CC BY
22
УДК 553.98.042
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЮРСКИХ РАЗРЕЗОВ ОСТАНИНСКОГО И ДВУРЕЧЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ (В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)
Алеева Анна Олеговна1,
Исаев Валерий Иванович1,
Лобова Галина Анатольевна1,
1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.
Актуальность исследования обусловлена важностью воспроизводства и расширения ресурсной базы углеводородов Западной Сибири на основе оценки перспектив и освоения горизонта зоны контакта и коренного палеозоя, залежи в которых относятся к трудноизвлекаемым запасам.
Цель: последовательное обоснование критерия прогнозирования и поисков палеозойских залежей углеводородов, основанного на гипотезеаномальности петрофизических характеристик юрских пластов - уникальности «отражения» залежей палеозоя в геофизических параметрах перекрывающего мезозойско-кайнозойского разреза. Эта гипотеза была сформулирована и аргументирована ранее результатами изучения разрезов скважин Герасимовского месторождения с палеозойскими залежами нефти и Крапивинского месторождения с юрскими залежами нефти.
Объекты: геофизические и петрофизические параметры юрских пластов-коллекторов и интервалов баженовской свиты на Останинском нефтегазоконденсатном месторождении, имеющем залежи в доюрском основании, и на Двуреченском нефтяном месторождения только с юрскими залежами нефти.
Методы. Для характеристики юрских пластов-коллекторов выполнены петрофизические расчеты удельного электрического сопротивления, использовались данные индукционного каротажа и каротажа сопротивления по разрезам 28 скважин Останинского и Двуреченского месторождений. Для характеристики петрофизики аргиллитов баженовской свиты сделан качественный и количественный (статистический) анализ показаний методов потенциалов самопроизвольной поляризации, кажущегося сопротивления и гамма-каротажа. Карбонатность пород пластов-коллекторов оценивалась по данным объемного газометрического метода.
Результаты. Установлено, что юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения имеют для нефтенасыщенных пластов УЭС=11...21 ом*м, для водонасыщенных пластов УЭС=5...9 ом*м. Юрские пласты-коллекторы Двуреченского месторождения имеют для нефтенасыщенных пластов УЭС=6...12 ом*м, для водонасыщенных пластов УЭС=2.5 ом*м. Юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения аномально, в 2 раза, более высокоомные, чем юрские пласты Двуречен-ского месторождения. Общая карбонатность юрских пластов Останинского месторождения составляет 5,4 %, а Двуреченского - 1,1 %. Показано, что на Останинском месторождении вариации показаний метода ПС= ±(0,5.2,5) мВ, уровень УЭС=32...42 ом*м, уровень естественной радиоактивности 36.44 мкР/ч. На Двуреченском месторождении вариации показаний ПС - ±(5,0.8,0) мВ, уровень УЭС=95...111 ом*м, уровень естественной радиоактивности 40.59 мкР/ч. Результаты исследований на Останинском и Двуреченском месторождениях полностью согласуются с ранее высказанной и аргументированной гипотезой аномальности петрофизических характеристик юрского разреза, перекрывающего залежи доюрского нГк.
Ключевые слова:
Палеозойские залежи углеводородов, петрофизическая характеристика юрских пластов-коллекторов и баженовской свиты, уникальное «отражение» залежей палеозоя в геофизических параметрах юрского разреза, критерий прогнозирования и поисков палеозойских залежей углеводородов, Томская область.
Введение
Важным направлением воспроизводства и расширения ресурсной базы углеводородов (УВ) Западной Сибири является оценка перспектив и освоение доюрского нефтегазоносного комплекса [1-4], залежи в котором относятся к трудноизвлекаемой нефти [5, 6].
Критерии «зон разуплотнения» и концепция «главного источника» - основы стратегии и технологии поисков залежей углеводородов в доюрском основании [7]. Атрибутивный анализ сейсмических кубов - наиболее эффективный способ выявления и картирования зон разуплотнения [8].
О концепции «главного источника» высказываются два альтернативных варианта.
По первой концепции палеозойские отложения рассматриваются как самостоятельный нефтеаккуму-лирующий комплекс с высоким нефтегенерационным потенциалом, приводящий к восходящей миграции УВ-флюидов согласно геодинамическому механизму по каналам, приуроченным к тектоническим разломам, зонам рифтонеза и коллизии литосферных плит [9]. На самостоятельный очаг нефтеобразования в палеозойских отложениях указывает значительное отличие нафтидов палеозоя и коры выветривания от юрских, являющееся признаком самостоятельного генотипа палеозойской нефти [10]. О восходящей миграции углеводородов судят также и по геохими-
DOI 10.18799/24131830/2020/9/2804
49
ческим аномалиям ряда элементов, возникающим в отложениях, наиболее индикаторными среди которых являются уран и платиноиды.
Обоснование второй концепции сводится к следующему. Системный анализ геохимических и литоло-го-петрографических данных, а именно посредством геохимической корреляции состава нефтей и битумо-идов нефтематеринских пород, выявляет направленность нисходящей вертикальной межпластовой миграции углеводородов из осадочных пород тюменской свиты в доюрский комплекс. Нисходящая миграция может осуществляться по механизму перетока флюидов по трещинам и кавернам под действием капиллярных сил [11]. Нисходящая миграция УВ может осуществляется по механизму диффузии в свободной парогазовой фазе с опережающим перемещением легких УВ [12]. Нисходящая миграция из более молодых в более древние отложения возможна по ослабленным зонам, образованным геодинамическим режимом растяжения [13].
И далее восходящая и нисходящая миграция углеводородов может быть следствием возникновения локальных диссипативных структур внутри глубинных геофлюидодинамических систем, сформированных повышенной геодинамической напряженностью [14].
Таким образом, многовариантный концептуальный подход к вопросу происхождения («главного источника») залежей нефти и газа в палеозое вызыва-
ет существенную неоднозначность рекомендаций относительно стратегии поисков залежей не только в доюрском основании, но и в юрском комплексе.
Вместе с тем, как вследствие возможной восходящей, так и вследствие возможной нисходящей миграции химически агрессивной смеси УВ-флюидов происходят процессы наложенного эпигенеза, в результате которых горные породы испытывают вторичные преобразования, включая карбонатизацию транзитных пластов [15]. Следовательно, интенсивность вторичных процессов, выраженная в аномальности пет-рофизических характеристик транзитных пластов, может служить индикатором присутствия очагов генерации, путей миграции, терминальных точек (зон нефтесбора), т. е. может служить критерием их обнаружения.
Ранее в [16] в качестве возможного критерия прогнозирования и поисков палеозойских залежей УВ сформулирована гипотеза аномальности петрофизи-ческих характеристик транзитных пластов - уникальности «отражения» залежей палеозоя в геофизических параметрах перекрывающего мезозойско-кайнозойского разреза. Эта гипотеза была аргументирована результатами изучения геофизических и пет-рофизических разрезов 63 поисковых и разведочных скважин, вскрывших палеозойские залежи нефти на Герасимовском месторождении и только юрские залежи нефти на Крапивинском месторождении (рис. 1).
