CC BY
20
оригинальная статья
Б01: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.3.125-135 ' УДК 553.98
Тепловой поток и нефтегазоносность (полуостров Ямал, Томская область)
В.И. Исаев1,2*, Г.А. Лобова1, А.Н. Фомин3, В.И. Булатов2, С.Г. Кузьменков2,
М.Ф. Галиева1, Д.С. Крутенко1
1Томский политехнический университет, Томск, Россия 2Югорский государственный университет, Ханты-Мансийск, Россия 3Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия
Исследуются возможности геотермии как геофизического метода для решения прогнозно-поисковых задач нефтегазовой геологии Арктических районов и палеозоя Западной Сибири. Изучается глубинный тепловой поток месторождений Ямала, в которых нефтегазоносность связана с юрско-меловыми свитами, и месторождений Томской области, в разрезе которых вскрыты залежи в палеозое. Методом палеотемпературного моделирования (решением обратной задачи геотермии) сделаны расчеты плотности теплового потока из основания осадочного разреза, выполнена схематизация и картирование теплового потока с учетом экспериментальных определений параметра, выявлена корреляция особенностей теплового потока с локализацией месторождений. Фактографической основой исследований являются тектоно-седиментационная история осадочного чехла, мезозойско-кайнозойский климатический ход температур и история криогенных процессов, а также литолого-стратиграфические разбивки, результаты испытаний, термометрия и данные отражательной способности витринита 20 глубоких скважин Ямала и 37 скважин Останинской группы месторождений Томской области. Установлено, что на Ямале 80 % известных месторождений приурочены к аномальным особенностям теплового потока. Бованенковское и Арктическое месторождения находятся в зонах положительных аномалий. 75 % месторождений Останинской группы приурочены к аномальным особенностям теплового потока. Показано, что месторождения с промышленными залежами в палеозое тяготеют к яркой градиентной зоне теплового потока. Дан прогноз промышленных притоков в палеозое на Пинджинском, Мирном и Рыбальном месторождениях. Корреляция интенсивности нафтидогенеза и латеральной неоднородности глубинного теплового потока характеризуется как вероятная фундаментальная закономерность Западной Сибири.
Ключевые слова: глубинный тепловой поток, нефтегазоносность, месторождение, Ямал, палеозой, Томская область, Западная Сибирь, корреляция
Для цитирования: Исаев В.И., Лобова Г.А., Фомин А.Н., Булатов В.И., Кузьменков С.Г., Галиева М.Ф., Крутенко Д.С. (2019). Тепловой поток и нефтегазоносность (полуостров Ямал, Томская область). Георесурсы, 21(3), с. 125-135. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.3.125-135
Введение
В рамках парадигмы развития сырьевой базы углеводородов (УВ) России, Арктические районы и палеозой Западной Сибири становятся новыми объектами геологоразведочных работ и требуют совершенствования критериев и обновления методов прогнозирования и поисков (Конторович, 2016; Kontorovich, 2017). Настоящие исследования связаны с расширением возможностей геотермии как геофизического метода для решения прогнозно-поисковых задач нефтегазовой геологии (Исаев и др., 2018).
особая роль принадлежит фундаментальному геодинамическому параметру - плотности глубинного теплового потока (Хуторской, 1996). Это главный параметр, определяющий термическую историю потенциально материнских отложений, степень реализации генерационного потенциала органического вещества, синге-нетичность очагов генерации УВ и аккумулирующих резервуаров (Исаев, 2004). Здесь к месту процитировать выдержку из монографии (Курчиков, 1992): «Так, с учетом
* Ответственный автор: Валерий Иванович Исаев
E-mail: [email protected]
© 2019 Коллектив авторов
полученных новых данных о глубинном тепловом потоке, не подтвердилось широко распространенное мнение о повсеместной приуроченности залежей нефти и газа к зонам геотемпературных аномалий. Однако выяснилось, что большинство углеводородных скоплений находится в зонах существенной латеральной неоднородности глубинного теплового потока» (курсив авторов статьи). Следует отметить значимый вклад в формирование геотермии как нефтепоискового метода особенно для Арктических регионов А.Р. Курчикова (Курчиков, 2001) и М.Д. Хуторского (Хуторской и др., 2013; Никитин и др., 2015).
