CC BY
27
УДК 553.98(571)
ТЕКТОНО-СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГЕОТЕРМИИ ПРИ ВЫЯВЛЕНИИ И ОЦЕНКЕ ПОЗДНЕЭОЦЕНОВОЙ ЭРОЗИИ НА АРКТИЧЕСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УГЛЕВОДОРОДОВ (П-ВА ЯМАЛ)
Исаев Валерий Иванович1,
Старостенко Виталий Иванович2,
Лобова Галина Анатольевна1,
Фомин Александр Николаевич3,
Исагалиева Айгуль Калиевна4,
1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, Россия, г. Томск, пр. Ленина, д. 30.
2 Институт геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины, 03142, Украина, г. Киев, пр. Палладина, д. 32.
3 Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Ак. Коптюга, д. 3.
4 Казахский национальный исследовательский технический университет им. К.И. Сатпаева, 050013, Республика Казахстан, г. Алматы, ул. Сатпаева, д. 22
Актуальность. Разработана схема и критерии применения измеренных и моделируемых геотемператур для изучения тектоно-седиментационной истории осадочных бассейнов арктического региона Западной Сибири - приоритетного объекта новой стратегии развития сырьевой базы углеводородов РФ.
Цель исследования: выработать и апробировать методику оценки позднеэоценовой эрозии арктических районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе моделирования геотермического режима баженовских нефтематеринских отложений, на примере Арктического, Средне-Ямальского и Ростовцевского месторождений.
Объект исследования: тектоно-седиментационная история кайнозойско-мезозойского разреза, палеотермический режим баженовских отложенийй, вскрытых глубокими скважинами на Арктической, Среде-Ямальской и Ростовцевской площадях (п-в Ямал). Специальная методика исследования основывается на: 1) палеотемпературном моделировании, учитывающем параметры тектоно-седиментационной истории, измеренные пластовые температуры и палеотемпературы, определенные по отражательной способности витринита; 2) многовариантности палеотектонических и палеотемпературных реконструкций и на анализе вариабельности результатов; 3) оценке соответствия результатов критериям оптимальности решения обратной задачи геофизики; 4) согласованности расчетных значений плотности теплового потока с экспериментальными данными; 5) согласованности расчетных очагов генерации УВ с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.
Результаты исследования. Реализованная вариативность сценариев тектоно-седиментационной истории и реконструкций геотермического режима баженовской свиты выявила и дала количественную оценку перерывам в осадконакоплении и денудаций в позднеэоценовое время на месторождениях углеводородов п-ва Ямал. Установлено, что привлечение данных отражательной способности витринита дает свидетельства существования денудаций и определяет возможность оценки масштабов денудаций. Сценарий истории геологического развития, учитывающий эрозионные процессы, дает наиболее «богатую» термическую историю материнских отложений, обеспечивает наибольшую расчетную плотность ресурсов генерированных нефтей. Применение разработанной схемы и критериев выявления перерывов осадконакопления и денудации методом геотермии, в комплексе с геологическими методами и сейсморазведкой, существенно повышает достоверность знаний об истории геологического развития регионов Западной Сибири.
Ключевые слова:
Тектоно-седиментационная история, геотермический режим, баженовские отложения, отражательная способность витринита, месторождения углеводородов п-ва Ямал.
Введение
В рамках стратегии развития сырьевой базы углеводородов (УВ) Западной Сибири главными объектами изучения и поисков становятся арктические районы и сланцевые ресурсы баженовской свиты [1, 2].
Как известно, оценка перспектив нефтегазо-носности выполняется объемно-генетическим методом (бассейновое моделирование). Количество генерированных УВ рассчитывается на основе реконструкции геотемпературного режима нефтема-
теринских отложений и геохимических параметров керогена [3-8].
Вместе с тем в истории геологического развития северных районов Западной Сибири в кайнозойское время отмечаются геодинамические процессы, которые влияют как на формирование ловушек, так и на процессы нефтегазообразования [9]. А для адекватного бассейнового моделирования нужны сведения об амплитуде восходящих движений, эрозий и продолжительности перерывов в осадконакоплении [10, 11].
Дискуссия о перерывах в осадконакоплении, эрозиях на рубеже позднего палеогена и эоцена в арктической зоне Западной Сибири ведется не один десяток лет и продолжается по сей день [12-15]. Наличие перерывов в осадконакоплении и размывов установлено однозначно, однако их объем и временные привязки пока не определены. Поэтому определение объемов эродированных пород и геологического времени проявления этого процесса для арктических районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) остается актуальной задачей в контексте бассейнового моделирования, а также задачей фундаментальной геологии Западной Сибири.
Возможность выявления перерывов осадкона-копления и денудации методом геотермии, как методом, иным по физическим основам, наряду с геологическими методами и сейсморазведкой [16, 17], может существенно повысить достоверность знаний об истории геологического развития арктического региона Западной Сибири. Такая возможность особенно актуальна для северных районов ЗСНГП, где по некоторым оценкам размывы толщ палеоген-неогеновых пород достигают 700-1100 м [15].
Наиболее значимым применением геотермии как разведочного (поискового) метода геофизики является палеотемпературное моделирование термических условий в геологическом разрезе для прогноза и поисков залежей нефти и газа. Разработка схем и критериев применения геотермии как поискового метода находит отражение в исследованиях О.В. Веселова [18], Ю.И. Галушкина [19], И.В. Головановой [20], П.Ю. Горнова [21], Д.Ю. Демежко [22], А.Д. Дучкова [23], В.И. Ермакова [24], В.И. Зуя [25], В.И. Исаева [26], А.Э. Конторовича [27], Р.И. Кутаса [28-30], Г.А. Лобовой [31], Н.В. Лопатина [32], В.И. Старо-стенко [33], А.Н. Фомина [34] и других ученых. Значимый вклад в формирование геотермии как поискового метода для арктических регионов виден в работах А.Р. Курчикова [35-37] и М.Д. Хуторского [38-40].
Цель настоящей статьи - продемонстрировать оценку позднеэоценовой эрозии арктического региона Западной Сибири, выполненную на основе моделирования геотермического режима баженов-ских нефтематеринских отложений, на примере Арктического, Средне-Ямальского и Ростовцев-ского месторождений п-ва Ямал.
Характеристика объекта исследований
Моделирование палеогеотемпературных условий баженовских отложений выполнено для палеоседи-ментационых и геолого-геофизических условий арктических земель Западной Сибири в скважинах, расположенных на разных широтах п-ва Ямал (рисунок).
66°00' 72°00'в.д.
Рисунок. Обзорная схема территории исследований: 1 - населенный пункт и его название; 2 - поисково-разведочная скважина; 3 - сейсмический профиль МОГТ 2D; 4 - контур месторождения и его название (объекты исследований); 5 - гидрография и береговая линия; 6 - моделируемая скважина и ее условный индекс: Арк-11 - Арктическая 11, С-Я-14 - Средне-Ямальская 14, Рос-64 - Ростовцевская 64
Figure. Review scheme of the studied area: 1 - the locality and its name; 2 - the exploration well; 3 - the seismic profile CDPM 2D; 4 - the contour of the field and its name (survey target); 5 - the hydrography and coastline; 6 -the well simulated and its conditional index: Арк-11 -Arkticheskaya 11, С-Я-14 - Sredne-Yamalskaya 14, Рос-64 - Rostovtsevskaya 64
Осадочный мезозойско-кайнозойский чехол территории исследования начинает формироваться в ранней юре. К концу волжского века трансгрессия моря расширилась, идет накопление баженовской свиты (J3+K1bg), обогащенной органическим веществом.