Рис. 1. Схематическая карта размещения месторождений углеводородов юго-запада Томской области: 1 - месторождение углеводородов с залежами в юрско-меловых нефтегазоносных комплексах; 2 - месторождение углеводородов с залежами в доюрском нефтегазоносном комплексе; 3 - гидросеть; 4 - административная граница областей; 5 - граница тектонических элементов I порядка платформенного чехла [16] Fig. 1. Schematic map of the location of hydrocarbon deposits in the south-west of the Tomsk region: 1 is the hydrocarbon field with deposits in the Jurassic-Cretaceous oil and gas complexes; 2 is the hydrocarbon field with deposits in the pre-Jurassic oil and gas complex; 3 is the hydraulic network; 4 is the administrative border of the areas; 5 is the border of tectonic elements of the first order of the platform cover [16]
Результаты изучения показали, что юрские пласты Герасимовского месторождения, имеющего залежи УВ в доюрском основании, отличаются от юрских пластов Крапивинского месторождения существенно более высокими значениями удельного электрического сопротивления (УЭС). Юрский разрез Герасимовского месторождения характеризуется УЭС=7...11 ом*м, а юрский разрез Крапивинского месторождения -УЭС=5...7 ом*м. Расчет интервального времени твердой фазы юрских пластов дал прогноз, что коллекторы Герасимовского месторождения карбонати-зированы. Кроме того, было отмечено, что в интервале баженовской свиты Герасимовское месторождение отличается от Крапивинского месторождения спокойным характером диаграмм метода потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС).
Здесь важно сослаться на новейшую публикацию томских коллег [17]. На примере Герасимовского месторождения исследована интенсивность вторичной карбо-натизации юрских песчаных пластов и ее связь с характером насыщения палеозойских образований. Установлено, что интенсивность процесов вторичной карбона-тизации является индикатором характера насыщения палеозойских пород. Подчеркнуто, что работа основана на концепции субвертикальной миграции УВ-флюидов, снизу в верх, от глубинного источника с разгрузкой в песчаных коллекторах. Обращено внимание, что для прогнозирования зон расположения залежей в фундаменте можно рационально и эффективно использовать материалы старого фонда скважин.
Для дальнейшего обоснования гипотезы аномального «отражения» залежей палеозоя в геофизических
параметрах перекрывающих юрских отложений, как возможного критерия прогнозирования и поисков палеозойских залежей УВ, проведен анализ геофизических и петрофизических характеристик юрского разреза на Останинском нефтегазоконденсатном месторождении, имеющем залежи в доюрском основании, и на Двуреченском нефтяном месторождении только с юрскими залежами нефти (рис. 1).
Следует отметить, что по палеозою [18] Крапивин-ское и Двуреченское месторождения находятся в Туйско-Барабинской структурно-фациальной зоне (СФЗ), а Герасимовское и Останинское месторождения - в Нюрольской СФЗ. Однако по келловею и верхней юре [19] все изучаемые месторождения относятся к одной СФЗ - Пурпейско-Васюганской.
Нефтегеологическая характеристика Останинского
нефтегазоконденсатного месторождения
Геология Останинского месторождения представлена образованиями доюрского фундамента и отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. По тектоническому районированию фундамента площадь месторождения входит в состав южной части Нижневартовской антиклинорной зоны инверсионного типа, сложенной геосинклинальной карбонат-но-глинисто-сланцевой формацией. Особенности тектонического развития территории в позднем палеозое и раннем мезозое обусловили блоковое строение фундамента. По тектоническому районированию платформенного чехла Останинская структура IV порядка приурочена к центральной части тектонической структуры II порядка - Пудинскому мезоподнятию (рис. 2, a).
Рис. 2. Обзорная схема территории исследований Останинской группы месторождений углеводородов Томской области (а) и контур Останинского нефтегазоконденсатного месторождения (б). К а: 1 - месторождение УВ (а - нефтяное, б - нефтегазоконденсатное); 2 - контур тектонического элемента II-го порядка платформенного чехла [20]; 3 - речная сеть; 4 - населенный пункт. К б: 5 - скважина и ее номер; 6 - сейсмоизо-гипса отражающего горизонта Ф2 (подошва осадочного чехла); 7- контур ВНКпо пластуМ Fig. 2. Overview of the territory of research of the Ostaninskaya group of hydrocarbon fields of the Tomsk Region (a) and the contour of the Ostaninskoe oil and gas condensate field (b). To a: 1 is the hydrocarbon field (a is the oil, b is the oil and gas condensate); 2 is the contour of a tectonic element of the second order of the platform cover [20]; 3 is the river network; 4 is the settlement. To b: 5 is the well and its number; 6 is the seismic isogypsum of the reflecting horizon F2 (bottom of the sedimentary cover); 7 is the contour of the oil-water contact through the reservoir M
Нефтегазоносность Останинского месторождения приурочена к известнякам палеозойского фундамента (пласт М1), отложениям коры выветривания (пласт М), песчаным коллекторам тюменской (пласты Ю3, Ю4) и васюганской (пласты Ю14, Ю13, Ю12, Ю11) свит. Нефтеносными являются пласты Ю11, М и М1, газоносными - Ю13, Ю14, Ю3, Ю4, М.
Пласты Ю1-Ю4. Изучаемый разрез пород ва-сюганской и тюменской свит Останинского месторождения сложен породами прибрежно-морских и континентальных фаций. По данным литолого-петрографических исследований коллекторы продуктивных пластов представлены средне-, мелкозернистыми песчаниками, переходящими местами в крупнозернистые алевролиты. Пористость коллекторов меняется от 12,6 до 14,4 %. Проницаемость по пластам меняется в диапазоне - от 1,9 до 9,1 мД.
Продуктивные образования коры выветривания -пласт М. Залежи углеводородов в коре выветривания на Останинском месторождении приурочены в основном к глинисто-кремнистым отложениям, формирование которых происходило за счет разрушения силика-тосодержащих пород. К коре выветривания отнесены также брекчии (из базального слоя), образованные при разрушении и местном перемыве нижележащих глинисто-кремнистых пород. Пористость коллекторов меняется от 8,6 до 36,5 %, в среднем составляя 19,5 %. Проницаемость на керне не замерялась.
Продуктивные образования палеозоя - пласт М1. По литолого-петрографическому описанию породы фундамента на Останинском месторождении представлены карбонатными породами - известняками. Коллекторы фундамента в основном водонасыщен-ные. Небольшая залежь УВ выделена по результатам испытаний только в скважине 418П. Пористость меняется от 0,2 до 6,7 %, в среднем составляя 1,7 %.