Объектами настоящих исследований являются территория размещения месторождений УВ северной части Ямало-Ненецкого автономного округа, в которых нефтегазоносность связана в основном с нижнемеловой ахской свитой, и месторождений Томской области, в разрезе которых, наряду с верхнеюрскими, вскрыты залежи УВ в зоне контакта палеозойских и мезозойских отложений, а также во внутреннем палеозое.
Цель исследований - на примере названных территорий изучить закономерности изменения глубинного теплового потока, оценить корреляцию особенностей теплового потока с локализацией месторождений УВ и определить
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
возможные прогнозно-поисковые геотермические критерии нефтегазоносности.
Изучение и оценка выполнялись, главным образом, исходя из расчетных значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза, а также анализировались экспериментальные определения плотности глубинного теплового потока.
Методика расчета глубинного теплового потока
Глубинный тепловой поток определяется решением обратной задачи геотермии средствами программного комплекса Ш бассейнового моделирования (Исаев и др., 2018а; Isaev et а1., 2018). Решение выполняется в рамках параметрического описания седиментационной истории и истории теплофизических свойств только осадочной толщи, начиная с юрского времени, без привлечения сведений о природе теплового потока и геодинамике ниже основания осадочного разреза. Для условий Западной Сибири, характеризующихся, начиная с юрского времени, квазистационарностью глубинного теплового потока (Дучков и др., 1990; Курчиков, 2001), решение обратной задачи геотермии - определения плотности теплового потока - выполняется однозначно.
Для решения обратной задачи геотермии используем в качестве «наблюденных» как измерения пластовых температур, полученные при испытаниях скважин, так и термограммы выстоявшихся скважин (метод ОГГ), а также геотемпературы, пересчитанные (Ъает, Fomin, 2006) из определений отражательной способности витринита (ОСВ). Геотемпературы из ОСВ включены в модель непосредственно, в строгой математической форме. Никаких отдельных «калибровок» по температурам ОСВ выполнять не требуется.
Первое краевое условие модели определяется температурой поверхности осадконакопления в мезозое-кайнозое, т.е. фактором палеоклимата, и задается в виде кусочно-линейной функции «местного» векового хода температур на поверхности Земли. «Местные» вековые ходы для Арктической зоны и юго-востока Западной Сибири построены на основе обобщения экспериментальных определений и палеоклиматических реконструкций (ЬкогЫпа et а1., 2015; Исаев и др., 2016; Исаев и др., 2017).
Параметризация осадочного разреза, вскрытого скважиной, определяющая параметры седиментационной и теплофизической модели, принимается в соответствии с литолого-стратиграфической разбивкой скважины.
Для задания теплопроводности пород используются петрофизические зависимости теплопроводности осадков от их литологии и плотности (Исаев и др., 2002). Так, по плотности пород в интервале 2,02-2,46 г/см3 определена их теплопроводность - 1,27-1,65 Вт/м*град. Коэффициенты температуропроводности - (6,5-8,0)*10-7 м2/с, плотности тепловыделения радиоактивных источников -(1,1-1,3)*10-6 Вт/м3, также определены согласно литологии стратиграфических комплексов. Формирование, существование и деградация толщ вечномерзлых пород и ледниковых покровов в нео-плейстоцене и голоцене учитываются как своеобразные динамичные литолого-стратиграфические комплексы, обладающие аномальными значениями теплопроводности 2,09-2,25 Вт/м*град,
температуропроводности (1,05-1,20) *10-6 м2/с и плотности 0,92-2,10 г/см3.