Нефтематеринская баженовская свита является основным источником формирования залежей УВ в ловушках верхнеюрского и мелового нефтегазоносных комплексов, а также приоритетной сланцевой формацией. По среднему значению отражательной способности витринита - R„0t=0,96 % - в пределах Арктической площади баженовская свита находится в конце главной зоны нефтеобразова-ния (база данных ИНГГ СО РАН, 2016).
Начиная с апт-сеномана морской режим господствует до начала эоцена. Раскрытие котловины Арктического бассейна приводит к смене знака вертикальных тектонических движений, и наступает позднеэоценовая регрессия. Анализ мощностей палеоген-неогена [41-43] показывает, что кровля люлинвора (ирбита) могла быть подвергнута денудации. При этом размытый слой мог составить порядка 500-700 м.
Посвитная разбивка от подошвы осадочного чехла до верхнего мела, включая березовскую свиту, принимается нами по данным ИНГГ СО РАН (литолого-стратиграфические разбивки, 2015 г). Расчленение нижне-среднепалеогеновых свит, от ганькинской до ирбитской, заимствовано из мате-
Таблица 1. Описание сценариев седиментационной истории (скважина Арктическая 11) Table 1. Description of scenarios of sedimentation history (Arkticheskaya well 11)
Свита, толща (стратиграфия) Suite, strata (stratigraphy) Возраст, млн лет назад Age, million years ago Время, млн лет Time, million years Мощность (сценарий 1), м Thickness (Script 1), m Мощность (сценарий2), м Thickness (Script2), m
Квартер+плиоцен Q-N2/Quarter+Pliocene 0-4,1 4,1 280 280
N,-2 4,1-5,4 1,3 -113 -
Новопортовская N1-2nvp/Novoportovskaya 5,4-8,4 3 50 -
Таволжанская Nitv/Tavolzhanskaya 8,4-12,5 4,1 25 -
Бищеульская N,bsch/Bishcheulskaya 12,5-14,5 2 38 -
N, 14,5-18,5 4 -535 -
Абросимовская N,abr/Abrosimovskaya 18,5-23,0 4,5 25 -
Туртасская P^tur/Turtasskaya 23,0-28,0 5 90 -
Новомихайловская P3nvm/Novomikhaylovskaya 28,0-30,0 2 70 -
Атлымская P3atl/Atlymskaya 30,0-34,0 4 100 -
Тавдинская P2tv/Tavdinskaya 34,0-42,6 8,6 150 -
Нюрольская fynl/Nyurolskaya 42,6-50,4 7,8 100 -
Ирбитская (люлинворская)-P2ir/Irbitskaya (lyulinvorskya) 50,4-55,0 4,6 20 20
Серовская-Pisr/Serovskaya 55,0-58,0 3 43 43
Тибейсалинская-P1tb/Tibeysalinskaya 58,0-63,7 5,7 120 120
Ганькинская K2+-P,gn/Gankinskaya 63,7-73,0 9,3 40 40
Березовская K2b/Berezovskaya 73,0-89,0 16 136 136
Кузнецовская K2kz/Kuznetsovskaya 89,0-92,0 3 31 31
Марресалинская K,-K2mr/Marresalinskaya 92,0-102,0 10 550 550
Яронгская K,jar/Yarongskaya 102-108,5 6,5 690 690
Танопчинская K,tn/Tanopchinskaya 108,5-133,2 24,7 353 353
Ахская K,ah/Akhskaya 133,2-142,7 9,5 529 529
Баженовская J3+K,bg/Bazhenovskaya 142,7-149,3 6,6 16 16
Нурминская J2nr/Nurminskaya 149,3-161,7 12,4 65 65
Малышевская J2ml/Malyshevskaya 161,7-171,0 9,3 95 95
Леонтьевская J2ln/Leontyevskaya 171,0-173,0 2 130 130
Вымская J2vm/Vymskaya 173,0-175,0 2 127 127
Лайдинская J2ld/Laydinskaya 175,0-177,0 2 75 75
Надояхская J,+J2nd/Nadoyakhskaya 177,0-182,5 5,5 95 95
Китербютская (тогурская) J,kt/Kiterbyutskaya (togurskaya) 182,5-184,0 1,5 39 39
Шараповская J,shr/Sharapovskaya 184,0-186,0 2 50 50
Левинская J,lv/Levinskaya 186,0-186,70 0,7 140 140
Мощность разреза, м/Section power, m 3624 3624
Таблица 2. Описание сценариев седиментационной истории (скважина Средне-Ямальская 14) Table 2. Description of scenarios of sedimentation history (Sredne-Yamalskaya well 14)
Свита, толща (стратиграфия) Suite, strata (stratigraphy) Возраст, млн лет назад Age, million years ago Время, млн лет Time, million years Мощность (сценарий 1), м Thickness (Script 1), m Мощность (сценарий 2), м Thickness (Script 2), m
Квартер+плиоцен Q-N2/Quarter+Pliocene 0-4,1 4,1 200 200
N1-2 4,1-5,4 1,3 -113 -
Новопортовская N1-2nvp/Novoportovskaya 5,4-8,4 3 50 -
Таволжанская N1tv/Tavolzhanskaya 8,4-12,5 4,1 25 -
Бищеульская N1bsch/Bishcheulskaya 12,5-14,5 2 38 -
N1 14,5-18,5 4 -435 -
Абросимовская N1abr/Abrosimovskaya 18,5-23,0 4,5 15 -
Туртасская P3tur/Turtasskaya 23,0-28,0 5 70 -
Новомихайловская P3nvm/Novomikhaylovskaya 28,0-30,0 2 50 -
Атлымская P3atl/Atlymskaya 30,0-34,0 4 80 -
Тавдинская P2tv/Tavdinskaya 34,0-42,6 8,6 130 -
Нюрольская P2nl/Nyurolskaya 42,6-50,4 7,8 90 -
Ирбитская (люлинворская)-P2ir/Irbitskaya (lyulinvorskya) 50,4-55,0 4,6 120 120
Серовская-Pisr/Serovskaya 55,0-58,0 3 60 60
Тибейсалинская-P1tb/Tibeysalinskaya 58,0-63,7 5,7 50 50
Ганькинская K2+-P1gn/Gankinskaya 63,7-73,0 9,3 120 120
Березовская K2b/Berezovskaya 73,0-89,0 16 249 249
Кузнецовская K2kz/Kuznetsovskaya 89,0-92,0 3 44 44
Марресалинская K1-K2mr/Marresalinskaya 92,0-102,0 10 485 485
Яронгская Kjar/Yarongskaya 102-108,5 6,5 179 179
Танопчинская K1tn/Tanopchinskaya 108,5-133,2 24,7 701 701
Ахская K1ah/Akhskaya 133,2-142,7 9,5 647 647
Баженовская J3+K1bg/Bazhenovskaya 142,7-149,3 6,6 35 35
Нурминская J2nr/Nurminskaya 149,3-161,7 12,4 16 16
Малышевская J2ml/Malyshevskaya 161,7-171,0 9,3 91 91
Леонтьевская J2ln/Leontyevskaya 171,0-173,0 2 98 98
Вымская J2vm/Vymskaya 173,0-175,0 2 124 124
Лайдинская J2ld/Laydinskaya 175,0-177,0 2 71 71
Надояхская J1+J2nd/Nadoyakhskaya 177,0-180,0 3 93 93
Мощность разреза, м/Section power, m 3383 3383
риалов ВСЕГЕИ [43]. Вышележащие толщи расчленены на основе работ [41] и [42].
