CC BY
69
УДК 553.98:553.041:552.578:550.8.05
РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕРМИЧЕСКОЙ ИСТОРИИ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ТОГУРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И ОЦЕНКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ РЕСУРСОВ ПЛАСТОВ Ю16 И Ю15
Лобова Галина Анатольевна,
канд. геол.-минерал. наук, доцент кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: lobovaga@tpu.ru
Власова Алена Владиславовна,
студент кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: avv11@tpu.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
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
Для расширения ресурсной базы в Нюрольско-Колтогорском нефтегазоносном районе актуальным является поиск залежей углеводородов в пластах Ю16 и Ю15 нижнеюрского нефтегазоносного комплекса.
Цель работы: выявить перспективные районы нижнеюрского нефтегазоносного комплекса в зоне распространения пластов Ю6 и Ю5. Методы исследования: палеотемпературное моделирование, основанное на решении обратной и прямых задач геотермии в условиях седиментации, картирование палеоочагов интенсивной генерации нефтей по геотемпературному критерию. Реконструирована термическая история тогурских отложений в пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления. Выявлены и закартированы палеоочаги интенсивной генерации тогурских нефтей. Для нижнеюрского нефтегазоносного комплекса (пласты Ю-16 и Юц) построены карты распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей. Выполнено районирование резервуара, предложены первоочередные зоны поисков.
Ключевые слова:
Термическая история тогурских отложений, нижнеюрский нефтегазоносный комплекс, плотность ресурсов первично-аккумулированных нефтей, Нюрольская мегавпадина.
Введение
Разрабатываемые залежи в Нюрольско-Колто-горском нефтегазоносном районе в основном принадлежат к верхнеюрскому нефтегазоносному комплексу (НГК), фонд структур в котором к настоящему времени практически исчерпан. Высокая плотность сейсморазведочных работ не позволяет надеяться на открытие новых залежей в антиклинальных структурах, а следовательно, и на существенное расширение разведочной и промысловой базы в этом НГК. Поэтому важным направлением геологоразведочных работ здесь являются поиск и разведка залежей углеводородов (УВ) в сложнопостроенных ловушках, в частности приуроченных к нижнеюрскому НГК.
В настоящей работе на основе реконструкции геотемпературного режима материнской тогурской свиты выполнено картирование очагов интенсивной генерации нефтей, проведено районирование территории исследования по плотности прогнозных ресурсов для нижнеюрских пластов Ю15 и Ю16.
Геолого-структурная характеристика территории
Нюрольская мегавпадина - отрицательная структура I порядка изометричной формы, осложняет южную часть Колтогорско-Нюрольского желоба, протягивающегося в субмеридианальном направлении в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Депрессия ограничена положительными структурами: с северо-запада - восточным склоном Каймысовского свода; с северо-востока -Средневасюганским мегавалом, с юго-востока -Северо-Межовской мегамоноклиналью. Мегавпадину осложняют структуры более низкого ранга, в том числе структурные элементы III порядка: Ку-лан-Игайская и Тамрадская впадины, Осевой и Та-мянский прогибы, Фестивальный вал и Игольско-Таловое куполовидное поднятие. Ряд локальных складок IV порядка представляют собой основной объем верхнеюрских антиклинальных ловушек (рис. 1, А).
Нюрольская мегавпадина по отражающему горизонту Ф2 оконтурена изогипсой -3240 м, имеет
Рис. 1.
Схематические карты нефтегазоносности (А) и распределения значений плотности теплового потока из основания (Б) Нюрольской мегавпадины. 1 - месторождения: а) нефтяное, б) конденсатное, в) газовое; 2 - граница Нюрольской мегавпадины; 3 - структура III порядка и ее номер; 4 - речная сеть; 5 - исследуемая скважина и ее условный индекс; 6 -условный номер месторождения; 7 - граница зоны1 распространения тогурской свиты; 8 - изолинии значений расчетной плотности теплового потока из основания осадочного чехла, мВт/м2. Структуры/ III порядка: 1 - Кулан-Игайская впадина; 2 - Тамрадская впадина; 3 - Осевой прогиб; 4 - Тамянский прогиб; 5 - Фестивальный вал; 6 - Игольско-Тало-вое куполовидное поднятие
амплитуду 400 м и площадь 11800 км2 [1]. Карбонатные формации с прослоями эффузивов основного, среднего и кислого составов ордовик-каменноу-гольного возраста слагают доюрский фундамент, который повсеместно перекрыт мощным (до 3500 м) осадочным мезозойско-кайнозойским чехлом. Фрагментарно присутствуют терригенные породы тампейской серии промежуточного пермо-триасового этажа [2].