Геофизическая характеристика юрских пластов
Останинского месторождения
Для анализа данных геофизических исследований юрских («транзитных»?) пластов Останинского месторождения были выбраны разрезы скважин с разной продуктивностью (например, скважина 417П с водонасыщенными пластами в юрской и в доюрской частях разреза и скважина 418П, вскрывшая залежи нефти в юрской части разреза и в доюрском основании, рис. 2, б).
Коллекторами в пластах Ю1-Ю13 являются песчаники и алевролиты с межзерновой структурой. Объект коры выветривания (пласт М) сложен переслаиванием глинисто-кремнистых пород. Фундамент сложен известняками трещинными и порово-трещинными, чистыми и глинистыми, плотными карбонатными прослоями и глинами. Коллекторами пласта М1 являются известняки трещинные и порово-трещинные.
Пласт Ю11 в разрезах изучаемых скважин выделяется как коллектор: глубокие отрицательные аномалии методов ПС и гамма-каротажа (ГК), повышение показаний нейтронного гамма-каротажа (НГК) и методов каротажа сопротивления (КС), понижение
электропроводности по индукционному каротажу (ИК) (рис. 3). Георгиевская свита характеризуется отрицательной аномалией НГК и положительной ИК. Баженовская свита в изученных разрезах фиксируется классической [21] комплексной геофизической аномалией: высокой радиоактивностью, низкой электропроводностью, отличными от вмещающих пород показаниями нейтронного каротажа.
Кривая ПС остается неизменной по выделению пластов-коллекторов - характерными [22] отрицательными аномалиями разной амплитуды.
По геофизическим параметрам кора выветривания значительно отличается от юрского разреза и пласта М1. Кора выветривания более радиоактивна в сравнении с юрской частью разреза и пластом М1 (более 27 мкР/ч против 11...17 мкР/час юрского разреза и 4...9 мкР/ч пласта М1) и отличается понижением показаний НГК (1,4.1,6 против 1,6.2,0 юрского разреза и 2,4. 4,0 пласта М1).
Пласт М1 характеризуется пониженной электропроводностью (показания ИК 0.20 мСим/м против 90.120 мСим/м юрского разреза и 30.115 мСим/м коры выветривания) и отличается от вышезалегаю-щей коры выветривания аномально высокими показаниями КС.
Характерной особенностью юрского разреза скважины 418П является карбонатизация пород. Карбона-тизация в юрской части разреза проявляется и локально, в виде отдельных слоев (например, интервалы 2487,8.2489,5 и 2520,2.2521,2 м). Карбонатизация развивается преимущественно по коллекторам и уверенно выделяется в показаниях каротажа как типичные [23] плотные песчаники: пониженными значениями ГК и высокими значениями КС и НГК.
Из каротажных диаграмм скважины 418П (рис. 3) видно, что юрский разрез, кора выветривания (М) и пласт М1 имеют отличительные геофизические свойства, которые указывают на переход от терригенного разреза юрского возраста к карбонатному разрезу палеозоя.
Для характеристики петрофизики юрских пластов на Останинском месторождении использованы данные каротажа 14-ти поисковых и разведочных скважин (рис. 2, б) - материалы Томского филиала ФГУ «ТФГИ по СФО». Судя по результатам стандартного расчета УЭС [24] как нефтенасыщенных пластов, так и водонасыщенных пластов (табл. 1), юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения имеют существенно высокие значения: для нефтенасыщенных пластов УЭС=11.21 ом*м при среднем значении 14 ом*м, для водонасыщенных пластов УЭС=5.9 ом*м при среднем значении 7 ом*м.
Геофизическая характеристика баженовской свиты
Останинского месторождения
Для характеристики петрофизики аргиллитов ба-женовской свиты на Останинском нефтегазоконден-сатном месторождении проанализированы разрезы скважин 417П, 418П и скважины 436Р, нефтепродук-тивной в доюрской части (рис. 2). Был сделан анализ показаний методов ПС, КС, ГК и НГК (табл. 2).
Рис. 3. Останинское месторождение. Геофизическая характеристика разрезов скважин 417П (а) и 418П (б) в интервалах баженовской свиты, георгиевской свиты (Г) и пластов Ю11, Ю12, Ю13, М, М1: 1 - песчаник; 2 - аргиллит; 3 - глина; 4 - карбонатизированный песчаник; 5 - алевролит; 6 - известняк; 7 - глинистый известняк; 8 - карбонатная порода; 9 - нефтенасыщенный; 10 - водонасыщенный Fig. 3. Ostaninskoe field. Geophysical characteristics of the sections of wells 417P (а) and 418P (b) in the intervals of the Bazhenov suite, Georgiev suite (G) and formations J11, J12, J13, M, M1: 1 is the sandstone; 2 is the argillite; 3 is the clay; 4 is the carbonated sandstone; 5 is the siltstone; 6 is the limestone; 7 is the clay limestone; 8 is the carbonate rock; 9 is the oil saturated; 10 is the water-saturated
Таблица 1. Результаты расчета удельного электрического сопротивления рп нефтенасыщенных (рнп) и водонасы-щенных (рвп) пластов Останинского месторождения
Table 1. Results of calculation of the electrical resistivity Rt of oil-saturated (Rt) and water-saturated (Ro) layers of the Ostaninskoe field
Пласт Formation *Рнп, ом-м *Rt, omm *коэффициент пористости, д. е. *Ф, d.e. *коэффициент нефтенасыщенности, д. е. *Soil, d.e. *Рвп, ом-м *Ro, omm
Ю11 21 0,14 0,77 5,4
Ю12 12 0,14 0,62 -
Ю13 11 0,17 0,70 9,4
Ю14 12 0,15 0,64 6,3
Ю3 15 0,14 0,65 6,3
Ю4 14 0,13 0,62 5,9
(диапазон значений), среднее (range of values), average (11,0-21,0) 14,2 (0,13-0,17) 0,14 (0,62-0,77) 0,67 (5,4-9,4) 6,7
*средневзвешенные значения по 14 скважинам; **для нефтенасыщенных пластов. *weighted average values for 14 wells; **oil saturated formations.
Таблица 2. Значение геофизических параметров баженовской свиты в разрезах скважин Останинского месторождения Table 2. Values of geophysical parameters of the Bazhenov suite of well sections of the Ostaninskoe field
Скважина Well Мощность, м Power, m Вариации ПС, мВ Variations of SP, mV КС*, ом-м KS, omm ГК*, мкР/ч GR, mkR/hr НГК*, усл. ед. NGK, c.u.
417П 19,0 ± 0,5 98/40 62/44 2,7/1,7
418П 22,0 ± 2,5 99/32 57/40 2,5/1,7
436Р 16,0 ± 1,6 138/42 43/36 -
*максимальное значение/средний уровень. *maximum value/average.
