и модель геологического строения Верх-Тарского нефтяного месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т. 5. - № 1. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/14_2010.pdf (дата обращения: 20.08.2015).

30. Шарбатян А.А. Экстремальные оценки в геотермии и геокриологии. - М.: Наука, 1974. - 123 с.

31. Isaev V.I., Volkova N.A., Nim T.V. Solution of direct invers sedimentation heat-flow problems // Geology of the Pacific Ocean. -1996. - V. 12. - №3. - P. 523-536.

32. Estimation of the Oil-and-Gas Potential of Sedimentary Depression in the Far East and West Siberia Based on Gravimetry and Geothermy Data / R.Yu. Gulenok, V.I. Isaev, V.Yu. Kosygin, G.A. Lobova, V.I. Starostenko // Russian Journal of Pacific Geology. - 2011. - V. 5. - № 4. - P. 273-287.

33. Геотермия как метод разведочной геофизики (на примере оценки ресурсов углеводородов доюрского основания Западной Сибири) / Г.А. Лобова, А.К. Исагалиева, Е.М. Ахметов, В.И. Исаев // Известия НАН Республики Казахстан. Серия геологии и технических наук. - 2015. - № 2. - С. 84-94.

34. Шкала геологического времени / У.Б. Харленд, А.В. Кокс, П.Г. Ллевеллин, К.А.Г. Пиктон, А.Г. Смит, Р. Уолтерс. - М.: Мир, 1985. - 140 с.

35. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов / В.И. Исаев, Р.Ю. Гуленок, О.В. Веселов, А.В. Бычков, Ю.Г. Соловейчик // Геология нефти и газа. - 2002. - № 6. - С. 48-54.

36. Иванов Н.С., Гаврильев Р.И. Теплофизические свойства мерзлых горных пород. - М.: Наука, 1965. - 74 с.

37. Isaev V.I., Fomin A.N. Loki of generation of bazhenov- and togur-type oils in the southern NyuroFka megadepression // Russian Geology and Geophysics. - 2006. - V. 47. - № 6. - P. 734-745.

38. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, В.С. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. - М.: Недра, 1975. - 680 с.

39. Лобова Г.А., Попов С.А., Фомин А.Н. Локализация прогнозных ресурсов нефти юрско-меловых НГК Усть-Тымской мегав-падины // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 2. - С. 36-40.

40. Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N. The oil and gas contents of the Lower Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurol'ka megadepression // Russian Geology and Geophysics. - 2014. -V. 55. - P. 1418-1428.

41. Разработка эффективной методики оценки ресурсов углеводородов с применением сравнительно-исторического метода и геотермии как нового метода разведочной геофизики / А.А Искоркина, И.В. Брылина, А.А. Корниенко, В.И. Исаев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2015. - Т. 326. - № 7. - С. 60-69.

Поступила 26.08.2015 г.

UDC 553.98:553.041:552.578:550.8.05

LATE QUATERNARY PERMAFROST AS A FACTOR OF GEOTHERMAL MODE AND REALIZATION OF PETROGENERATIVE CAPACITY OF THE BAZHENOV SUITE (TOMSK AND NOVOSIBIRSK REGIONS)

Albina A. Iskorkina,

Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia.

E-mail: iskorkina.a@mail.ru.

Aigul K. Issagalieva,

Kazakh National Technical University named after K.I. Satpayev, 22, Satpayev street, Almaty, 050013, Republic of Kazakhstan. E-mail: a_isagalieva@mail.ru

Olga S. Isaeva,

Territorial fund of geological information for the Siberian Federal District, bld. 16, 9, Mokrushin street, Tomsk, 634034, Russia. E-mail: isaeva_sah@mail.ru

Vladimir Yu. Kosygin,

Computer center of DVO Russian Academy of Sciences, 65, Kym Yu Chen street, Khabarovsk, 680000, Russia. E-mail: kosyginv@inbox.ru

Valeriy I. Isaev,

Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia.

E-mail: isaevvi@tpu.ru

The relevance of the research is caused by the need to develop the criteria and effective schemes of quantitative assessment of resources - prospects of petroleum of West Siberian petroleum province territories having unique late quaternary paleoclimate features. In the review of the problem of improving the technique to calculate the resources of hydrocarbons by the volume and genetic method the authors have determined the major paleoclimate factors: 1) the century course of temperatures on a terrestrial surface; 2) formation and degradation of Neo-Pleistocene thickness of permafrost rock; 3) late quaternary glacial covers.