Характеристика нефтегазоносности территории
Для мелового и верхнеюрского НГК основным источником УВ является рассеянное органическое вещество (РОВ) сапропелевого типа баженовской свиты (У3^). Генерационный потенциал этих отложений в пределах исследуемой территории обусловлен их повсеместным распространением, мощностью (до 30 м) и высоким содержанием Сорг (до 12%).
Для средне-, нижнеюрских и палеозойского НГК основной генерирующей толщей определена [3] тогурская нефтематеринская свита ^^). Её распространение в Нюрольской мегавпадине ограничивается пониженными формами рельефа, выклиниванием к окаймляющим положительным структурам и к выступам кристаллического фундамента на Фестивальном вале, Игольско-Таловом куполовидном поднятии, Пешеходной площади (рис. 1, А). Высокое содержание гумусово-сапропелевого Сорг (до 10 %) и катагенетическая преобра-зованность РОВ на уровне градаций МК12-МК2 [4]
определяют её региональный генерационный потенциал.
Рассматриваемый в работе нижнеюрский НГК объединяет пласты Ю17-16 урманской У^-р) и Ю15 салатской ^^^а) свит. Урманская свита, согласно [5], формируется в геттанг-плинсбахское время и отвечает началу формирования осадочного чехла. Месторождения углеводородов нижнеюрского НГК (табл. 1) связаны со структурно-литологическими и тектонически экранированными ловушками.
Базальный пласт Ю17 нижнеурманской под-свиты, сложенный разнозернистыми полимикто-выми песчаниками и гравелитами, занимает ограниченные пространства в наиболее погруженных участках впадины.
Пласт Ю16 формируется в позднем плинсбахе -раннем тоаре с трансгрессивным, более широким залеганием по латерали. Хотя площадь его распространения значительно увеличивается, формирование отложений также приурочено к достаточно узким руслам палеорек, огибающим с юго-востока и юго-запада Лавровский выступ и небольшие останцы фундамента (рис. 2, А). По [6] наиболее перспективными представляются зоны разгрузки палеопотоков с палеовершин эрозионных выступов фундамента, сложенных магматическими породами кислого состава, где формируются коллекторы с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. С этими отложениями связаны промышленная залежь нефти на Майском месторож-
Рис. 2. Схематические карты распространения (контур и заливка) пластов Ю16 (А) и Ю15 (Б) нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины (на основе [6]). Показаны месторождения Майское, Северо-Фестивальное с залежами в пласте Ю16 (А) и Южно-Майское, Майское, Арчинское, Урманское, Среднемайское с залежами в пласте Ю15 (Б). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
дении и залежь газоконденсата на Северо-Фести-вальном месторождении. Непромышленные притоки получены при испытаниях этого пласта на Нижнетабаганской, Широтной, Южно-Табаган-ской, Южно-Фестивальной и ряде других площадей. Отложения тогурской свиты почти полностью перекрывают нижележащую урманскую свиту и, в случае их достаточной мощности, служат покрышкой для залежей в нижележащих пластах Ю17-16.
Площадь аккумуляции осадков салатской свиты увеличена, и песчаный пласт Ю15 имеет более широкое распространение, чем пласт Ю16 (рис. 2, Б). При приближении к палеовыступам доюрского основания он нередко объединяется в одну песчаную
толщу с вышележащим пластом, образуя общий резервуар с единой залежью (Ю14-15), как на Среднемайском месторождении. На сегодняшний день открыто 3 нефтяных и 2 нефтегазоконденсатных месторождения с залежами в пластах-коллекторах салатской свиты (табл. 1). Непромышленные притоки УВ получены при испытании пласта Ю15 в скважинах на Широтной, Северо-Айсазской, Там-баевской, Черталинской, Нижнетабаганской площадях, признаки нефтепроявлений в керне отмечены в 27 скважинах.