На фоне вмещающих пород баженовская свита выделяется отрицательными аномалиями НГК, положительными аномалиями радиоактивности и электрического сопротивления. Аномальное отображение баженовской свиты на диаграммах КС и ГК связано с высоким содержанием органического вещества - вы-сокоомного адсорбента радиоактивных элементов, с высокой битуминозностью [20], а также с возможной нефтенасыщенностью [25].
Важно отметить практическое отсутствие вариаций диаграммы метода ПС в интервале баженовской свиты.
Интересно обратить внимание на изменение УЭС по разрезу баженовской свиты. Как можем наблюдать из диаграмм КС (рис. 3), УЭС в интервале баженовской свиты увеличивается от подошвы к кровле и в основном совпадает с ростом естественной радиоактивности (ГК). Так что верхняя часть свиты является одновременно и более высокоомной, и более радиоактивной, а, следовательно, и более битуминозной, а нижняя часть свиты, соответственно, обеднена органическим веществом.
Нефтегеологическая характеристика Двуреченского
нефтяного месторождения
Двуреченское нефтяное месторождение относится к Каймысовскому нефтегазоносному району. Геология месторождения представлена терригенными отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и метаморфизованными, дислоцированные образованиями различного состава доюрского фундамента. По тектонике платформенного чехла месторождение приурочено к трем локальным подняти-
ям: Междуреченскому, Лёсмуровскому и Западно-Моисеевскому, расположенным в южной части Кай-мысовского свода - структуры I порядка ЗападноСибирской плиты (рис. 4).
Нефтегазоносность Двуреченского месторождения составляют 4 продуктивных пласта: Ю1 , Ю1 , Ю1М и Ю13. Основным продуктивным пластом и объектом разработки является пласт Ю13.
В пласте Ю/ присутствует одна залежь на Двуре-ченском поднятии, который является верхним трансгрессивным пластом, сложенным прибрежно-морскими фациями мелководного шельфа и представлен серыми мелкозернистыми песчаниками кварц-полевошпатового и полевошпатово-кварцевого состава. Среднее значение пористости составляет 15,8 %, проницаемости - 12 мД.
Пласт Ю/ представлен песчаниками средне-мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми, иногда граувакковыми с глинистым (каолинит-гидрослюдистым), изредка карбонатным цементом. В целом по пласту пористость составляет 14,9 %, проницаемость - 7 мД.
Пласт Ю]М имеет прибрежно-морское происхождение и представлен песчаниками крупно-, средне- и мелкозернистыми, полевошпатово-кварцевыми, граувакковыми с глинисто-карбонатным поровым и пленочно-поровым цементом. По пласту пористость составляет 15,3 %, проницаемость - 8 мД.
Пласт Ю]3 является основным продуктивным пластом Двуреченского месторождения. Формирование фильтрационно-емкостных свойств коллектора происходило под воздействием седиментационных и постседиментационных процессов. Характерной осо-
бенностью отложений пласта является значительная изменчивость литолого-петрографических и филь-трационно-емкостных свойств, что объясняется различиями в фациальных обстановках формирования данных отложений. Пласт Ю[3 разделен на две пачки: А и Б. Пачка А представляет собой верхнюю высокопроницаемую часть пласта Ю[3. В литологическом отношении эта часть пласта представлена песчаниками крупно-, средне- и мелкозернистыми полевошпа-тово-кварцевыми граувакковыми, иногда аркозо-
граувакковыми. Средние значения пористости и проницаемости соответственно составляют 20,6 % и 680 мД. Пачка Б представляет собой нижнюю, менее проницаемую, часть пласта Ю[3. В литологическом отношении эта часть пласта представлена песчаниками, в основном мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми граувакковыми. Средние значения пористости и проницаемости соответственно составляют 15 % и 7 мД.
Рис. 4. Обзорная схема территории исследований - группы месторождений Каймысовского нефтегазоносного района Томской области (а) и контур Двуреченского нефтяного месторождения (б). К а: 1 - месторождение; 2 - контур структуры I порядка платформенного чехла [20]; 3 - речная сеть; 4 - административная граница Томской области. К б: 5 - скважина и ее номер; 6 - изогипса кровли подугольной пачки пласта Ю13, м; 7 -разрывное нарушение (а - установленное, б - предполагаемое); 8 - водонефтяной контакт по пласту Ю13 Fig. 4. Overview of the territory of research - groups of fields of the Kaimysovskoe oil and gas region of the Tomsk Region (a) and the contour of the Dvurechenskoe oil field (b). To a: 1 is the field; 2 is the first-order outline of the platform cover [20]; 3 is the river network; 4 is the administrative border of the Tomsk region. To b: 5 is the well and its number; 6 is the isohypsum of the roof of the subsurface pack of the J13 formation, m; 7 is the discontinuous violation (a is the established, b is the alleged); 8 is the oil-water contact in the J13 reservoir
Геофизическая характеристика юрских пластов Двуреченского месторождения
Для анализа данных геофизических исследований и петрофизики юрских пластов Двуреченского месторождения были выбраны разрезы поисковых и разведочных скважин (рис. 4, б). Исследование заключалось в анализе результатов методов ПС, ГК, КС и плотности тепловых нейтронов (НКТ) по разрезам скважин разной продуктивности (например, скважина 12П с нефтенасыщенными пластами и скважина 15Р с водонасыщенными пластами в юрской части разреза).
Юрский разрез скважин представлен песчаниками, глинами, плотными песчаниками, алевролитами, которые стандартно [24] отражаются в показаниях методов каротажа (рис. 5, а, б). Баженовская свита трансгрессивно, согласно перекрывает аргиллиты георгиевской свиты. При этом георгиевская свита хорошо обособляется большими значениями естественной гамма-активности от залегающей ниже верхневасюганской подсвиты и меньшими значениями - от перекрывающей баженовской свиты.