The main aim of the research is to define the influence of the second factor of a paleoclimate - Neo-Pleistocene permafrost thickness - on the settlement geothermal regime and extent of implementation of their generative potential of petromaternal deposits on the example of the Bazhenov suite of the southeast of Western Siberia.

Object of researches is Bazhenov deposits of the Mesozoic and Cenozoic section, opened with deep wells in the southeast of Western Siberia (the Luginetskaya field of the Tomsk region, the Verkh-Tarsky field of the Novosibirsk region).

The technique of researchesis based on a method of paleotemperature modeling - the solution of the return and direct problems of a non-stationary geothermal in the conditions of sedimentation, on diversity paleotectonic and paleotemperature reconstructions, on the assessment of the reconstruction results compliance to the criteria of optimality of geophysics return problem solution, on the assessment of coherence degree of the settlement centers of oil generation with the established petroleum potential of mineral resources. Research results. It was ascertained that the accounting of Neo-Pleistocene permafrost with about 300 m power is necessary and it is preferable to apply the «local» (regional) century course of temperatures on a terrestrial surface to adequate recovery of thermal history of petromaternal deposits on еру lands of the southeast of Western Siberia. This allows considering more correctly the history of the main phase of oil formation, both without underestimating (to 25-30 %) the settlement of hydrocarbon resources obtained by the volume and genetic method. The conclusion is drawn that the interdisciplinary approach (petroleum geology, geophysics and a paleoclima-tology) can provide the development of the resource efficient technology of searching and investigating hydrocarbons.

Key words:

Resources of hydrocarbon, Neo-Pleistocene permafrost, Bazhenov deposits, paleotemperature modeling, southeast of Western Siberia. The authors thank Dr. Sc. A.N. Fomin for vitrinite reflectance data.

REFERENCES

1. Vassoevich N.B. Teoriya osadochno migracionnogo proiskhozhde-niya nefti (istoricheskiy obzor i sovremennoe sostoyanie) [Theory of a sedimentary and migratory origin of oil (historical review and current state)]. Izvestiya AN SSSR. Ser. Geol - Bulletin of the AN SSSR. Ser. Geol., 1967, no. 11, pp. 135-156.

2. Kontorovich A.E., Parparova G.M., Trushkov P.A. Metamorfizm organicheskogo veshchestva i nekotorye voprosy neftegazonosno-sti (na primere mezozoiskikh otlozheniy Zapadno Sibirskoy niz-mennosti) [Metamorphism of organic substance and some issues of petroleum content (on the example of Mesozoic deposits of the West Siberian lowland)]. Geologiya i geofizika - Russian Geology and Geophysics, 1967, no. 2, pp. 16-29.

3. Kontorovich A.E., Burshteyn L.M., Malyshev N.A., Safronov P.I., Guskov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Melenevskiy V.N., Livshits V.R., Polyakov A.A., Skvortsov M.B. Istoriko-geolo-gicheskoe modelirovanie protsessov naftidogeneza v mezozoysko-kaynozoyskom osadochnom basseyne Karskogo morya (basseyno-voe modelirovanie) [Historical and geological modeling of nafti-dogenesis processes in Mesozoic-Cenozoic sedimentary basin of the Kara Sea (basin modeling)]. Geologiya i Geofizika - Russian Geology and Geophysics, 2013, vol. 54, no. 8, pp. 1179-1226.

4. Prishchepa O.M. Kompleksny sposob kolichestvennoy otsenki resursov nefti i gaza v zonakh neftegazonakopleniya [A complex way of a quantitative assessment of oil and gas resources in oil

and gas accumulation zones]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya i Praktika - Oil and gas geology. Theory and practice, 2011, vol. 6, no. 4. Available at: http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011.pdf (accessed: 20 August 2015).

5. Kukkonen I.T., Golovanova I.V., Khachay Yu.V., Druzhi-nin V.S., Kosarev A.M., Scharov V.A. Low geothermal heat flow of the Urals fold belt - implication of low heat production, fluid circulation or palaeoclimate? Tectonophysics, 1997, vol. 276, pp. 63-85.