При построении седиментационно-теплофизи-ческой модели для моделируемых скважин (табл. 1-3) использованы стратиграфические разбивки, выполненные с учетом возможной динамики (сценариев) тектонических событий на протяжении формирования осадочного разреза на территории Ямала.
Оценка позднеэоценовой эрозии выполняется на основе анализа результатов палеотемператур-ных реконструкций 2-х основных сценариев: 1-й сценарий - учет накопления нюрольской, тавдин-ской, атлымской, новомихайловской, туртасской и абросимовской свит, а затем - основная позднеэ-оценовая регрессия; учет накопления бищеуль-
ских отложений, таволжанской и новопортовской свит, а затем их размыв. 2-й сценарий - учет перерывов в осадконакоплении, без эрозионных процессов. В этих сценариях учитывается «арктический» вековой ход температур на поверхности Земли [44].
О методике интерпретации
Применен метод палеотемпературного моделирования, основанный на численном решении уравнения теплопроводности горизонтально-слоистого твердого тела с подвижной верхней границей [45].
В математическую модель непосредственно включены климатический вековой ход температур на земной поверхности, как краевое условие, и па-леотемпературы из определений отражательной
Таблица 3. Описание сценариев седиментационной истории (скважина Ростовцевская 64) Table 3. Description of scenarios of sedimentation history (Rostovtsevskaya well 64)
Свита, толща (стратиграфия) Suite, strata (stratigraphy) Возраст, млн лет назад Age, million years ago Время, млн лет Time, million years Мощность (сценарий 1), м Thickness (Script 1), m Мощность (сценарий 2), м Thickness (Script 2), m
Квартер+плиоцен Q-N2/Quarter+Pliocene 0-4,1 4,1 266 266
N1-2 4,1-5,4 1,3 -113 -
Новопортовская N1-2nvp/Novoportovskaya 5,4-8,4 3 50 -
Таволжанская N1tv/Tavolzhanskaya 8,4-12,5 4,1 25 -
Бищеульская N1bsch/Bishcheulskaya 12,5-14,5 2 38 -
N1 14,5-18,5 4 -335 -
Абросимовская N1abr/Abrosimovskaya 18,5-23,0 4,5 20 -
Туртасская P3tur/Turtasskaya 23,0-28,0 5 50 -
Новомихайловская P3nvm/Novomikhaylovskaya 28,0-30,0 2 35 -
Атлымская P3atl /Atlymskaya 30,0-34,0 4 65 -
Тавдинская P2tv/Tavdinskaya 34,0-42,6 8,6 110 -
Нюрольская fynl/Nyurolskaya 42,6-50,4 7,8 55 -
Ирбитская (люлинворская)-P2ir/Irbitskaya (lyulinvorskya) 50,4-55,0 4,6 180 180
Серовская-Pisr/Serovskaya 55,0-58,0 3 100 100
Тибейсалинская-^tb/Tibeysalinskaya 58,0-63,7 5,7 40 40
Ганькинская K2+-P1gn/Gankinskaya 63,7-73,0 9,3 80 80
Березовская K2b/Berezovskaya 73,0-89,0 16 338 338
Кузнецовская K2kz/Kuznetsovskaya 89,0-92,0 3 18 18
Марресалинская K1-K2mr/Marresalinskaya 92,0-102,0 10 466 466
Яронгская K1jar/Yarongskaya 102-108,5 6,5 206 206
Танопчинская K1tn/Tanopchinskaya 108,5-133,2 24,7 718 718
Ахская K1ah/Akhskaya 133,2-142,7 9,5 750 750
Баженовская J3+K1bg/Bazhenovskaya 142,7-149,3 6,6 33 33
Нурминская J2nr/Nurminskaya 149,3-161,7 12,4 72 72
Малышевская J2ml/Malyshevskaya 161,7-171,0 9,3 105 105
Леонтьевская J2ln/Leontyevskaya 171,0-172,0 1 113 113
Мощность разреза, м Section power, m 3485 3485
способности витринита (ОСВ), как «наблюденные». В модели палеотектонические реконструкции непосредственно сопряжены с палеотемпера-турными реконструкциями. В описании осадочной толщи скорости осадконакопления могут быть нулевыми и отрицательными, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию.
Расчет палеотемператур состоит из двух этапов. На первом, по распределению температур T, «наблюденных» в точках разреза скважины, рассчитывается тепловой поток q через поверхность основания осадочного чехла, т. е. решается обратная задача геотермии - классическая обратная задача геофизики. На втором этапе, с известным значением q, решаются прямые задачи геотермии -непосредственно рассчитываются температуры U в заданных точках осадочной толщи Z (в том числе в материнской свите) на любые заданные моменты геологического времени t.
Наличие перерывов в осадконакоплении и величины денудации оцениваются путем многовариантных расчетов при различных сценариях тек-тоно-седиментационной истории и последующего выбора сценария, отвечающего критериям адекватности и достоверности.
Основным критерием адекватности и предпочтительности результатов палеотемпературного моделирования выступает оптимальная согласованность («невязка») максимума расчетных геотемператур с «наблюденными» температурами «максимального палеотермометра» - с температурами, определенными по ОСВ. В той же степени важна оптимальная «невязка» расчетных геотемператур и с «наблюденными» пластовыми температурами. Оптимальная «невязка», принятая в классической разведочной геофизике, это средняя квадратичная разность расчетных и наблюденных значений, равная погрешности наблюдений [46, 47]. Эта погрешность порядка ±2 °С.
Важным критерием достоверности результатов палеотемпературного моделирования является согласованность расчетных значений плотности теплового потока q с данными экспериментального определения плотности теплового потока на территории исследований.
В качестве критерия достоверности результатов моделирования принимается и степень согласованности очагов интенсивной генерации УВ, определяемых по геотемпературному критерию в материнской свите [48], с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.
Результаты исследований и их анализ
Решение прямых задач геотермии выполнялось на 52 ключевых моментах геологического времени, соответствующих временам начала/завершения формирования каждой свиты, перекрывающих баженовскую, а также точкам «излома» векового хода температур на земной поверхности.
Ниже приводятся результаты моделирования геотермического режима осадочного разреза скважин Арктической 11, Средне-Ямальской 14 и Рос-товцевской 64 (рисунок, табл. 4-6). Оценка адекватности и предпочтительности тектоно-седимен-тационной истории выполняется на основе анализа результатов палеотемпературных реконструкций 3-х сценариев: 1-й сценарий - учет перерывов в осадконакоплении и позднеэоценовых размывов; 2-й сценарий - учет перерывов в осадконакопле-нии, без учета эрозионных процессов; 3-й сценарий - по тектоно-седиментационной истории, что и 2-й сценарий, но моделирование выполнено без учета данных ОСВ.
В случае учета эрозионных процессов при моделировании (табл. 4-6, сценарий 1) по критерию «невязки» измеренных (наблюденных) и расчетных геотемператур результаты являются адекватными и приемлемыми: «невязки» оптимальны, т. к. составляют ±2°С. Таким образом, размывы палеоген-неогеновых и неогеновых отложений подтверждаются. А результаты моделирования без учета эрозионных процессов (табл. 4-6, сцена-рий2) однозначно неприемлемы, «невязки» составляют ±(5-12-16)°С.
Достоверность результатов палеотемпера-турного моделирования при учете эрозионных процессов (сценарий 1), выполненного на Арктической, Средне-Ямальской и Ростовцевской площадях, подтверждается хорошей согласованностью полученных расчетных значений плотности теплового потока (49-52-56 мВт/м2) с экспериментальными определениями плотности теплового потока для п-ва Ямал: 50-55 мВт/м2 [36], 49-56 мВт/м2 [39]. Здесь следует заметить, что для геодинамических условий Западной Сибири, характеризующихся, начиная с юрского времени, квазистационарностью глубинного теплового q [24, 36, 49], решение обратной задачи геотермии - определения плотности теплового потока q - выполняется однозначно [46].