Верхняя граница осадочной толщи - поверхность осадконакопления, дневная поверхность. Отсюда ясно, что палеотемпературные реконструкции непосредственно сопряжены с палеоструктурными реконструкциями. Скорость осадконакопления в модели может задаваться нулевой и отрицательной, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию.
Основным критерием корректности результатов моделирования выступает оптимальная согласованность («невязка») максимума расчетных геотемператур с «наблюденными» температурами «максимального палеотермометра» - с температурами, определенными по ОСВ. В той же степени важна оптимальность «невязки» расчетных геотемператур и с «наблюденными» пластовыми температурами. Оптимальная «невязка», это средняя квадратичная разность расчетных и наблюденных значений, равная погрешности наблюдений (Strakhov et а1., 2000). В нашем случае погрешность наблюдений составляла порядка ±2 °С (Isaev et а1., 2018). Нужно отметить, что нередко «невязка» расчетных геотемператур и «наблюденных» пластовых температур на глубинах менее 1000 м заметно превышает оптимальную.
Важным критерием корректности результатов моделирования является согласованность расчетных значений плотности теплового потока с данными его экспериментального определения на территории исследований.
Тепловой поток Ямала
Осадочный мезозойско-кайнозойский чехол территории исследования начинает формироваться в ранней юре. В это время накапливается глинистая китербютская толща - Ообладающая нефтематеринским потенциалом. К концу волжского века трансгрессия моря расширилась, идет накопление баженовской свиты (О^+Кр), наиболее обогащенной рассеянным органическим веществом. По среднему значению ОСВ - R0vt = 0,96 % - в пределах Арктической площади баженовская свита находится в конце главной зоны нефтеобразования.
Начиная с апт-сеномана, морской режим господствует до начала эоцена. Анализ мощностей палеоген-неогена свидетельствует о том, что накопление шло до середины миоцена на протяжении 32 млн лет (нюрольская, тавдин-ская, атлымская, новомихайловская, туртасская, аброси-мовская свиты) и составило 335-535 м, затем, за 4 млн лет в раннебищеульское время эти отложения были размыты.
В среднем миоцене-раннем плиоцене, с конца би-щеульского времени и до конца новопортовского, шло накопление осадков толщиной порядка 100 м, которые, в последующий этап положительных тектонических движений за 1,3 млн лет денудируются. С началом позднего миоцена идет накопление плиоцен-четвертичных озерно-аллювиальных осадков.
Среднеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) включает резервуары в составе вымской свиты О2Ь/) с пластами ЮЯ7-9 и малышевской (J2b22-bt12) с пластами ЮЯ2-4 в нижней подсвите. Верхнеюрский НГК объединяет нурминские отложения ОЬ^^+О^-П) а меловой - нижнемеловые ахскую, танопчинскую, яронгскую свиты. В подошве мела выделяется ачимовская толща с группой пластов Ач.
Для построения седиментационно-теплофизических Ш-моделей применены стратиграфические разбивки, результаты испытаний и данные ОСВ глубоких скважин (База данных Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 2018). Разбивки приняты с учетом динамики тектонических событий на протяжении формирования осадочного разреза на территории Ямала. Учет толщи мерзлоты осуществлялся, начиная с 0,52 млн лет назад, а ледникового покрова - с 0,182 млн лет назад (Исаев и др., 2017). К моменту 15 тыс. лет назад (конец сартанского времени) ледник полностью деградирует.
Используя рассчитанные значения плотности теплового потока из основания осадочного разреза в 8 скважинах, данные экспериментальных определений плотности глубинного теплового потока в 12 скважинах (табл. 1), построена схема плотности теплового потока Ямала (рис. 1А).
Отметим, что ранее установленная закономерность увеличения плотности теплового потока в северо-западном направлении (Хуторской и др., 2013) прослеживается и на полученной расчетной схеме (рис. 1).