В табл. 1 приводится характеристика месторождений, попадающих в контур территории исследований, с залежами в нижнеюрском НГК.
Таблица 1. Характеристика месторождений Нюрольской мегавпадины и структур её обрамления с залежами в нижнеюрском НГК
Месторождение Условный номер (на рис. 1) НГК Фазовое состояние Горизонт(пласты)
Южно-Майское 28 Верхнеюрский Нефть Ю1
Нижнеюрский Нефть Ю15
Майское 34 Верхнеюрский Нефть ЮГ4
Нижнеюрский Нефть Ю16-15
Северо-Фестивальное 40 Нижнеюрский Газоконденсат Ю16
Арчинское 43 Верхнеюрский Газоконденсат Ю11
Среднеюрский Нефть Ю14
Нижнеюрский Нефть Ю15
Палеозойский Газоконденсат М1
Урманское 44 Среднеюрский Нефть Юу, Ю14
Нижнеюрский Нефть Ю15
Палеозойский Газоконденсат М, М1
Среднемайское 46 Верхнеюрский Нефть Ю13-4
Нижнеюрский Нефть Ю14-15
О методике реконструкций геотемпературного
режима и картирования очагов генерации
тогурских нефтей
Восстановление термической истории отложений тогурской свиты выполнено с использованием компьютерной технологии палеотемпературного моделирования [7]. Схема расчета палеотемператур состоит из решения обратной и прямых задач геотермии в условиях седиментации.
Для палеотемпературного моделирования выбраны 23 представительные скважины (табл. 2), расположенные в зоне распространения тогурских отложений (рис. 1, А). В качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, полученные при испытании скважин, и палеотемпературы, пересчитанные по отражательной способности витринита (ОСВ) - Я 0(.
Рассчитанные палеотемпературы в отложениях тогурской свиты (гумусовое РОВ) в заданные моменты геологического времени и температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции УВ [4] позволяют прогнозировать вхождение материнских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН) и начало интенсивной генерации тогурских нефтей - с 95 °С (МК^).
По значениям теплового потока, полученным в результате решения обратной задачи в разрезах 23-х скважин, методом интерполяции построена схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания (рис. 1, Б).
По рассчитанным палеотемпературам построены схематические карты на 22 ключевых момента геологического времени - время начала/окончания формирования каждой свиты. На рис. 3 приведены карты рассчитанных геотемператур в тогурской свите и положения очагов генерации нефти на 6 времен, начиная с момента образования первых очагов и завершая настоящим временем.
Термическая история тогурской свиты
Условия ГЗН для тогурских нефтей наступают
91,6 млн л назад в альб-сеномане. Очаги интенсивной генерации нефти локализуются в центральной части Нюрольской мегавпадины и на северо-восточном борту депрессии (рис. 3, А). В турон-санто-не, начиная с 86,5 млн лет назад (время начала формирования ипатовской свиты), территория очага увеличивается, охватывая всю центральную часть Нюрольской мегавпадины, распространяясь вдоль восточного её борта на юг. Максимальный прогрев тогурских отложений на этот период достигает 115 С (рис. 3, Б).
61,7 млн лет назад, со времени начала формирования ганькинской свиты, генерация нефтей происходит практически во всей области распространения тогурских отложений, за исключением небольшого участка в юго-западной части территории исследования. Максимальные изотермы в 115 С оконтурива-ют Налимью площадь, восточный борт Тамрадской впадины, зону сочленения северного борта мегавпадины и Средневасюганского мегавала (рис. 3, В).
37,6 млн л назад - время максимального прогрева осадочной толщи, ГЗН занимает всю территорию распространения тогурской свиты. Максимальные палеотемпературы достигают более 130 °С (рис. 3, Г).
На рубеже неогенового периода (24 млн л назад) палеотемпературы начинают снижаться, а на юге и юго-востоке небольшие по площади участки выходят из ГЗН (рис. 3, Д). К настоящему времени «остывание» осадочной толщи, связанное с изменением климатических условий в олигоцене, продолжается. Максимальные температуры в тогур-ской свите снизились до 115...120 °С. Расширилась и зона отсутствия условий ГЗН на юго-востоке (рис. 3, Е).