Рис. 5. Двуреченское месторождение. Геофизическая характеристика разрезов скважин 12П (а) и 15Р (б) в интервалах баженовской свиты (BAJ) и пластов Юг1 (Л-1), Юг2 (Л-2), Ю/'
(J1-M), Ю1МУ (Л-МЦ),Ю13 (J1-3),
Ю13А (J1-3A), Ю13Б (J1-3B): 1 - песчаник; 2 - алевролит; 3 - аргиллит; 4 - глина; 5 - карбонатная порода; 6 -уголь; 7 - нефтенасыщенный; 8 - нефтеводонасыщенный; 9 - водонасыщенный Fig. 5. Dvurechenskoe field. Geophysical characteristics of the sections of wells 12P (а) and 15R (b) in the intervals of the Bazhenov suite and formations J11, J12, J1M, J1MU, J13, J13A, J13B: 1 is the sandstone; 2 is the siltstone; 3 is the mud-stone; 4 is the clay; 5 is the carbonate rock; 6 is the coal; 7 is the oil saturated; 8 is the oil saturated; 9 is the water saturated
Таблица 3. Результаты расчета удельного электрического сопротивления рп нефтенасыщенных (рнп) и водонасы-щенных (рвп) пластов Двуреченского месторождения
Table 3. Results of calculation of the electrical resistivity Rt of oil-saturated (Rt) and water-saturated (Ro) layers of the Dvurechenskoe field
Пласт Formation *Рнп, ом-м *Rt, omm *коэффициент пористости д. е. *Ф, d. e. *коэффициент нефтенасыщенности, Д. е. Soil, d. e. *Рвп, ом-м *Ro, omm
Ю/ 6 0,16 0,48 1,9
Ю!2 7 0,15 0,60 3,6
Ю1М 7 0,16 0,54 -
Ю!3А 12 0,20 0,51 4,5
Ю13Б 7 0,15 0,45 4,6
(диапазон значений), среднее (rangeofvalues), average (6,0-12,0) 7,8 (0,15-0,20) 0,16 (0,45-0,60) 0,52 (1,9-4,6) 3,6
*средневзвешенные значения по 14 скважинам; **для нефтенасыщенных пластов.
*weighted average values for 14 wells; **oil saturated formations.
Баженовская свита отличается от вмещающих ее пород аномальными показаниями геофизических методов и, в первую очередь, высоким сопротивлением по КС и высокой радиоактивностью по ГК, а также повышенными значениями показаний НКТ.
Для оценки удельного электрического сопротивления юрских пластов-коллекторов Двуреченского месторождения были использованы данные геофизических исследований по разрезу 14 скважин (рис. 4, б) -материалы Томского филиала ФГУ «ТФГИ по СФО». Судя по результатам расчета УЭС как нефтенасы-щенных пластов, так и водонасыщенных пластов (табл. 3), юрские пласты-коллекторы Двуреченского месторождения имеют заметно низкие значения: для нефтенасыщенных пластов УЭС=6...12 ом*м при среднем значении 8 ом*м, для водонасыщенных пластов УЭС=2... 5 ом*м при среднем значении 3.4 ом*м.
Геофизическая характеристика баженовской свиты
Двуреченского месторождения
Для характеристики петрофизики аргиллитов ба-женовской свиты на Двуреченском нефтяном месторождении проанализированы разрезы скважин 15Р (с водоносными пластами Ю13А, Ю13Б) и 12П (с нефтеносными пластами Ю11, Ю1М). Был сделан качественный и количественный (статистический) анализ показаний методов ПС, КС, ГК и НКТ (табл. 4).
Таблица 4. Значения геофизических параметров баженовской свиты разрезов скважин Двуречен-ского месторождения Table 4. Values of geophysical parameters of the Ba-zhenov suite of well sections of the Dvurechenskoe field
Важно отметить значительные вариации диаграммы метода ПС в интервале баженовской свиты как в продуктивной, так и в непродуктивной скважинах.
Интересно заметить, что баженовская свита в разрезе скважины 12П с нефтепродуктивными юрскими пластами обладает заметно меньшей радиоактивностью и несколько меньшим УЭС, по сравнению с непродуктивной скважиной 15Р, что, возможно, указывает на некоторое обеднение баженовской свиты в районе скважины 12П органическим веществом.
Оценка карбонатности юрских пластов-коллекторов
Останинского и Двуреченского месторождений
Определение общей карбонатности пород (Скарб.) пластов-коллекторов проводилось по поисково-оценочным (417П, 12П) и разведочным (436Р, 15Р) скважинам Останинского и Двуреченского месторождений с помощью объемного газометрического метода. Данный метод основан на определении объема выделившегося углекислого газа при взаимодействии породы с соляной кислотой в приборе Кларка [26].
Из графиков (рис. 6) видно, что юрские разрезы изучаемых скважин 417П и 436Р Останинского месторождения характеризуются более высоким содержанием карбонатных минералов.
Простой расчет общей карбонатности юрских пластов-коллекторов показывает, что средние значение Скарб. юрских пластов Останинского месторождения составляет 5,4 %, а Двуреченского - 1,1 %. Таким образом, в интервалах юрских пластов Останинского месторождения, имеющего залежи в доюрском НГК, средние показания Скарб. в 5 раз превышают показания Скарб. в интервалах юрских пластов Двуреченского месторождения, не имеющего залежи в доюрском НГК.
Сопоставление и анализ
Напомним, что Останинское нефтегазоконденсатное месторождение представляет тип месторождений юго-востока ЗСП (Томская область), имеющих залежи как в юрском, так и в доюрском НГК. В то время как Двуре-ченское нефтяное месторождение представляет тип месторождений, имеющих залежи в юрско-меловых НГК, но не имеющих залежи в доюрском НГК.
Проведенные исследования позволили установить и оценить априорно (концептуально) предполагаемые различия петрофизической характеристики юрских пластов Останинского и Двуреченского месторождений, перекрывающих доюрские образования.
Скважина Well Мощность, м Power, m Вариации ПС, мВ Variations SP, mV КС*, ом-м KS, omm ГК*, мкР/ч GR, mkR/hr НКТ*, усл. ед. NKT, c.u.
15Р 13,7 ± 5,0 249/111 120/59 2,8/1,8
12П 12,0 ± 8,0 149/95 54/40 2,3/1,9
*максимальное значение/средний уровень. *maximum value/average.
Рис. 6. Карбонатность (Скарб) образцов керна скважин 417П (а), 436Р (б) Останинского и 12П (в), 15Р (г) Двуречен-ского месторождений
Fig. 6. Carbonate (Ccarb.) core samples of wells 417P (a), 436R (b) of Ostaninskoe and 12P (c), 15R (d) of the Dvurechenskoe field
Исследованиями установлено, что юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения, по результатам расчета УЭС 14-ти поисково-оценочных и разведочных скважин, имеют для нефтенасыщенных пластов УЭС=11.. .21 ом*м при среднем значении 14 ом*м, для водонасыщенных пластов - УЭС=5...9 ом*м при среднем значении 7 ом*м.
По результатам расчета УЭС 14-ти поисково-оценочных и разведочных скважин Двуреченского месторождения установлено, что юрские пласты-коллекторы имеют для нефтенасыщенных пластов УЭС=6...12 ом*м при среднем значении 8 ом*м, для водонасыщенных пластов - УЭС=2...5 ом*м при среднем значении 3.4 ом*м.
Как видно, юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения существенно, аномально, практически в два раза, более высокоомные, чем юрские пласты-коллекторы Двуреченского месторождения.