Интересно сопоставить расчетные значения теплового потока, полученные по авторской методике (Исаев и др., 2018а; Isaev et al., 2018), с расчетными значениями теплового потока, полученными ранее, с применением физико-математической модели А.Р. Курчикова (Курчиков, 1992). Так, каталогизированные значения плотности теплового потока (Курчиков, 1992) по скважинам Харасавэйского, Крузенштернского и Бованенковского месторождений составляют 56-62 мВт/м2, а схема (рис. 1) дает 57-62 мВт/м2. И далее, каталогизированные значения плотности теплового потока (Курчиков, 1992) по скважинам Арктического и Средне-Ямальского месторождений составляют 54-56 мВт/м2, а схема (рис. 1) дает 51-57 мВт/м2.
Полагаем, что таблица 1, а также таблица 3 (рассчитанный тепловой поток, «невязки» моделирования), представляют самостоятельный интерес. Наряду с тем, что эта информация является аргументом достоверности результатов моделирования, приведенные в таблицах значения теплового потока могут стать основой для последующего 2D и 3D бассейнового моделирования. Получение оценок теплового потока - один из проблемных и весьма сложных этапов бассейнового моделирования. Известна, но далеко не всегда упоминаема сложность и неоднозначность определения теплового потока из основания осадочной толщи, базирующегося в системах ГАЛА, Temis, PetroMod на моделях рифтинга литосферы («defined rift phases») (Hantschel et al., 2009; Kontorovich et al., 2013; Galushkin, 2016).
На схеме (рис. 1Б) можно увидеть следующие особенности: «положительная аномалия» (например, район Бованенковского месторождения); «отрицательная аномалия» (Южно-Тамбейского); «заливообразная конфигурация изолиний» (Ростовцевского); «безаномальное поле» (Средне-Ямальского).
Анализ корреляции теплового потока и положения 13 хорошо известных месторождений показывает следующее. В зонах положительных аномалий теплового потока находятся 6 месторождений (46 % от общего числа), среди которых наиболее крупные - Бованенковское
и Арктическое. В зоне отрицательной аномалии находится 1 месторождение (8 %) - Южно-Тамбейское. В зонах заливообразных конфигураций изолиний находится 4 месторождения (31 %): Крузенштернское, Нейтинское, Ростовцевское и Новопортовское.
Таким образом, порядка 80-85 % известных месторождений УВ Ямала приурочены к аномальным особенностям глубинного теплового потока.
Тепловой поток Останинской группы месторождений (Томская область)
Территория исследования расположена в Парабельском районе Томской области между реками Чузик и Чижапка (рис. 2А). По отложениям платформенного чехла исследуемый район находится в зоне сочленения двух структур I порядка: Нюрольской мегавпадины и южной части Средневасюганского мегавала (Конторович и др., 2006). Юрские отложения с перерывом в осадконакоплении и с угловым несогласием залегают на эрозионной поверхности палеозойских карбонатных пород девона-нижнего карбона.
Месторождения нефти и газа приурочены, главным образом, к верхнеюрским песчаным резервуарам горизонта Ю1. Залежи УВ сконцентрированы в антиклинальных, тектонически-экранированных ловушках верхней, средней юры и в нефтегазоносном горизонте коры выветривания (пласт М) и внутреннем палеозое (пласт М) (табл. 2). Залежи кровельной части пород фундамента приурочены к метасоматически изменённым органогенным известнякам, представляющим собой коллекторы порово-трещинного типа.
Для среднеюрского и верхнеюрского нефтегазоносного комплекса (НГК) нефтегенерирующей является повсеместно распространенная на территории исследований верхнеюрская баженовская свита (Фомин, 2011). Для до-юрского НГК традиционным источником УВ принимается потенциально материнская нижнеюрская тогурская свита (Костырева, 2005). Но эта свита имеет весьма ограниченное распространение - юго-западный край территории исследований (рис. 2А). В этой связи нельзя исключить версию, предлагающую рассматривать девонские толщи как генерирующий источник УВ для доюрских резервуаров (Лобова и др., 2018). Более спорной, имеющей только косвенные аргументы, является гипотеза «баженовского источника» доюрских залежей УВ (Галиева, Крутенко, 2019).