6. Erofeev L.Ya., Zavidiy T.Yu. Opredelenie popravki za paleokli-maticheskiy faktor dlya korrektsii rezultatov geotermicheskikh issledovaniy [Definition of the amendment for a paleoclimate factor for correcting the results of geothermal researches]. Geofizi-ka - Geophysics, 2010, no. 5, pp. 48-52.

7. Golovanova I.V., Salmanova R.Yu., Tagirova Ch.D. Metodika rascheta glubinnykh temperatur s uchetom ispravlennykh na vli-yanie paleoklimata znacheniy teplovogo potoka [Method for deep-temperature estimation with regard to the paleoclimate influence on the heat flow]. Geologiya i geofizika - Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, no. 9, pp. 1426-1435.

8. Vogt C., Mottaghy D., Rath V., Marquart G., Dijkshoorn L., Wolf A., Clauser C. Vertical variation in heat flow on the Kola Peninsula: palaeoclimate or fluid flow? Geophysical Journal International, 2014, vol. 199, pp. 829-843.

9. Demeyko D.Yu., Gornostaeva A.A. Rekonstruktsii dolgovremen-nykh izmeneniy teplovogo potoka cherez zemnuyu poverkhnost po dannym geotermii glubokikh skvazhin [Reconstruction of long-term changes of a thermal stream through a terrestrial surface according to a geothermics of deep wells]. Geologiya i geofizi-ka - Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, no. 12, pp. 1841-1846.

10. Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. Teplovoe pole i neftegazonos-nost molodykh plit SSSR [Thermal field and oil and gas content of young plates of the USSR]. Moscow, Nedra Publ., 1986. 222 p.

11. Isaev V.I., Lobova G.A., Royak M.E., Fomin A.N. Neftegazonos-nost tsentralnoy chasti Yugorskogo svoda [Oil and gas content of the central part of the Yugra arch]. Geofizicheskiy zhurnal - Geophysical journal, 2009, vol. 31, no. 2, pp. 15-46.

12. Lobova G.A., Osipova E.N., Krinitsyna K.A., Ostankova Yu.G. Vliyanie paleoklimata na geotermicheskiy rezhim i neftegenerat-sionny potentsial bazhenovskoy svity (na shirotakh Tomskoy oblasti) [Influence of paleoclimate on geothermal regime and oil generation potential of the Bazhenov Formation (at latitudes of Tomsk region)]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 322, no. 1, pp. 45-50.

13. Safronov P.I., Ershov S.V., Kim N.S., Fomin A.N. Modelirovanie protsessov generatsii, migratsii i akkumulyatsii uglevodorodov v yurskikh i melovykh kompleksakh Enisey-Khatangskogo bassey-na [Modeling generation, migration and accumulation of hydrocarbons in the Jurassic and cretaceous complexes of the Yenisei-Hatangsky basin]. Geologija nefti i gaza - Geology of oil and gas, 2011, no. 5, pp. 48-55.

14. Lopatin N.V. Kontseptsiya neftegazovykh generatsionno-akku-mulyatsionnykh sistem kak integriruyushchee nachalo v obosno-vanii poiskovo-razvedochnykh rabot [The concept of oil and gas generative and accumulative systems as the integrating beginning in justification of exploration]. Geoinformatika, 2006, no. 3, pp. 101-120.

15. Galushkin Yu.I., Sitar K.A., Kunitsyna A.V. Chislennoe modeli-rovanie preobrazovaniya organicheskogo veshchestva os-adochnykh gornykh porod severo-vostochnogo shelfa sakhalina [Numerical modeling of organic substance transformation in sedimentary rocks of the northeast shelf of Sakhalin]. Oceanology, 2011, vol. 51, no. 3, pp. 521-531.

16. Hutorskoy M.D., Akhmedzyanov V.R., Ermakov A.V., Leo-nov Yu.G., Podgornykh L.V., Polyak B.G., Sukhikh E.A., Tsybu-lya L.A. Geotermiya arkticheskikh morey [Geothermic of the Ar-

ctic seas]. Ed. by Yu.G. Leonov. Moscow, GEOS Publ., 2013. 232 p.