Районирование территории по плотности ресурсов
первично-аккумулированных тогурских нефтей
Для районирования территории по степени перспективности нижнеюрского НГК рассчитан условный интегральный показатель относительной плотности генерированных тогурских нефтей Я по формуле [8]:
20
Я = £ (Щ-10
!=1
где и1 - расчётная температура очага генерации нефти, °С; - время действия очага, млн лет; количество временных интервалов ¿=1,...,20 определено числом свит по этапам их формирования. Путем интерполяции значений Я построена схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей (рис. 4).
Учитывая площадное распространение пластов Ю16 и Ю15, построены схемы районирования пластов по относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей (рис. 5).
Границы пласта Ю16 практически не выходят за пределы зоны распространения тогурской свиты (рис. 5, А). Месторождения Северо-Фестивальное с залежью газоконденсата и Майское с нефтяной залежью в этом пласте локализуются в районах с высоким значением интегрального показателя Я.
Ореол распространения пласта Ю15 выходит за границы тогурских отложений в пределах Лавровского мезовыступа, небольшого участка в северной части Чузикско-Чижапской мезоседловины и вдоль восточного и западного бортов северного вреза мегавпадины (рис. 5, Б). Основная часть нефтяных залежей тяготеет к северному склону Лавровского мезовыступа. Здесь локализуется Майское месторождение. Среднемайское месторождение находится на стыке района с самым высоким значением Я и самым низким в зоне отсутствия тогур-ской нефтематеринской свиты. Формирование залежи нефти в пласте Ю15 на Южно-Майском месторождении происходит, вероятно, за счет латеральной миграции УВ из зоны распространения нефтематеринской свиты. В районе с достаточно низким значением Я расположены газоконденсатнонефтяные Арчинское и Урманское месторождения.
Таблица 2. Пластовые температуры, полученные при испытаниях глубоких скважин, и палеотемпературы, рассчитанные по ОСВ (Н0^) в образцах керна
Скважина Условный индекс скважины (рис. 1, А) Интервал (глубина), м Отложения (свита) Температура пластовая*, °С 0 Палеотемпература по /?%, °С
Южно-Черемшанская 337 ЮЧ-337 2686..2707 Баженовская + васюганская 98 - -
2812...2820 Тюменская 103 - -
Чворовая1 Чв-1 2744.2776 Васюганская 97 - -
2765.2772 Васюганская 97 - -
2917 Тюменская 0,76 115
Северо-Фестивальная 1 СФ-1 3130.3145 Тюменская 118 - -
3145.3165 Тюменская 123 - -
Южно-Фестивальная 1 параметрическая ЮФ-1п 2790.2820 Баженовская 90 - -
2843 Васюганская - 0,67 102
2917 Тюменская - 0,72 109
3059 Тюменская - 0,70 106
Тамратская 1 параметрическая Т-1п 2853.2860 Васюганская 107 - -
Нюльгинская 1 Ню-1 2499.2527 Куломзинская 75 - -
2700 Марьяновская - 0,52 83
2822 Васюганская - 0,55 87
2892 Тюменская - 0,58 91
2894 Тюменская - 0,6 94
3089 Тюменская - 0,59 92
3199 Тюменская - 0,62 96
Федюшкинская 4 Фед-4 2838.2842 Васюганская 92 - -
3064.3069 Тюменская 99 - -
Таловая 1 Та-1 2760 Баженовская - 0,59 92
2781.2787 Васюганская 88 - -
2798.2806 Васюганская 88 - -
2885 Васюганская - 0,73 111
Игольская 2 Иг-2 2740.2773 Васюганская 95 - -
2750.2823 Васюганская 92 - -
2760.2773 Васюганская 90 - -
2800 Васюганская - 0,70 106
Северо-Айсазская 1 СА-1 2840.2850 Васюганская 94 - -
3262.3281 3292.3310 Кора выветривания 113 - -
Тальянская 1 Т-1 2442.2521 Куломзинская 82 - -
Пешеходная 1 параме-тричская П-1п 2262.2295 Куломзинская 71 - -
2325.2350 Куломзинская 73 - -
2800 Тюменская - 0,59 92
Северо-Юлжавская 2 СЮ-2 2674.2707 Васюганская 78 - -
2800 Тюменская - 0,59 92
Тамбаевская 1 Там-1 2984.3008 Тюменская 100 - -
2936.2957 Тюменская 98 - -
2754.2762 Тюменская 87 - -
2682.2694 Тюменская 86 - -
2593.2597 Васюганская 84 - -
Чагвинская 1 Ча-1 2641.2647 Васюганская 88 - -
Кулгинская141 Ку-141 2660.2662 Васюганская 82 - -