Вероятно, аномальная высокоомность транзитных юрских пластов Останинского месторождения есть следствие возможной нисходящей(?)/ восходя-щей(?) миграции УВ-флюидов, обеспечивающей или нефтесбор(?) в ловушках доюрского НГК или являющейся элизией(?) углеводородов доюрского НГК, как самостоятельного аккумулирующего-генерирующего комплекса. В результате миграции химически агрессивных УВ флюидов в юрском разрезе происходят процессы наложенного эпигенеза, приводящие к вторичной, наложенной, и, как следствие, аномальной карбонатизации транзитных пластов-коллекторов, а, следовательно, к аномальному увеличению их УЭС.
Аномальность карботнатизации юрских пластов-коллекторов Останинского месторождения (Скарб порядка 5 %) показана выше. Следует заметить, что повышенная карбонатизация юрских пластов Останинского месторождения закономерно приводит к снижению пористости пластов. Так, если обобщенная пористость юрских пластов Двуреченского месторождения составляет 16 % (табл. 3), то пористость юрских пластов Останинского месторождения заметно ниже - 14 % (табл. 1).
Что касается геофизической характеристики баженовской свиты, то она оказывается значимо разной у Останинского и Двуреченского месторождений.
Исследованиями установлено, что на Останинском месторождении геофизические характеристики баженов-ской свиты следующие: вариации показаний метода ПС=± (0,5.2,5) мВ; средний уровень УЭС=32.42 ом*м: средний уровень естественной радиоактивности 36.44 мкР/ч. В то время как на Двуреченском месторождении: вариации показаний ПС=± (5,0.8,0) мВ; средний уровень УЭС=95.111 ом*м: средний уровень естественной радиоактивности 40.59 мкР/ч.
Возможно, что на Останинском месторождении отсутствие вариаций ПС свидетельствует о ее более однородном (выравненном?) составе, а низкий уровень УЭС и естественной радиоактивности говорит о более бедном (обедненном?) содержании органического вещества.
Конечно, замеченные аномальные отличия геофизической характеристики баженовской свиты Останин-ского нефтегазоконденсатного месторождения, имеющего залежи в доюрском НГК, пока остаются артефактом, не имеющим весомого генетического обоснования.
Есть только предварительные косвенные признаки, допускающие обеднение баженовской свиты органическим веществом по причине того, что, наряду с девонскими доманиками, баженовская свита является источником УВ для палеозойских залежей [27].
Заключение
Результаты проведенных исследований на Оста-нинском и Двуреченском месторождениях дали дополнительные весомые аргументы ранее высказанной и аргументированной [16] гипотезы аномальности петрофизических характеристик юрского разреза, перекрывающего залежи доюрского нефтегазоносного комплекса.
Для дальнейшего обоснования гипотезы уникальности «отражения» залежей палеозоя в геофизических параметрах перекрывающих юрских отложениях, как возможного нефтепоискового признака палеозойских залежей, предлагается:
• провести анализ геофизических и петрофизических характеристик юрского разреза на месторож-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Blackbourn G. The Palaezoic of Western Siberia. Tectonic development of Western Siberia during the Palaezoic // Russian Oil & Gas Technologies. - 2010. - V. 21. - P. 13-23.
2. Liu X., Jin Z., Bai G. Formation and distribution characteristics of Proterozoic-Lower Paleozoic marine giant oil and gas fields worldwide // Petroleum Science. - 2017. - V. 14. - Р. 237-260.
3. Белозёров В.Б., Гарсиа Бальса А.С. Перспективы поиска залежей нефти в отложениях Девона юго-восточной части Западно-Сибирской плиты // Известия Томского политехнического-университета. Инжиниринг георесурсов. - 2018. - Т. 329. -№ 6. - С. 128-139.
4. Прогноз нефтегазоносности юрских и палеозойских отложений южных районов Западно-Сибирского бассейна / Я.В. Са-дыкова, М.А. Фомин, С.В. Рыжкова, Д.А. Новиков, Ф.Ф. Дульцев, А.В. Черных // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. -Т. 330. - № 9. - С. 114-127.
5. Blackbourn G. Petroleum geology of the Pre-Jurassic // Russian Oil & Gas Technologies. - 2012. - V. 28. - Р. 58-69.
6. Hard-to-recover reserves of Yugra oil (West Siberia) / V.I. Isaev, S.G. Kuzmenkov, R.Sh. Ayupov, Yu.A. Kuzmin, G.A. Lobova, P.A. Stulov // Геофизический журнал. - 2019. - Т. 41. - № 1. -С. 33-43.
7. Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири / В.И. Исаев, Г.А. Лобова, Ю.В. Коржов, М.Я. Кузина, Л.К. Кудряшова, О.Г. Сун-гурова. - Томск: Изд-во ТПУ, 2014. - 112 с.
8. Тяпкина А.Н., Тяпкин Ю.К. Синхронная сейсмическая инверсия для выявления перспективных участков в карбонатных породах юго-восточной части Западно-Сибирской платформы // Геофизический журнал. - 2019. - Т. 41. - № 1. - С. 76-94.
9. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазоносности Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2012. - № 2. -С. 60-64.
10. Peters K., Walters C., Moldowan J. The biomarker guide: bi-omarkers and isotopes in petroleum systems and Earth history. 2nd ed. - New York: Cambridge University press, 2005. - V. 2. -698 p.
11. Mechanism of hydrocarbon migration of Paleozoic clastic rocks in Western Section of the Tabei Uplift, Tarim Basin: YM34 silurian accumulations as a case / W. Guan, M. Zha, T. Li, J. Qu, F. Li, L. Deng, Y. Tan, C. Zhang // Proc. of the International Field Exploration and Development Conference. - Singapore, 2018. -Р. 782-797.
12. Кузина М.Я., Коржов Ю.В., Исаев В.И. Геохимическое и ли-тологическое обоснование концепции «главного источника»
дении/площади, принадлежащей Нюрольской структурно-фациальной зоне по палеозою, но не имеющей залежей в доюрском нефтегазоносном комплексе;
• детализировать анализ карбонатности транзитных юрских пластов, с выявлением и определением доли вторичной, наложенной карбонатизации, с использованием комплекса данных/способов, включая инновационную технологию [17] интерпретации материалов геофизических исследований скважин;
• выполнить массовый, представительный анализ геофизических характеристик баженовской свиты, что, возможно, даст дополнительные аргументы той или другой концепции «главного источника» формирования залежей в доюрском нефтегазоносном комплексе.
Благодарим рецензента за предметную и развернутую
рецензию, позволяющую лучше понять фундаментальные и
прикладные аспекты проблемы.
доюрских залежей нефти Красноленинского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2014. - Т. 324. -№ 1. - С. 32-38.
13. Карпов В.А. Некоторые замечания по проблемам нефтегазо-образования и нефтегазонакопления // Недропользование XXI век. - 2017. - № 4. - С. 142-149.
14. Абукова Л.А. Нисходящая миграция подземных вод и углеводородов в осадочных нефтегазоносных бассейнах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 10. - С. 23-31.