Таблица 4. Сопоставление измеренных и расчетных геотемпературных параметров (скважина Арктическая 11) Table 4. Comparison of the measured and calculated geotem-perature parameters (Arkticheskaya well 11)
2500
3533
3560
а £P
c? E
120
125
126
CD <u
CP E ^
5 с
m cd
s E
Ю CD
по ОСВ by VR (vitrinite reflectance)
пластовые reservoir
пластовые reservoir
Среднеквадратическое отклонение («невязка»), °С Mean squared error («true error»), °С
Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 Calculated heat flux from the basis, mW/m2
Глубина положения баженовской свиты в современном разрезе, м Depth of position of the Bazhenov suite in the modern section, m
Расчетная современная температура баженовской свиты,°С
Calculated current temperature of the Bazhenov suite, °С
Глубина положения баженовской свиты в палеораз-резе (18,5 млн лет назад) в момент палеотемператур-ного максимума ГФН, м Depth of position of the Bazhenov suite in the paleos-ection (18,5 million years ago) at the time of the main oil generation phase paleo-temperature maximum, m
Расчетный палеотемпера-турный максимум ГФН баженовской свиты,°С Calculated paleotemperature maximum of the main oil generation phase of the Bazhenov suite, °С
Расчетные температуры
Calculated temperatures, °С
сценарий 1 сценарий 2 сценарий 3
script 1 script 2 script 3
d d d
au CD au
> S =3 > S =3 > s з
ï <o I £ I <0 I £ g <8 i £
е т и & V S £ е T u & V S £ е ? ш & v S £
CD =г * S CD =Г (D CD =r (D
¥ Y ¥ Y ^ ¥ Y ^
m T- ш m m т" ш
i ^ S SÜ i ^ S ï i ^ S SÜ
c2 -ï £ £
"¿5 "¿5 "¿5
117 -3 99 -21 - -
126 +1 138 +13 125 0
127 +1 138 +12 126 0
±2 ±16 ±0
56 55 56
2800 2800 2800
101 99 100
3055 2697 2697
128 109 110
В части положительного заключения о достоверности результатов моделирования при учете денудаций отметим, что расчетный максимум гео-
температур баженовской свиты (табл. 4, сценарий 1, 128 °С) более всего согласуется с установленным геологоразведкой фактом - с определением ОСВ в баженовской свите, свидетельствующим о том, что в пределах Арктической площади баже-новская свита находится/находилась в конце главной фазы нефтеобразования (ГФН).
Таблица 5. Сопоставление измеренных и расчетных геотемпературных параметров (скважина Средне-Ямальская 14)
Table 5. Comparison of the measured and calculated geotem-peratureparameters (Sredne-Yamalskaya well 14)
и Расчетные температуры Calculated temperatures °С
и =5 3 2 ср ф d я сценарий 1 script 1 сценарий 2 script 2
Глубина, м, Depth, m га Е цр ф е t п) 11 е rv з & S g р (« 5 ^ m ï S Z3 as e M Способ измерени Measurement meth Значение Value Разница с измеренной Difference with the measured Значение Value Разница с измеренной Difference with the measured
1700 83 по ОСВ 81 -2 77 -6
2200 100 by VR (vitrinite 98 -2 96 -4
3000 120 reflectance) 123 +3 126 +6
Среднеквадратическое отклонение («невязка»),°С Mean squared error («true error»), °С ±2 ±5
Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 Calculated heat flux from the basis, MW/m2 52 60
Глубина положения баженовской свиты в современном разрезе, м Depth of position of the Bazhenov suite in the modern section, m 2870 2870
Расчетная современная температура баженовской свиты, °С Calculated current temperature of the Bazhenov suite, °С 94 110
Глубина положения баженовской свиты в палеоразрезе (18,5 млн лет назад) в момент палеотемператур-ного максимума ГФН, м Depth of position of the Bazhenov suite in the paleosection (18,5 million years ago) at the time of the main oil generation phase paleotemperature maximum, m 3108 2799
Расчетный палеотемпературный максимум ГФН баженовской свиты, °С Calculated paleotemperature maximum of the main oil generation phase of the Bazhenov suite, °С 119 121
Таким образом, результаты выполненных па-леотектонических и палеотемпературных реконструкций аргументировано свидетельствуют о том, что в палеоген-неогене осадконакопление шло до
Таблица 6. Сопоставление измеренных и расчетных геотемпературных параметров (скважина Ростовцевская 64) Table 6. Comparison of the measured and calculated geotem-perature parameters (Rostovtsevskaya well 64)
Глубина, м, Depth, m Измеренные температуры °С, Measured («observed») temperatures, °С Способ измерения Measurement method Расчетные температуры Calculated temperatures, °С
сценарий 1 script 1 сценарий 2 script 2 сценарий 3 script 3
Значение Value Разница с расчетной Difference with the calculated Значение Value Разница с расчетной Difference with the calculated Значение Value Разница с расчетной Difference with the calculated
2096 84 по ОСВ by VR (vitrinite reflectance) 84 0 73 -11 - -
2600 98 99 +1 88 -10 - -
2827 111 106 -5 95 -16 - -
2470 75 пластовые reservoir 77 +2 87 +12 76 +1
2650 81 82 +1 92 +11 80 -1
2660 81 82 +1 93 +12 81 0
Среднеквадратическое отклонение («невязка»), °С Mean squared error («true error»), °С ±2 ±1 ±1
Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 Calculated heat flux from the basis, mW/m2 49 47 48
Глубина положения баженовской свиты в современном разрезе, м Depth of position of the Bazhenov suite in the modern section, m 3180 3180 3180
Расчетная современная температура баженовской свиты,°С Calculated current temperature of the Bazhenov suite, °С 98 93 96
Глубина положения баженовской свиты в палеоразрезе (18,5 млн лет назад) в момент палеотемператур-ного максимума ГФН, м Depth of position of the Bazhenov suite in the paleosection (18,5 million years ago) at the time of the main oil generation phase paleotemperature maximum, m 3247 3080 3080
Расчетный палеотемпературный максимум ГФН баженовской свиты, °С Calculated paleotemperature maximum of the main oil generation phase of the Bazhenov suite, °С 117 105 107
середины миоцена на протяжении 31,9 млн л (ню-рольская, тавдинская, атлымская, новомихайлов-ская, туртасская, абросимовская свиты) в объеме 335 м (площадь Ростовцевская), 435 м (площадь Средне-Ямальская), 535 м (площадь Арктическая) и за 4 млн лет, в раннебищеульское время, эти отложения были размыты. Ингрессиям бореального моря в среднем миоцене - раннем плиоцене, с конца бищеульского времени и до конца новопортов-ского, обязаны накопления осадков толщиной 113 м, которые, в последующий этап положительных тектонических движений, за 1,3 млн лет де-нудируются. С началом позднего миоцена идет накопление плиоцен-четвертичных осадков.
Отдельного рассмотрения заслуживает анализ результатов моделирования (табл. 4 и 6, сценарий 3), выполненного без учета денудаций и без учета температур по ОСВ в качестве измеренных («наблюденных»). И по критерию «невязки», и по согласованности расчетной плотности теплового потока с экспериментальными его определениями результаты моделирования представляются формально адекватными и достоверными. Однако такая адекватность и достоверность только кажущаяся в приложении к тектоно-седиментационной истории, т. к. в палеотемпературных реконструкциях игнорированы фактические данные - представительные определения ОСВ в образцах керна. И это в итоге приводит к заметному занижению расчетного палеотемпературного максимума ГФН - на (10-18)°С.