17. Galushkin Yu.I. Modelirovanie osadochnykh basseynov i otsenka ikh neftegazonosnosti [Modeling of decantation basins and assessment of their oil-and-gas content]. Moscow, Nauchny mir Publ., 2007. 456 p.

18. Golbert A.V. Osnovy regionalnoy paleoklimatologii [Bases of regional paleoclimatology]. Moscow, Nedra Publ., 1987. 222 p.

19. Lobova G.A., Stotskiy V.V., Isaev V.I. Vliyanie paleoklimata na geotermicheskiy rezhim i realizatsiyu neftegeneratsionnogo po-tentsiala bazhenovskikh otlozheniy yugo-vostoka Zapadnoy Sibi-ri (Novosibirskaya oblast) [Influence of paleoclimate on geother-mal mode and realization of petrogenerative potential of Bazhenov deposits in the southeast of Western Siberia (Novosibirsk region)]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya il Praktika - Oil and gas geology. Theory and practice, 2014, vol. 9, no. 3. Available at: http://www.ngtp.ru/rub/4/31_2014.pdf (accessed: 20 August 2015).

20. Isaev V.I., Iskorkina A.A. Mezozoysko-kaynozoyskiy hod temperatur na poverkhnosti Zemli i geotermicheskiy rezhim yurskikh neftematerinskikh otlozheniy (yuzhnaya paleoklimaticheskaya zona Zapadnoy Sibiri) [Mesozoic and Cainozoic course of temperatures on the Earth surfaces and geothermal mode of the Jurassic petromaternal deposits (the southern paleoclimate zone of Western Siberia)]. Geofizicheskiy zhurnal - Geophysical journal, 2014, vol. 36, no. 5, pp. 64-80.

21. Isaev V.I., Lobova G.A., Fomin A.N. Vliyanie paleoklimata na ge-otermicheskiy rezhim bazhenovskikh otlozheniy yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Influence of paleoclimate on geothermal mode of bazhenov deposits in the southeast of Western Siberia]. Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2015, no. 3, pp. 4-11.

22. Isaev V.I., Rylova T.B., Gumerova (Iskorkina) A.A. Paleoklimat Zapadnoy Sibiri i realizatsiya generatsionnogo potentsiala nefte-materinskikh otlozheniy [Paleoclimate of Western Siberia and realization of generative potential of petromaternal deposits]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2014, vol. 324, no. 1, pp.93-102.

23. Elger Yu.S. K voprosu o granitsakh pokrovnogo chetvertichnogo oledeneniya v predelakh Zapadnoy Sibiri i Kazakhstana [Borders of integumentary quarternary freezing within Western Siberia and Kazakhstan]. Razvedka i okhrana nedr - Investigation and protection of a subsoil, 2015, no. 1, pp. 30-33.

24. Krasny M.L., Kosygin V.Yu., Isaev V.I. Density Model of the Seismic Acoustic Basement of the Kuril-Kamchatka Island System and Surrounding Areas. Modern Geology, 1986, vol. 10 (1), pp. 65-72.

25. Isaev V.I., Gulenok R.Yu., Isaeva O.S., Lobova G.A. Density Modeling of the Basement of Sedimentary Sequences and Prediction of Oil-Gas Accumulation: Evidence from South Sakhalin and West Siberia. Russian Journal of Pacific Geology, 2008, vol. 2, no. 3, pp. 191-204.

26. Isaev V.I. Interpretation of High-Accuracy Gravity Exploration Data by Mathematic Programming. Russian Journal of Pacific Geology, 2013, vol. 7, no. 2, pp. 92-106.

27. Burshteyn L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskiy V.N. Model katageneza organicheskogo veshchestva (na primere bazhenovskoy svity) [The katagenesis model of organic matter (by the example of Bazhenov Formation)]. Geologiya i geofizika - Russian Geology and Geophysics, 1997, vol. 38, no. 6, pp. 1070-1078.

28. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kay-nozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and oil-and-gas petroleum potential of the Mesozoic-Cenozoic deposits in southeastern regions of West Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2002. 253 p.