2753.2763 Тюменская 84 - -
2791.2795 Тюменская 86 - -
Салатская 1 параметрическая Са-1п 2640 Тюменская - 0,58 91
2962 Тогурская - 0,59 111
Налимья На-3 2885.2891 Васюганская 98 - -
2917 Васюганская - 0,76 115
3282 Тогурская - 0,80 120
Фестивальная 255 Фе-255 2793 Васюганская - 0,66 101
3122 Тюменская - 0,80 120
3159 Тюменская - 0,80 120
Заячья 50 За-50 2835 Васюганская - 0,75 114
2840 Васюганская - 0,80 120
Южно-Пионерская 263 ЮП-263 2663 Баженовская - 0,76 115
2707 Васюганская - 0,76 115
* - Испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы Томского филиала ФГУ «ТФГИ по СФО»), ** - ОСВ определены в лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
Рис. 3. Схематические карты распределения расчетных геотемператур и положения очагов интенсивной генерации тогурских нефтей 91,6 млн л назад (А), 86,5 млн л назад (Б), 61,7млн л назад (В), 37,6 млн л назад (Г), 24 млн л назад (Д) и в современном разрезе (Е). 1 - изотермы, °С: 2 - контур очага. Показаны месторождения с залежами в нижнеюрском НГК. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Рис. 4. Схематическая карта распределения значений (усл. ед.) относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей Нюрольской мегавпадины. Показаны месторождения с залежами в нижнеюрском НГК. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Таблица 3. Районирование пласта Ю16 нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины по плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей (* - ранжирование по степени перспективности)
Район* Тектоническая приуроченность Скважины, расположенные в районе (рис. 1) Ресурсы, усл. ед. Площадь, тыс. км2
1.1 Северо-восточная часть Тамян-ского прогиба, восточная часть Игольско-Талового куполовидного поднятия, южный борт Кулан-Игайской впадины На-3, Т-1, СА-1 110...130 2,90
1.2 Восточная часть Фестивального куполовидного поднятия, северный борт Тамрадской впадины СФ-1, Фе-255 110...130 1,69
1.3 Восточная часть северного вреза Нюрольской мегавпадины За-50 110.130 0,34
2.1 Центральная и юго-восточная части Кулан-Игайской, южная часть Тамрадской впадин и зона их сочленения ЮФ-1п 90.110 1,64
2.2 Западная часть северного вреза Нюрольской мегавпадины - 90.110 0,23
3 Юго-восточный борт Тамрадской впадины, Чузикско-Чижапская мезоседловина и зона их сочленения Там-1, Ку-141, Г-1п 70.110 0,35
4.1 Осевой прогиб Фед- 4 50.110 0,39
4.2 Зона сочленения южного борта Нюрольской мегавпадины и Се-веро-Межовской мегамоноклинали - 50.110 0,23
5 Юго-восточный борт Нюрольской мегавпадины, Чузикско-Чижапская мезоседловина Ню-1 40.90 0,96
Результаты ранжирования районов (зон) пластов Ю16 и Ю15 по величине относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей, с учетом величины площадей зон, приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 4. Районирование пласта Ю15 нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины по плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей (* - ранжирование по степени перспективности)
Район* Тектоническая приуроченность Скважины, расположенные в районе (рис.1, А) Ресурсы, усл. ед. м2 к с. ы -О д а ща о л П
1.1 Северо-восточная часть Тамянско-го прогиба, восточная часть Игольско-Талового куполовидного поднятия, южный борт Кулан-Игайской впадины На-3, Т-1, СА-1 110.130 3,67
1.2 Фестивальное куполовидное поднятие, северный борт Тамрадской впадины, южный склон Среднева-сюганского мегавала СФ-1, Фе-255, Т-1п 110.130 2,12
1.3 Зона сочленения восточной части северного вреза Нюрольской мегавпадины и юго-западного склона Средневасюганского мегавала За-50, ЮП-263 110.130 1,01
2.1 Центральная и юго-восточная части Кулан-Игайской, южная часть Тамрадской впадин и зона их сочленения ЮФ-1п, Ча-1 90.110 2,22
2.2 Западная часть северного вреза Нюрольской мегавпадины ЮЧ- 337 90.110 0,77