Сценарий 3 интересен тем, что позволяет оценить корректность результатов моделирования в случае, когда данные ОСВ отсутствуют или игнорируются по какой-либо причине. Отметим исключительную важность использования данных ОСВ для выявления и оценки денудационных процессов. Именно привлечение данных ОСВ (сценарий 2) указало на большую вероятность существования позднеэоценовых денудаций, а в сценарии 1 привлечение данных ОСВ дало оценку масштабам денудаций.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Конторович А.Э., Эдер Л.В. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2015. - № 5. - С. 8-17.
2. Конторович А.Э. Проблемы реиндустриализации нефтегазового комплекса России // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 3. -С. 14-15.
3. Tissot B. Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a Reaction Flowsheet // Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP. - 2003. - V. 58. - № 2. - P. 183-202.
4. Galushkin Y.I., Sitar K.A., Kunitsyna A.V. Numerical modeling of the organic matter transformation in the sedimentary rocks of the northeastern Sakhalin shelf // Oceanology. - 2011. - V. 51. -№ 3. - P. 491-501.
5. Прищепа О.М., Суханов А.А., Макарова И.Р. Методика определения зрелости сапропелевого органического вещества в до-
Выводы
1. Принятая вариативность сценариев тектоно-се-диментационной истории и реконструкций геотермического режима баженовской свиты позволили выявить, количественно оценить перерывы в осадконакоплении и денудации в поз-днеэоценовое время на месторождениях углеводородов п-ва Ямал.
2. Специальная методика выявления и оценки денудаций основывается на: 1) палеотемператур-ном моделировании, учитывающем параметры тектоно-седиментационной истории, измеренные пластовые температуры и палеотемперату-ры, определенные по ОСВ; 2) многовариантности палеотектонических и палеотемператур-ных реконструкций и на анализе вариабельности результатов; 3) оценке соответствия результатов общепринятым критериям оптимальности решения обратной задачи геофизики; 4) согласованности расчетных значений плотности теплового потока с экспериментальными данными; 5) согласованности расчетных очагов генерации УВ с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.
3. Отмечена важность использования данных ОСВ для выявления и оценки денудационных процессов. Именно привлечение данных ОСВ может указать на вероятность существования денудаций и дать оценку масштабам денудаций.
4. Сценарий истории геологического развития арктического региона Западной Сибири, учитывающий эрозионные процессы, представляет наиболее «богатую» термическую историю материнских отложений, а следовательно, повышает достоверность, обеспечивает наибольшую расчетную плотность ресурсов генерированных нефтей. Возможность выявления перерывов осадкона-
копления и денудации методом геотермии, в комплексе с геологическими методами и сейсморазведкой, существенно повышает достоверность знаний об истории геологического развития регионов Западной Сибири.
маникитах и оценка их углеводородных ресурсов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - №7. - С. 4-8.
6. Типы и катагенез органического вещества баженовской свиты и ее возрастных аналогов / И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Обласов, С.В. Фадеева, М.А. Веклич, Р.С. Кашапов, П.В. Трушков, Е.С. Бахтина // Нефтяное хозяйство. - 2016. -№ 10. - С. 20-25.
7. Морозов Н.В., Беленькая И.Ю., Жуков В.В. 3D моделирование углеводородных систем баженовской свиты: детализация прогноза физико-химических свойств углеводородов // PRO-НЕФТЬ. - 2016. - Вып. 1. - С. 38-45.
8. Stotskiy V.V., Isaev V.I., Fomin M.A. An assessment of the geo-temperature conditions of Bazhenov oil generation (Koltogor mezodepression and its framing structures) // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. - 2016. - V. 43. URL: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1755-1315/43/1/ 012017/pdf (дата обращения: 05.03.2017).
9. Нестеров И.И. Проблемы геологии нефти и газа второй половины XX века: избранные труды. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. - 608 с.
10. Гаврилов В.Л., Галушкин Ю.И. Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов (бассейновое моделирование). - М.: Недра, 2010. - 227 с.
11. Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: an Example from the Russian Artic / S. Nelskamp, T. Donders, J.-D. van Wess, O. Abbink // ROGTEC. - 2014. - № 18. -P. 26-35.
12. Tectonic structure and history of evolution of the West Siberian geosyneclise in the Mesozoic and Cenozoic / V.A. Kontorovich, S.Yu. Belyaev, A.E. Kontorovich, V.O. Krasavchikov, A.A. Kontorovich, O.I. Suprunenko // Russian Geology and Geophysics. -2001. - V. 42. - P. 1832-1845.
13. История тектонического развития арктических районов Западно-Сибирской геосинеклизы в кайнозойское время / С.Ю. Беляев, С.А. Гуськов, В.С. Волкова, А.В. Истомин // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2013. - № 1. URL: http://cyberlenin-ka.ru/article/n/istoriya-tektonicheskogo-razvitiya-arktiches-kih-rayonov-zapadno-sibirskoy-geosineklizy-v-kaynozoyskoe-vremya (дата обращения: 05.03.2017).
14. Volkova V.S. Geologic stages of the paleogene and neogene evolution of the Arctic shelf in the Obi region (West Siberia) // Russian Geology and Geophysics. - 2014. - V. 55. - № 4. - P. 619-633.
15. Гуськов С.А., Волкова В.С. История геологического развития арктических районов Западно-Сибирской геосинеклизы в кайнозойское время // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2014. - № 2. URL: https: / / cybe rle ninka.ru/article/n / istoriya-geologichesko-go-razvitiya-arkticheskih-rayonov-zapadno-sibirskoy-geosinek-lizy-v-kaynozoyskoe-vremya (дата обращения: 05.03.2017).
16. Шериф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка: Т. 2. Обработка и интерпретация данных. - М.: Мир, 1987. - 400 с.
17. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
18. Veselov O.V., Kozlov D.N. Geothermal and bathymetric surveys of Brouton Bay (Uratman Volcano, Simushir I., Kuril Islands) // Journal of Volcanology and Seismology. - 2014. - V. 8. - № 4. -P. 250-259.
19. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. - М.: Научный Мир, 2007. - 456 с.
20. Golovanova I.V., Salfmanova R.Yu., Tagirova Ch.D. Method for deep-temperature estimation with regard to the paleoclimate influence on the heat flow // Russian Geology and Geophysics. -2014. - V. 55. - № 9. - P. 1426-1435.
21. Геотермические разрезы земной коры области сочленения Центрально-Азиатского и Тихоокеанского поясов и смежных платформ / П.Ю. Горнов, М.В. Горошко, Ю.Ф. Малышев, В.Я. Подгорный // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. -№ 5. - С. 630-647.
22. Demezhko D.Yu., Gornostaeva A.A. Reconstructions of long-term ground surface heat flux changes from deep-borehole temperature data // Russian Geology and Geophysics. - 2014. -V. 55.- №12. - P. 1841-1846.
23. Теплопроводность пород баженовской свиты Салымского района (Западно-Сибирская плита) / А.Д. Дучков, Л.С. Соколова, Д.Е. Аюнов, П.А. Ян // Геология и геофизика. - 2016. -Т. 57.- №7. - С. 1367-1380.
24. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазо-носность молодых плит СССР. - М.: Недра, 1986. - 222 с.
25. Зуй В.И. Тепловое поле платформенного чехла Беларуси. -Минск: Экономпресс, 2013. - 260 с.
26. Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N. The oil and gas contents of the Lower Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurolfka megadepression // Russian Geology and Geophysics. - 2014. -V. 55.- P. 1418-1428.
27. Historical-geological modeling of hydrocarbon generation in the mesozoic-cenozoic sedimentary basin of the Kara sea (basin modeling) / A.E. Kontorovich, L.M. Burshtein, N.A. Malyshev, P.I. Safronov, S.A. Gusfkov, S.V. Ershov, V.A. Kazanenkov, N.S. Kim, V.A. Kontorovich, E.A. Kostyreva, V.N. Melenevsky, V.R. Livshits, A.A. Polyakov, M.B. Skvortsov // Russian Geology and Geophysics. - 2013. - V. 54. - № 8. - P. 1179-1226.
28. Kutas R.I. Heat flow, radiogenic heat and crustal thickness in southwest U.S.S.R. // Tectonophysics. - 1984. - V. 103. -№ 1-4. - P. 167-174.
29. Results of heat flow measurement in the NW sector of the Black Sea basin / R.I. Kutas, V.P. Kobolev, V.Y. Tsvyashchenko, M.I. Bevzyuk, O.P. Kravchuk // Geophysical Journal. - 1999. -V. 19. - №2. - P. 289-308.
30. Kutas R.I., Poort J. Regional and local geothermal conditions in the northern Black Sea // International Journal of Earth Sciences. - 2008. - V. 97. - № 2. - P. 353-363.
31. Petroleum potential of Lower_Jurassic deposits in Nurolsk megadepression / G. Lobova, E. Osipova, V. Isaev, D. Terre // Scientific and Technical Challenges in the Well Drilling Progress. IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. - 2015. - V. 24. URL: http://iopscience.iop.org/1755-1315/24/1/012001/pdf/ 1755-1315_24_1_012001.pdf (дата обращения: 05.03.2017).
32. Лопатин Н.В. Концепция нефтегазовых генерационно-акку-муляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково-разведочных работ // Геоинформатика. -2006.- №3. - С. 101-120.
33. Thermal structure of the crust in the Black Sea: comparative analysis of magnetic and heat flow data / V.I. Starostenko, M.N. Dol-maz, R.I. Kutas, O.M. Rusakov, E. Oksum, Z.M. Hisarli, M. Oky-ar, U.Y. Kalyoncuoglu, H.E. Tutunsatar, O.V. Legostaeva // Marine Geophysical Research. - 2014. - V. 35. - № 4. - P. 345-359.
34. Iskorkina A.A., Isaev V.I., Fomin A.N. Influences of Neo-Pleisto-cene permafrost on thermal history of petromaternal Lower Jurassic Togur suite (Tomsk region) // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. - 2016. - V. 43. URL: http://iopscien-ce.iop.org/article/10.1088/1755-1315/43/1/012009/pdf (дата обращения: 05.03.2017).
35. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 134 с.
36. Kurchikov A.R. The geothermal regime of hydrocarbon pools in West Siberia // Russian Geology and Geophysics. - 2001. -V. 42. - № 11-12. - P. 678-689.
37. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н. Термобарическая и палеотекто-ническая характеристика клиноформных образований ачи-мовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазо-носностью // Горные ведомости. - 2010. - № 3. - С. 16-35.
38. Термографическая модель и прогноз нефтегазоносности осадочного чехла шельфа моря Лаптевых / М.Д. Хуторской, Л.В. Подгорный, О.И. Супруненко, Б.И. Ким, А.А. Черных // Доклады Академии Наук. - 2011. - Т. 440. - № 5. -С. 663-668.
39. 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. - М.: ГЕОС, 2013. - 232 с.
40. Объёмная геолого-геотермическая модель осадочного чехла северо-восточной части Баренцевоморского шельфа в связи с освоением ресурсов углеводородов / Д.С. Никитин, Д.А. Иванов, В.А. Журавлев, М.Д. Хуторской // Георесурсы. - 2015. -№ 1. - С. 13-19.
41. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Кн. 9: Кайнозой Западной Сибири / под ред. В.С. Волковой. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 246 с.
42. Volkova V.S. Paleogene and neogene stratigraphy and paleotem-perature trend of West Siberia (from palynological data) // Russian Geology and Geophysics. - 2011. - V. 52. - № 7. -P. 709-716.
43. Базы данных Государственных геологических карт ВСЕГЕИ. Карта дочетвертичных образований R (40)-41, R-43, 44(45). URL: http://www.vsegei.ru/ru/info/georesource/ (дата обращения 25.05.2016).
44. Искоркина А.А. Палеоклиматические факторы реконструкции термической истории нефтематеринской баженовской свиты арктического региона Западной Сибири // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2016. - Т. 327. - № 8. - C. 59-73.
45. 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.
46. Тихоцкий С.А., Фокин И.В., Шур Д.Ю. Активная лучевая сейсмическая томография с использованием адаптивной пара-
метризации системой вэйвлет-функций // Физика Земли. -2011. - № 4. - С. 67-86.
47. 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.
48. Модель катагенеза органического вещества (на примере баже-новской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конто-рович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. -Т. 38. - №6. - С. 1070-1078.
49. Эволюция температурного поля осадочного чехла Западно-Сибирской плиты / А.Д. Дучков, Ю.И. Галушкин, Л.В. Смирнов, Л.С. Соколова // Геология и геофизика. - 1990. - № 10. -С. 51-60.
Поступила 11.05.2017 г.
Информация об авторах
Исаев В.И., доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры геофизики Института природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Старостенко В.И., доктор физико-математических наук, профессор, академик НАН Украины, директор Института геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины.
Лобова Г.А., доктор геолого-минералогических наук, доцент кафедры геофизики Института природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Фомин А.Н., доктор геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН.
Исагалиева А.К., преподаватель кафедры геофизики Института геологии и нефтегазового дела Казахского национального исследовательского технического университета им. К.И. Сатпаева.
UDC 553.98(571)
TECTONIC-SEDIMENTATION INTERPRETATION OF THE GEOTHERMICS DATA WHEN IDENTIFYING AND ASSESSING THE LATE EOCENE EROSION ON THE ARCTIC HYDROCARBON FIELDS (YAMAL PENINSULA)
Valeriy I. Isaev1,
Vitaly I. Starostenko2,
Galina A. Lobova1,
Aleksandr N. Fomin3,
Aygul K. Issagaliyeva4,
1 National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia.
2 Institute of Geophysics named after S.I. Subbotin NAS Ukraine, 32, Palladin Avenue, Kiev, 03142, Ukraine.
3 Institute of Petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS, 3, Ac. Koptueg Avenue, Novosibirsk, 630090, Russia.
4 Institute of Geology and oil and gas business Kazakh National Research Technical University named after K.I. Satpayev, 22, Satpayev street, 050013, Almaty, Republic of Kazakhstan.
Relevance. The scheme and criteria of use of the measured and modelled geo-temperatures is developed for studying of tectonic-sedimentation history of settling ponds of the Arctic region of Western Siberia - priority subject of the new strategy of development for a source of raw materials of hydrocarbons of the Russian Federation.
The aim of the research is to develop and approve a technique of assessment of the Late Eocene time erosion of the Arctic districts of the West Siberian oil-and-gas province on the basis of model operation of the geothermic mode of the Bazhenov petromaternal deposits, on the example of the Arctic, Sredne-Yamalsky and Rostovtsevsky fields.
Object of researches: tectonic-sedimentation history of a Cenozoic and Mesozoic section, the paleo thermic mode of the Bazhenov deposits opened with deep wells on the Arctic, Sredne-Yamalsky and Rostovtsevsky squares (Yamal Peninsula).