29. Surikova E.S., Kalinina L.M. Istoriya tektonicheskogo razvitiya Meyovskogo megamysa i model geologicheskogo stroeniya Verkh-

Tarskogo neftyanogo mestorozhdeniya [History of tectonic development of the Mezhovsky mega-foreland and model of geological structure of the Verkh-Tarsky oil field]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya i Praktika - Oil and gas geology. Theory and practice,

2010, vol. 5, no. 1. Available at: http://www.ngtp.ru/rub/ 4/14_2010.pdf (accessed: 20 August 2015).

30. Sharbatyan F.F. Ekstremalnye otsenki v geotermii i geokriologii [Extreme estimates in the geothermic and cryopedology]. Moscow, Nedra Publ., 1974. 123 p.

31. Isaev V.I., Volkova N.A., Nim T.V. Solution of direct invers sedimentation heat-flow problems. Geology of the Pacific Ocean, 1996, vol. 12, no. 3, pp. 523-536.

32. Gulenok R.Yu., Isaev V.I., Kosygin V.Yu., Lobova G.A., Staro-stenko V.I. Estimation of the Oil-and-Gas Potential of Sedimentary Depression in the Far East and West Siberia Based on Gravime-try and Geothermy Data. Russian Journal of Pacific Geology,

2011, vol. 5, no. 4, pp. 273-287.

33. Lobova G.A., Isagalieva A.K., Akhmetov E.M., Isaev V.I. Geoter-miya kak metod razvedochnoy geofiziki (na primere otsenki res-ursov uglevodorodov doyurskogo osnovaniya Zapadnoy Sibiri) [Geothermics as a method of prospecting geophysics (on the example of assessment of hydrocarbons resource of the pre-Jurassic basis in Western Siberia)]. Izvestiya NAN Respubliki Kazakhstan. Seriya geologii i tekhnicheskikh nauk - News of NAN of the Republic of Kazakhstan. Series of geology and technical science, 2015, no. 2, pp. 84-94.

34. Harlend U.B., Koks A.V., Llevellin P.G., Pikton K.A.G., Smit A.G., Uolters R. Shkala geologicheskogo vremeni [Shkal geological time]. Moscow, Mir Publ., 1985. 140 p.

35. Isaev V.I., Gulenok R.Yu., Veselov O.V., Bychkov A.V., Solove-ychik Yu.G. Kompyuternaya tekhnologiya kompleksnoy otsenki neftegazovogo potentsiala osadochnykh basseynov [Computer technology of a complex assessment of oil and gas potential of de-

cantation basins]. Geologiya nefti i gaza - Geology of oil and gas, 2002, no. 6, pp. 48-54.

36. Ivanov N.S., Gavrilev R.I. Teplofizicheskie svoystva merzlykh gornykh porod [Thermal physical properties of frozen rocks]. Moscow, Nauka Publ., 1965. 74 p.

37. Isaev V.I., Fomin A.N. Loki of generation of bazhenov- and togur-type oils in the southern NyuroFka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 2006, vol. 47, no. 6, pp. 734-745.

38. Kontorovich A.E., Nesterov I.I., Salmanov F.K., Surkov V.S., Trofimuk A.A., Erve Yu.G. Geologiya nefti i gaza Zapadnoy Sibi-ri [Geology of oil and gas of Western Siberia]. Moscow, Nedra Publ., 1975. 680 p.

39. Lobova G.A., Popov S.A., Fomin A.N. Lokalizatsiya prognoznykh resursov nefti yursko-melovykh neftegazonosnykh kompleksov Ust-Tymskoy megavpadiny [Localization of probable oil resource for Jurassic and Cretaceous oil-and-gas complexes of the Ust-Tym megadepression]. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2013, no. 2, pp. 36-40.

40. Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N. The oil and gas contents of the Lower Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurol'ka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, pp. 1418-1428.

41. Iskorkina A.A., Brylina I.V., Kornienko A.A., Isaev V.I. Razra-botka effektivnoy metodiki otsenki resursov uglevodorodov s pri-meneniem sravnitelno-istoricheskogo metoda i geotermii kak no-vogo metoda razvedochnoy geofiziki [Development of an effective technique for assessing hydrocarbon resources applying the comparative-historical method and geothermic as a new method of prospecting geophysics]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assents Engineering, 2015, vol. 326, no. 7, pp. 60-69.

Received: 26 August 2015.