15. Мельник И.А. Выявление вторично преобразованных терри-генных коллекторов на основе статистической интерпретации материалов ГИС // Геофизика. - 2013. - № 4. - С. 29-36.
16. Алеева А.О., Исаев В.И. Сравнительная петрофизическая характеристика разрезов Герасимовского и Крапивинского месторождений (в связи с нефтегазоносностью доюрских отложений) // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. - № 9. -С. 21-31.
17. Мельник И.А., Недоливко Н.М., Зимина С.В. Вторичные карбонаты юрских песчаных отложений как показатели продуктивности палеозоя // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2020. - Т. 331. -№ 3. - С. 32-38.
18. Исаев Г.Д. Фациальные модели девона Нюрольской зоны и основные критерии районирования палеозоя ЗападноСибирской плиты // Литосфера. - 2011. - № 6. - С. 27-37.
19. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. -Новосибирск, 2003. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. -114 с.
20. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
21. Petersilie V., Komar N., Frenkel S. Methodological approaches to the calculation of reserves of the Bazhenov formation // Conference Proceedings, EAGE/SPE Workshop on Shale Science 2019. -Moscow, Russia, 2019. - V. 2019. - Р. 1-5.
22. Hurlimann M.D. Well Logging // Emagres. - 2012. - V. 1. - № 1. -Р. 223-232.
23. Yabe S., Fukuchi R., Hamada Y. Simultaneous estimation of in situ porosity and thermal structure from core sample measurements and resistivity log data at Nankai accretionary prism // Earth Planets Space. - 2019. - V. 71. - Р. 1-15.
24. Niab D., Dinaldson E.C. Petrophysics. - Oxford: Elsevier, 2004. -926 p.
25. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2 - Shale-oil resource systems // Shale reservoirs - giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. - Texas, U.S.A, - 2012. - P. 89-119.
26. Digital petrophysics and standard laboratory methods for determining terrigenous container rocks capacitive properties / V.M. Aleksandrov, A.A. Ponomarev, G. Imashev, V.E. Makhatova, A.N. Shakibayeva // Journal of Industrial Pollution Control. - 2017. - V. 33. - № 1. - P. 1048-1051.
27. Галиева М.Ф., Крутенко Д.С. Геолого-геофизические аргументы гипотезы «баженовского источника» доюрских залежей нефти Останинской группы месторождений (Томская область) // Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири: Материалы 2-й Всеросс. науч. конф. молодых ученых и студентов, посв. 85-летию акад. А.Э. Конторовича. - Новосибирск: ИПЦ НГУ, 2019. - С. 22-25.
Поступила 17.06.2020 г.
Информация об авторах
Алеева А.О., аспирант отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Исаев В.И., доктор геолого-минералогических наук, профессор отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета. Лобова Г.А., доктор геолого-минералогических наук, профессор отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
UDC 553.98.042
COMPARATIVE PETROPHYSICAL CHARACTERISTIC OF THE JURASSIC SECTIONS OF THE OSTANINSKOE AND DVURECHENSKOE FIELDS (IN RELATION TO PETROLEUM POTENTIAL OF PRE-JURASSIC DEPOSITS OF THE TOMSK REGION)
Anna O. Aleeva1,
Valery I. Isaev1,
Galina A. Lobova1,
1 National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin avenue, Tomsk, 634050, Russia.
The relevance of the research is caused by the importance of reproduction and expansion of the resource base of hydrocarbons in Western Siberia based on the assessment of prospects and development of the horizon of the contact zone and the Paleozoic, where the deposits belong to hard-to-recover reserves.
The aim of the research is to consistently justify the criteria for forecasting and prospecting Paleozoic hydrocarbon deposits based on the hypothesis of anomalies in the petrophysical characteristics of Jurassic formations - the uniqueness of the «reflection» of Paleozoic deposits in the geophysical parameters of the overlapping Mesozoic-Cenozoic section. This hypothesis was formulated and reasoned earlier by the results of studying the well sections of the Gerasimovskoe field with Paleozoic oil deposits and the Krapivinskoe fields with Jurassic oil deposits.
The objects: geophysical and petrophysical parameters of the Jurassic reservoir layers and intervals of the Bazhenov suite at the Osta-ninskoe oil and gas condensate field, which has deposits in the pre-Jurassic base, and at the Dvurechenskoe oil field with only Jurassic oil deposits.
Methods. To characterize the Jurassic reservoirs, petrophysical calculations of electrical resistivity were performed, the data of induction logging and resistivity logging were used along sections of 28 wells of the Ostaninskoe and Dvurechenskoe deposits. To characterize the petrophysics of mudstones of the Bazhenovsuite, a qualitative and quantitative (statistical) analysis of the readings of the methods of potentials of spontaneous polarization, apparent resistence, and gamma-ray logging were carried out. The carbonate content of reservoir rocks was estimated using the volumetric gasometric method.
Results. It was established that Jurassic reservoirs of the Ostaninskoe field have resistivity of 11...21 omm for oil-saturated reservoirs and resistivity of 5...9 om m for water-saturated reservoirs. Jurassic reservoirs of the Dvurechenskoe field have a resistivity of 6...12 om m for oil-saturated formations and a resistivity of 2...5 om m for water-saturated formations. The Jurassic reservoirs of the Ostaninskoe field are abnormally, two times higher, resistive than the Jurassic reservoirs of the Dvurechenskoe field. The total carbonate content of the Jurassic strata of the Ostaninskoe field is 5,4 %, and the Dvurechenskoe field is 1,1 %. It was shown that at the Ostaninskoe field, variations in the readings of the PS method are ±(0,5...2,5) mV, the resistivity level is 32...42 omm, and the level of natural radioactivity is 36...44 mkR/hr. At the Dvurechenskoe field, variations in the PS readings are ±(5,0...8,0) mV, the resistivity level is 95...111 om m, the level of natural radioactivity is 40...59 mkR/hr. The results of the research at the Ostaninskoe and Dvurechenskoe fields are fully consistent with the previously expressed and reasoned hypothesis of the anomalous petrophysical characteristics of the Jurassic section, overlapping deposits of the pre-Jurassic oil and gas condensate field.
Key words:
Paleozoic hydrocarbon deposits, petrophysical characteristics of Jurassic reservoirs and the Bazhenov suite, unique «reflection» of the Paleozoic deposits in the geophysical parameters of the Jurassic section, criterion of forecasting and prospecting of hydrocarbon deposits of the Paleozoic, Tomsk region.
The authors express thanks to the reviewer for meaningful and detailed review which allows understanding better the fundamental and applied aspects of the issue.
REFERENCES
1. Blackbourn G. The Palaezoic of Western Siberia. Tectonic development of Western Siberia during the Palaezoic. Russian Oil & Gas Technologies, 2010, vol. 21, pp. 13-23.