A special method of the research is based on: 1) the paleo-temperature modeling considering the parameters of tectonic-sedimentation history, measured rock temperatures andpaleo-temperatures determined by the reflection power of vitrinite; 2) diversity of paleo-tectonic and the paleo-temperature reconstruction and on the analysis of variability of results; 3) assessment of results compliance with the optimality criteria of the geophysics inverse problem solution; 4) coherence of the designed values of heat flux density with the experimental data; 5) coherence of the calculated centers of hydrocarbon oscillation with the oil-and-gas content of a subsoil established by geological exploration.
Research results. The implemented variety of scenarios for tectono-sedimentary history and reconstructions of geothermal regime of the Bazhenov formation has revealed and given the quantification of breaks in sedimentation and denudate in еру Late Eocene time on hydrocarbon deposits of Yamal. It was ascertained that engaging the data of vitrinite reflectance justify the existence of denudations and defines the possibility of assessing the scales of denudations. The scenario of geological development history considering the erosive processes gives the «richest» thermal history of maternal deposits, provides the greatest calculated density of resources of the generated oil. Application of the developed scheme and criteria of identifying the breaks of sedimentation and denudation by a geothermal method, in complex with geological methods and seismic exploration, significantly increases reliability of knowledge of the history of geological development of regions in Western Siberia.
Key words:
Tectonic-sedimentation history, geothermic mode, Bazhenov deposits, vitrinite reflectance, field of hydrocarbons of Yamal peninsula.
REFERENCES
1. Kontorovich A.E., Eder L.V. The new paradigm of the development strategy of the raw material base of the oil industry of the Russian Federation. Mineral Resources of Russia. Economics and Management, 2015, no. 5, pp. 8-17. In Rus.
2. Kontorovich A. E. Problems of reindustrialization of an oil and gas complex of Russia. Oil Industry, 2016, no. 3, pp. 14-15. In Rus.
3. Tissot B. Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a
Reaction Flowsheet. Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, 2003, vol. 58, no. 2, pp. 183-202.
4. Galushkin Y.I., Sitar K.A., Kunitsyna A.V. Numerical modeling of the organic matter transformation in the sedimentary rocks of the northeastern Sakhalin shelf. Oceanology, 2011, vol. 51, no. 3, pp. 491-501.
5. Prishchepa O.M., Sukhanov A.A., Makarova I.R. Method for determining the maturity of sapropelic organic matter in domanic and assessing their hydrocarbon resources. Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2015, no. 7, pp. 4-8. In Rus.
6. Goncharov I.V., Samoylenko V.V., Oblasov S.V., Fadeeva S.V., Veklich M.A., Kashapov R.S., Trushkov P.V., Bakhtina E.S. Types and catagenesis of the organic matter of the Bazhenov suite and its age analogues. Oil Industry, 2016, no. 10, pp. 20-25. In Rus.
7. Morozov N.V., Belenkaya I.Yu., Zhukov V.V. 3D modelirovaniye uglevodorodnykh sistem bazhenovskoy svity: detalizatsiya prog-noza fiziko-khimicheskikh svoystv uglevodorodov [3D modeling of hydrocarbon systems of the Bazhenov suite: details of the forecast of physical and chemical properties of hydrocarbons]. PROheft, 2016, no. 1, pp. 38-45. In Rus.
8. Stotskiy V.V., Isaev V.I., Fomin M.A. An assessment of the geo-temperature conditions of Bazhenov oil generation (Koltogor mezodepression and its framing structures). IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 2016, vol. 43. Available at: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1755-1315/ 43/1/012017/pdf (accessed 5 March 2017).
9. Nesterov I.I. Problemy geologii nefti igaza vtoroypoloviny XX-go veka: izbrannye trudy [Problems of petroleum geology in the second half of the XXth century: selected works]. Novosibirsk, SB RAS Publ. House, 2007. 607 p.
10. Gavrilov V.L., Galushkin Yu.I. Geodinamicheskiy analiz neftega-zonosnykh basseynov (basseynovoye modelirovaniye) [Geodyna-mic analysis of oil and gas basins (basin modeling)]. Moscow, Ne-dra Publ., 2010. 227 p.
11. Nelskamp S., Donders T., van Wess J.-D., Abbink O. Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: An Exaple from the Russian Artic. ROGTEC, 2014, no. 18, pp. 26-35.
12. Kontorovich V. A., Belyaev S. Yu., Kontorovich A. E., Kra-savchikov V. O., Kontorovich A. A., Suprunenko O. I. Tectonic structure and history of evolution of the West Siberian geosynec-lise in the Mesozoic and Cenozoic. Russian Geology and Geophysics, 2001, vol. 42, pp. 1832-1845.
13. Belyaev S.Yu., Guskov S.A., Volkova V.S., Istomin A.V. Istoriya tektonicheskogo razvitiya arkticheskikh rayonov Zapadno-Sibir-skoy geosineklizy v kaynozoyskoe vremya [History of tectonic development of the Arctic districts of the West Siberian geosynec-lise in Cenozoic]. Interekspo Geo-Siberia. 2013, no. 1. Available at: http://cyberleninka.ru/article/n/istoriya-tektonicheskogo-razvitiya-arkticheskih-rayonov-zapadno-sibirskoy-geosineklizy-v-kaynozoyskoe-vremya (accessed 5 March 2017).
14. Volkova V.S. Geologic stages of the paleogene and neogene evolution of the Arctic shelf in the Obi region (West Siberia). Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, no. 4, pp. 619-633.
15. Guskov S.A., Volkova V.S. Istoriya geologicheskogo razvitiya ark-ticheskikh rayonov Zapadno-Sibirskoy geosineklizy v kaynozoy-skoe vremya [Geological history of the Arctic regions of the West Siberian geosyneclise in Cenozoic]. Interekspo Geo-Siberia, 2014, no. 2. Available at: http://cyberleninka.ru/article/n/istoriya-ge-ologicheskogo-razvitiya-arkticheskih-rayonov-zapadno-sibirskoy-geosineklizy-v-kaynozoyskoe-vremya (accessed 5 March 2017).
16. Sherif R., Geldart L. Seysmorazvedka: T. 2. Obrabotka i interpre-tatsiya dannykh [Seismic exploration: vol. 2. Data processing and interpretation]. Moscow, Mir Publ., 1987. 240 p.
17. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kay-nozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri
[Tectonics and oil-and-gas bearing of the Mesozoic-Cenozoic deposits in southeastern of the Western Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2002. 253 p.
18. Veselov O.V., Kozlov D.N. Geothermal and bathymetric surveys of Brouton Bay (Uratman Volcano, Simushir I., Kuril Islands). Journal of Volcanology and Seismology, 2014, vol. 8, no. 4, pp. 250-259.
19. Galushkin Yu.I. Modelirovanie osadochnykh basseynov i otsenka ikh neftegazonosnosti [Modeling decantation basins and assessment of their petroleum potential]. Moscow, Nauchny mir Publ.,
2007. 456 p.
20. Golovanova I.V., Salfmanova R.Yu., Tagirova Ch.D. Method for deep-temperature estimation with regard to the paleoclimate influence on the heat flow. Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, no. 9, pp. 1426-1435.
21. Gornov P.Yu., Goroshko M.V., Malyshev Yu.F., Podgornyi V.Ya. Thermal structure of lithosphere in Central Asian and Pacific belts and their adjacent cratons. Russian Geology and Geophysics, 2009, vol. 50, no. 5, pp. 630-647. In Rus.
22. Demezhko D.Yu., Gornostaeva A.A. Reconstructions of long-term ground surface heat flux changes from deep-borehole temperature data. Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, no. 12, pp. 1841-1846.