3 Зона сочленения юго-восточного борта Нюрольской мегавпадины и Чузикско-Чижапской мезоседло-вины ТК 70.110 0,87
4.1 Осевой прогиб, северо-западный склон Игольско-Талового куполовидного поднятия и зона их сочленения Фед- 4, Иг- 2 50.110 1,45
4.2 Южная часть Тамянского прогиба - 50.110 0,54
4.3 Зона сочленения южного борта Нюрольской мегавпадины и Севе-ро-Межовской мегамоноклинали СЮ-2 50.110 0,48
5 Юго-восточный борт Тамрадской впадины, Чузикско-Чижапская мезоседловина и зона их сочленения Ню-1, Ар-40 40.90 2,08
6.1 Лавровский мезовыступ - Менее 40 1,74
6.2 Зона сочленения северо-восточного борта Нюрольской мегавпадины и юго-западного склона Се-веровасюгаского мегавала - Менее 40 0,41
6.3 Зона сочленения северо-западного борта Нюрольской мегавпадина и восточного склона Каймысов-ского свода - Менее 40 0,62
Рис. 5. Схемы районирования пластов Ю16 (А) и Ю15 (Б) нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины по относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей. -6 - районы (номер ранжирования; диапазон значений плотности ресурсов, усл. ед.): 1. - 110...130, 2. - 90...110,3. - 70...110, 4. - 50...1Ю, 5. - 40...90, 6. - менее 40; 7 - границы районов. Показаны месторождения: Майское, Северо-Фестивальное с залежами в Ю16 (А) и Южно-Майское, Майское, Арчинское, Урманское, Среднемайское с залежами в Ю15 (Б). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Заключение
Высокоперспективные районы нижнеюрского нефтегазоносного комплекса (пласты Ю16 и Ю15) прогнозируются в центральной части Нюрольской мегавпадины, выделяются на северном борту Тамрадской впадины и далее, на север, в восточной части северного вреза Нюрольской мегавпадины.
Совпадение зон максимальных расчетных значений относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей для обоих пластов значительно увеличивает перспективность этих земель и геолого-экономический интерес к ним. Такие участки можно рекомендовать как первоочередные при постановке поисков углеводородов в нижнеюрском НГК.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
2. Решение 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины, Тюмень, 1990 г. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. - 54 с.
3. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижнеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизики. - 1987. -№10.- С. 19-26.
4. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазо-носность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. -331 с.
5. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратигра-
фических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. -114 с.
6. Лифанов В.А., Нассонова Н.В., Лапина Л.В. Особенности геологического строения базальных пластов Ю10-ц в западной части Томской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 12. - С. 4-11.
7. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода / В.И. Исаев, Г.А. Лобова, С.А. Попов, А.Б. Хашитова // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. - № 1. -С. 38-43.
8. Исаев В.И., Попов С.А., Хашитова А.Б. Очаги генерации и зоны аккумуляции баженовских нефтей центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2009. - Т. 315. - № 1. - С. 56-64.
Поступила 25.06.2013 г.
UDC 553.98:553.041:552.578:550.8.05
RECONSTRUCTION OF THERMAL HISTORY OF PETROMATERNAL TOGUR DEPOSITS AND ASSESSMENT OF DENSITY DISTRIBUTION OF J15 AND J16 LAYERS RESOURCES
Galina A. Lobova,
Cand Sc., Tomsk Polytechnic University, Russia, 634050, Tomsk, Lenin Avenue, 30. E-mail: lobovaga@tpu.ru
Alena V. Vlasova,
Tomsk Polytechnic University, Russia, 634050, Tomsk, Lenin Avenue, 30. E-mail: avv11@tpu.ru
Olga S. Isaeva,
Territorial Fund of geological information on Siberian Federal District, Tomsk branch, Russia, 634034, Tomsk, Mokrushins street, 9, bldg 16.