2. Liu X., Jin Z., Bai G. Formation and distribution characteristics of Proterozoic-Lower Paleozoic marine giant oil and gas fields worldwide. Petroleum Science, 2017, vol. 14, pp. 237-260.
3. Belozerov V.B., Garcia A.S. Prospects of searching for oil reservoirs in the Devonian deposits of the south-eastern part of the Western-Siberian plate. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2018, vol. 329, no. 6, pp. 128-139. In Rus.
4. Sadykova Y.V., Fomin M.A., Ryzhkova S.V., Novikov D.A., Dultsev F.F., Chernykh A.V. Forecast of oil-and-gas content in Jurassic and Paleozoic deposits of West Siberia southern regions. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2019, vol. 330, no. 9, pp. 114-127. In Rus.
5. Blackbourn G. Petroleum geology of the Pre-Jurassic. Russian Oil & Gas Technologies, 2012, vol. 28, pp. 58-69.
6. Isaev V.I., Kuzmenkov S.G., Ayupov R.Sh., Kuzmin Yu.A., Lobova G.A., Stulov P.A. Hard-to-recover reserves of Yugra oil (West Siberia). Geophysical journal, 2019, vol. 41, no. 1, pp. 33-43.
7. Isaev V.I., Lobova G.A., Korzhov Yu.V., Kuzina M.A, Kudryash-ova L.K., Sungurova O.G. Strategiya i osnovy tekhnologii poiskov uglevodorodov v doyurskom osnovanii Zapadnoy Sibiri [Strategy
and fundamentals of hydrocarbon search technology in the pre-Jurassic base of Western Siberia]. Tomsk, Tomsk State University Publ., 2014. 112 p.
8. Tiapkina O.M., Tyapkin Yu.K. Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform. Geophysical journal, 2019, vol. 41, no. 1, pp. 76-94. In Rus.
9. Gavrilov V.P. The geodynamic model of oil and gas potential in Western Siberia. Geology of oil and gas, 2012, no. 2, pp. 60-64. In Rus.
10. Peters K., Walters C., Moldowan J. The Biomarker Guide: Bi-omarkers and isotopes in petroleum systems and Earth history. 2nd ed. New York, Cambridge University press, 2005. Vol. 2, 698 p.
11. Guan W., Zha M., Li T., Qu J., Li F., Deng L., Tan Y., Zhang C. Mechanism of hydrocarbon migration of Paleozoic clastic rocks in Western Section of the Tabei Uplift, Tarim Basin: YM34 silurian accumulations as a case. Proceedings of the International Field Exploration and Development Confer-ence.Singapore, 2018. pp. 782-797.
12. Kuzina M.A., Korzhov Yu.V., Isaev V.I. Geochemical and litho-logical justification of «the main source» concept of pre-Jurassic oil deposits in Krasnoleninsk arch (Tyumen region). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2014, vol. 324, no. 1, no. 32-38. In Rus.
13. Karpov V.A. Some comments on the problems of oil and gas production and oil and gas accumulation. Subsoil XXI Century, 2017, no. 4, pp. 142-149. In Rus.
14. Abukova L.A. Niskhodyashchaya migratsiya podzemnykh vod i uglevodorodov v osadochnykh neftegazonosnykh basseynakh [Downward migration of groundwater and hydrocarbons in sedimentary oil and gas basins]. Geology, Geophysics and Development of oil and gas field, 2008, no. 10, pp. 23-31.
15. Melnik I.A. Identification of secondary converted terrigenous reservoirs based on the statistical interpretation data GIS. Geofizika, 2013, no. 4, pp. 29-36. In Rus.
16. Aleeva A.O., Isaev V.I. Comparative petrophysical characteristic of the cuts of the Gerasimovskoe and Krapivinskoe fields (in relation to petroleum potential of pre-Jurassic deposits). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2019, vol. 330, no. 9, pp. 21-31. In Rus.
17. Melnik I.A., Nedolivko N.M., Zimina S.Z. Secondary carbonates of Jurassic sand deposits as indicators of the Paleozoic productivity. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2020, vol. 331, no. 3, no. 32-38. In Rus.
18. Isaev G.D. Devonian facial models of Nyurolskaya zone and general criteria of Paleozoic districting of the Western-Siberian plate. Lithosphere, 2011, no. 6, pp. 27-37. In Rus.
19. Reshenie 6-go Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo sovesh-chaniya po rassmotreniyu i prinyatiyu utochnennykh stratigrafich-eskikh skhem mezozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri [Decision of the 6th Interdepartmental Stratigraphic Meeting on the review and adoption of updated stratigraphic schemes of Mesozoic sediments of Western Siberia]. Novosibirsk, 2003. 114 p.
20. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kaynozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and oil-and-gas bearing of the Mesozoic-Cenozoic deposits in southeastern of the Western Siberia]. Novosibirsk, SB RAS Publ. house, 2002. 253 p.
21. Petersilie V., Komar N., Frenkel S. Methodological approaches to the calculation of reserves of the Bazhenov formation. Conference Proceedings, EAGE/SPE Workshop on Shale Science 2019. Moscow, Russia, 2019. Vol. 2019, pp. 1-5.
22. Hurlimann M.D. Well Logging. Emagres, 2012, vol. 1, no. 1, pp. 223-232.
23. Yabe S., Fukuchi R., Hamada Y. Simultaneous estimation of in situ porosity and thermal structure from core sample measurements and resistivity log data at Nankai accretionary prism. Earth Planets Space, 2019, vol. 71, pp. 1-15.
24. Niab D., Dinaldson E.C. Petrophysics. Oxford, Elsevier, 2004. 926 p.
25. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas. P. 2. Shale-oil Resource Systems. Shale reservoirs - giant resources for the 21" century: AAPGMemoir97. Texas, U.S.A, 2012. pp. 89-119.
26. Aleksandrov V.M., Ponomarev A.A., Imashev G., Makhato-va V.E., Shakibayeva A.N. Digital petrophysics and standard laboratory methods for determining terrigenous container rocks capacitive properties. Journal of Industrial Pollution Control, 2017, vol. 33, no. 1, pp. 1048-1051.
27. Galieva M.F., Krutenko D.S. Geologo-geofizicheskie argument gipotezy «bazhenovskogo istochnika» doyurskikh zalezhey nefti Ostaninskoy gruppy mestorozhdeniy (Tomskaya oblast) [Geological and geophysical arguments of the hypothesis of the «Bazhenov suite» of pre-Jurassic oil deposits of the Ostaninsky group of fields (Tomsk region)]. Novosibirsk, IPTS NGU Publ., 2019. pp. 22-25.
Received: 17 June 2020.
Information about the authors
Anna O. Aleeva, postgraduate student, National Research Tomsk Polytechnic University. Valery I. Isaev, Dr. Sc., professor, National Research Tomsk Polytechnic University. Galina A. Lobova, Dr. Sc., professor, National Research Tomsk Polytechnic University.