Расчеты плотности теплового потока выполнены для разрезов 35 поисково-разведочных и 2 параметрических скважин на территории исследования (рис. 2). Данные испытаний глубоких скважин (пластовые температуры) и термограммы ОГГ изучены и сведены из первичных «дел скважин», отчетов по подсчету запасов, из отчетов оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО», 2018). Значения ОСВ определены в Лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г. Новосибирск).
В таблице 3 приведено сопоставление модельных температур с пластовыми и с определенными по ОГГ, по ОСВ. Как видно, расчетная модель распределения тепла
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Условный номер (рис. 1А) Скважина Температура, °С Тепловой поток, мВт/м2 / глубина, м
Глубина, м Пластовая По ОСВ По ОГГ Модельная (расчётная) Разница расчётной и измеренной
Авторские расчетные
1 Ростовцевская 64 2470 75 - - 75 0 50/3485
2650 81 - - 81 0
2660 81 - - 81 0
2096 - 84 - 85 +1
2600 - 98 - 101 +3
2827 - 111 - 108 -3
2 Средне-Ямальская 14 846 17 - - 23 +6 51/3383
1700 - 83 - 81 -2
2200 - 100 - 97 -3
3000 - 120 - 122 +2
3 Мало-Ямальская 3002 2312 68 - - 68 0 51/2751
2355 69 - - 69 0
2391 75 - - 70 -5
2552 76 - - 75 -1
1917 - 80 - 79 -1
1922 - 81 - 79 -2
1937 - 81 - 79 -2
2300 - 90 - 91 +1
2315 - 90 - 91 +1
4 Арктическое 11 3533 125 - - 124 -1 58/2792
3560 126 - - 125 -1
2000 - 100 - 102 +2
2500 - 120 - 121 +1
5 Баваненковская 116 2610 94 - - 96 +2 62/3388
2657 97 - - 97 0
2795 103 - - 103 0
3050 113 - - 112 -1
2615 - 120 - 119 -1
Расчетные значения заимствованные (Попов, Исаев, 2011)
6 Усть-Юрибейская-31 1165-1178 67 - - - 48/2900
7 Северо-Мантойская 51 469-472 10 - - - 47/2400
873-878 22 - - -
891-900 23 - - -
1368-1376 27 - - -
2322 - 56 - - -
2430 - 61 - - -
2434 - 65 - - -
8 Новопортовская 54 2520-2540 83 - - - - 52/2500
Экспериментальные значения заимствованные (Хуторской и др., 2013)
9 Русановская 2 - - - - - - 76/-
10 Ленинградская 1 - - - - - - 73/-
11 Белоостровская 1 - - - - - - 54/-
12 Белоостровская 3 - - - - - - 53/-
13 Белоостровская 4 - - - - - - 55/-
14 - - - - - - - 53/-
15 - - - - - - - 49/-
16 - - - - - - - 56/-
17 - - - - - - - 58/-
18 - - - - - - - 56/-
19 - - - - - - - 53/-
20 - - - - - - - 54/-
Табл. 1. Тепловой поток в скважинах п-ва Ямал
в осадочном разрезе оптимально согласуется с «наблюденными» значениями, на уровне ± 2 °С.
Достоверность результатов палеотемпературного моделирования подтверждается согласованностью полу-ченныхрасчетных значений плотности теплового потока
с экспериментальными определениями А.Д. Дучкова (Западная Сибирь. Геология и полезные ископаемые России, 2000). Экспериментальные данные замыкаются изолинией 60 мВт/м2, расчетные значения находятся в диапазоне 41-65 мВт/м2.