E-mail: isaeva_sah@mail.ru
Valery I. Isaev,
Dr. Sc., Tomsk Polytechnic University, Russia, 634050, Tomsk, Lenin Avenue, 30. E-mail: isaevvi@tpu.ru
The search of deposits of hydrocarbons in J16 and J15 layers of the Lower Jurassic oii-and-gas complex is current for expansion of resource base in the Nyurolsko-Koltogorsky oil-and-gas area.
The purpose of the study is to identify the perspective regions of the Lower Jurassic oil-and-gas complex in the distribution zone of J16 and J15 layers.
The research methods are the paleotemperature modeling based on solution of return and direct problems of geothermics under sedimentation conditions; mapping of paleocenters of oil intensive generation by geotemperature criterion.
The thermal history of Togur deposits within the Nyurolskaya megadepression and structures of its frame has been reconstructed. The paleocenters of Togur oil intensive generation were revealed and sketched on the card. The authors mapped the distribution of relative density of resources for primary accumulated Togur oils for the Lower Jurassic oil and gas complex (layers J16 and J15). The authors carried out the reservoir zoning and suggested the primary search areas.
Key words:
Thermal history of the Togur deposits, Lower Jurassic oil and gas complex, density of resources of primary accumulated oils, the Nyurolskaya megadepression.
REFERENCES
1. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kay-nozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and petroleum potential of the Mesozoic-Cenozoic deposits of the southeastern region of West Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2002. 253 p.
2. Reshenie 5 Mezhvedomstvennogo regionalnogo stratigrafichesko-go soveshchaniya po mezozoyskim otlozheniyam Zapadno-Sibir-skoy ravniny [The decision of the 5th meeting of the Interdepartmental Regional Stratigraphic Mesozoic sediments of the West Siberian Plain]. Tyumen, ZapSibNIGNI Publ., 1991. 54 p.
3. Gurari F.G., Ekhanin A.E. Zakonomernosti razmeshcheniya ugle-vodorodnykh zalezhey v nizhneyurskikh otlozheniyakh Zapadno-Sibirskoy plity [Patterns of distribution of hydrocarbon deposits in the Lower Jurassic sediments of the West Siberian Plate]. Russian Geology and Geophysics, 1987, no. 10, pp. 19-26.
4. Fomin A.N. Katagenez organicheskogo veshchestva i neftegazo-nosnost mezozoyskikh i paleozoyskikh otlozheniy Zapadno-Sibir-skogo megabasseyna [Catagenesis of organic matter and petroleum potential of Mesozoic and Paleozoic deposits of the West Siberian megabasin]. Novosibirsk, INGG SO RAN Pabl., 2011. 331 p.
5. Reshenie 6 Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo soveshcha-niya po rassmotreniyu i prinyatiyu utochnennykh stratigrafiches-kikh skhem mezozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [The decision of the 6th Interdepartmental Stratigraphic Meeting to consider and adopt revised stratigraphic schemes of Mesozoic deposits of Western Siberia]. Novosibirsk, SNIIGGiMS Publ., 2004. 114 p.
6. Lifanov V.A., Nassonova N.V., Lapina L.V. Osobennosti geolo-gicheskogo stroeniya bazalnykh plastov Ju10-n v zapadnoy chasti Tomskoy oblasti [The geological structure of the basal layers of Ju10-11 in the western part of Tomsk region]. Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2011, no. 12. pp. 4-11.
7. Isaev V.I., Lobova G.A., Popov S.A., Hashitova A.B. Termiches-kaya istoriya i ochagi generatsii nefti bazhenovskoy svity tsen-tralnoy chasti Yugorskogo svoda [Thermal history and oil generation pockets of Bazhenov suite the central part of arch Yugorski]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2008, vol. 313, no. 1, pp. 38-43.
8. Isaev V.I., Popov S.A., Hashitova A.B. Ochagi generatsii i zony akkumulyatsii bazhenovskikh neftey tsentralnoy chasti Yugor-skogo svoda [Outbreaks of generation and accumulation zone of Bazhenov oil in central part of Yugra arch]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2008, vol. 315, no. 1, pp. 56-64.