23. Duchkov D.A., Sokolova L.S., Ayunov D.E., Yan L.A. Thermal conductivity of the Bazhenov formation rocks in the Salym area (West Siberian Plate). Russian Geology and Geophysics, 2016, vol. 57, no. 7, pp. 1367-1380. In Rus.
24. Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. Teplovoe pole i neftegazonosnost molodykh plit SSSR [Thermal field and oil and gas content of the young plates of the USSR]. Moscow, Nedra Publ., 1986. 222 p.
25. Zuy V.I. Teplovoe pole platformennogo chekhla Belarusi [Thermal field of the platform cover of Belarus]. Minsk, Ekonompress Publ., 2013. 260 p.
26. Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N. The oil and gas contents of the Lower Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurolfka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 2014, vol. 55, pp. 1418-1428.
27. Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Malyshev N.A, Safronov P.I., Gusfkov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Melenevsky V.N., Livshits V.R., Polyakov A.A., Skvortsov M.B. Historical-geological modeling of hydrocarbon generation in the mesozoic-cenozoic sedimentary basin of the Kara sea (basin modeling). Russian Geology and Geophysics, 2013, vol. 54, no. 8, pp. 1179-1226.
28. Kutas R.I. Heat flow, radiogenic heat and crustal thickness in southwest U.S.S.R. Tectonophysics, 1984, vol. 103, no. 1-4, pp. 167-174.
29. Kutas R.I., Kobolev V.P., Tsvyashchenko V.Y., Bevzyuk M.I., Kravchuk O.P. Results of heat flow measurement in the NW sector of the Black Sea basin. Geophysical Journal, 1999, vol. 19, no. 2, pp. 289-308.
30. Kutas R.I., Poort J. Regional and local geothermal conditions in the northern Black Sea. International Journal of Earth Sciences,
2008, vol. 97, no. 2, pp. 353-363.
31. Lobova G., Osipova E., Isaev V., Terre D. Petroleum potential of Lower_Jurassic deposits in Nurolsk megadepression. Scientific and Technical Challenges in the Well Drilling Progress. IOP Conf.Series: Earth and Environmental Science, 2015, vol. 24. Available at: http://iopscience.iop.org/1755-1315/24A/012001/ pdf/1755-1315_24_1_012001.pdf (accessed 5 March 2017).
32. Lopatin N.V. 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. In Rus.
33. Starostenko V.I., Dolmaz M.N., Kutas R.I., Rusakov O.M., Ok-sum E., Hisarli Z.M., Okyar M., Kalyoncuoglu U.Y., Tutunsa-tar H.E., Legostaeva O.V. Thermal structure of the crust in the
Black Sea: comparative analysis of magnetic and heat flow data. Marine Geophysical Research, 2014, vol. 35, no. 4, pp. 345-359.
34. Iskorkina A.A., Isaev V. I., Fomin A. N. Influences of Neo-Pleis-tocene permafrost on thermal history of petromaternal Lower Jurassic Togur suite (Tomsk region). IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 2016, vol. 43. Available at: http://iop-science.iop.org/article/10.1088/1755-1315/43/1/012009/pdf (accessed 5 March 2017).
35. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kay-nozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and oil-and-gas bearing of the Mesozoic-Cenozoic deposits in southeastern of the Western Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2002, 253 p.
36. Kurchikov A.R. The geothermal regime of hydrocarbon pools in West Siberia. Russian Geology and Geophysics, 2001, vol. 42, no. 11-12, pp. 678-689.
37. Kurchikov A.R., Borodkin V.N. Thermobaric and paleotectonic characteristics of the clinoform formations of the Achimov strata of the north of Western Siberia in connection with the oil and gas content. Gornye vedomosti, 2010, № 3, pp. 16-35. In Rus.
38. Khutorskoy M.D., Podgorny L.V., Suprunenko O.I., Kim B.I., Chernykh A.A. Thermographic model and forecast of oil and gas content of the sedimentary cover of the Laptev shelf. Doklady Akademii Nauk, 2011, vol. 440, no. 5, pp. 663-668. In Rus.
39. Khutorskoy M.D., Akhmedzyanov V.R., Ermakov A.V., Leo-nov Yu.G., Podgornykh L.V., Polyak B.G., Sukhikh E.A., Cybu-lya L.A. Geotermiya arkticheskikh morey [Geothermic of the Arctic Seas]. Ed. by Yu.G. Leonov. Moscow, GEOS Publ., 2013. 232 p.
40. Nikitin D.S., Ivanov D.A., Zhuravlev V.A., Khutorskoy M.D. Ob-emnaya geologo-geotermicheskaya model osadochnogo chekhla severo-vostochnoy chasti Barentsevomorskogo shelfa v svyazi s osvoyeniem resursov uglevodorodov [Three-dimensional geological and geothermal model of sedimentary cover in the north-eastern part of the Barents Sea shelf in connection with the development of hydrocarbon resources]. Georesursy - Georesources, 2015, no. 1 (60), pp. 13-19.
41. Stratigrafiya neftegazonosnykh basseynov Sibiri. Kn. 9: Kayno-zoy Zapadnoy Sibiri [Stratigraphy of oil and gas bearing basins of
Siberia. B. 9: The Cenozoic of Western Siberia]. Ed. by V.S. Vol-kova. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2002. 246 p.
42. Volkova V.S. Paleogene and neogene stratigraphy and paleotem-perature trend of West Siberia (from palynological data). Russian Geology and Geophysics, 2011, vol. 52, no. 7, pp. 709-716.
43. Bazy dannykh Gosudarstvennykh geologicheskikh kart VSEGEI. Karta dochetvertichnykh obrazovaniy R (40)-41, R-43, 44(45) [Databases of the State geological map of VSEGEI. Map structures pre-Quaternary R (40)-41, R-43, 44 (45)]. Available at: http://www.vsegei.ru/ru/info/georesource/ (accessed 25 May 2016).
44. Iskorkina A.A. Paleoclimate factors of reconstruction of thermal history of the petromaternal Bazhenov shale of the Arctic region of Western Siberia. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2016, vol. 327, no. 8, pp. 59-73. In Rus.
45. 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.
46. Tikhotskiy S.A., Fokin I.V., Shur D.Yu. Active beam seismic tomography with the use of adaptive parametrization by the system of wavelet functions. Fizika Zemli - Physics of the Earth, 2012, no. 4, pp. 67-86. In Rus.
47. 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.
48. Burshteyn L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenev-skiy V.N. The model of katagenesis of organic matter (for example, the Bazhenov Formation). Russian Geology and Geophysics, 1997, vol. 38, no. 6, pp. 1070-1078. In Rus.
49. Duchkov A.D., Galushkin Yu.I., Smirnov L.V., Sokolova L.S. Evolution of temperature field of the sedimentary cover of the West Siberian plate. Russian Geology and Geophysics, 1990, vol. 10, pp. 51-60. In Rus.
Received: 11 May 2017.
Information about the authors
Valeriy I. Isaev, Dr. Sc., professor, National Research Tomsk Polytechnic University.
Vitaly I. Starostenko, Dr. Sc., professor, Academician of NASU, Institute of Geophysics named after S.I. Subbotin NAS Ukraine.
Galina A. Lobova, Dr. Sc., associate professor, Tomsk Polytechnic University.
Aleksandr N. Fomin, Dr. Sc., head of the laboratory, Institute of Petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS.
Aygul K. Issagaliyeva, Lecturer, Institute of Geology and oil and gas business Kazakh National Research Technical University named after K.I. Satpayev.