Рис. 1. П-ов Ямал. Тепловой поток (А) и его корреляция с месторождениями углеводородов (Б): 1 - населенный пункт и его название; 2 - изолинии значений плотности теплового потока; 3 - скважина, в числителе указан условный номер скважины, в знаменателе -значение плотности теплового потока, мВт/м2; 4 - контур месторождения и его название.
1
2
Свпьвейкинская
з
447
4
Рис. 2А. Томская область. Обзорная схема Останинской группы нефтегазовых месторождений. 1 - контур месторождения УВ; 2 - площадь бурения; 3 - скважина палеотемпературного моделирования, номер скважины; 4 - речная сеть; 5 - тектонические структуры II порядка; 6 - граница распространения тогурской свиты.
На карте распределения глубинного теплового потока (рис. 2Б) наблюдаются следующие аномальные особенности: «положительная аномалия», «градиентная зона», «отрицательная аномалия», «заливообразная конфигурация изолиний».
В восточной части территории месторождения УВ приурочены к яркой градиентной зоне, окаймляющей крупную положительную аномалию. Здесь расположено 6 месторождений: Рыбальное, Селимхановское, Пинджинское, Мирное, Останинское, Северо-Останинское.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
ш
Рис. 2Б. Томская область. Карта плотности теплового потока Останинской группы нефтегазовых месторождений. 7 - скважина, расчетное значение плотности теплового потока (мВт/м2); 8 - изолинии значений плотности теплового потока.
Месторождение Нефтегазоносный комплекс Притоки (пласт) Тип флюида
Промышленные Непромышленные
Мирное Верхнеюрский Ю1 1-2 - НГК
Рыбальное Верхнеюрский - Ю0 Н
ЮД ЮД Ю14 - Н
Палеозойский - М Н
Пинджинское Верхнеюрский ЮДЮ!2 - Н
Среднеюрский - Ю8 Г
Доюрский - М НГК
Останинское Верхнеюрский ЮД ЮД ЮД Ю14 - ГК
Среднеюрский Ю3, Ю4 - ГК
Доюрский М, М1 - НГК
Северо-Останинское Доюрский М - НГК
Герасимовское Верхнеюрский ЮД2, ЮД Ю14 - ГК
Среднеюрский Ю2 - ГК
- Ю7 Н
- Ю8 Н
- Ю9 Н
Ю10 - НГК
Юп - ГН
Ю12 - ГН
Нижнеюрский Ю14 - ГН
Ю15 - ГН
Доюрский М, М1 - ГН
Селимхановское Верхнеюрский Ю11-2 - НГК
ЮД4 - ГН
Среднеюрский - Ю2 Н
Доюрский М - НГК
Пельгинское Верхнеюрский ю,1 - ГН
Тамбаевское Среднеюрский - Ю6, Ю7 ГН
Доюрский М - ГН
Южно-Тамбаевское Нижнеюрский - Ю14 Н
Доюрский М, М1 - ГН
Широтное Среднеюрский Ю13 - НГК
- Ю10 Н
Нижнеюрский - Ю15 ГН
- Ю16 Н
Доюрский - М НГК
Табл. 2. Нефтегазоносность Останинской группы месторождений (по материалам Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО», 2018). Тип флюида: Г - газ, Н - нефть, ГК - газоконденсат, НГК - нефтегазоконденсат, ГН - газ и нефть.
№ п/п Скважина Температура, °С Рассчитанный тепловой поток, мВт/м2 / глубина, м
Глубина, м Пластовая По ОСВ По ОГГ Модельная (расчётная) Разница расчётной и измеренной
1 Западно-Останинская 440 2530 87 - - 88 +1 51/2750
2495 87 - - 86 -1
2512 87 - - 87 0
2 Западно-Останинская 447 2510 87 - - 87 0 51/2790
2512 87 - - 87 0
3 Останинская 424 2839 106 - - 102 -4 54/2880
2494 89 - - 91 +2
2541 90 - - 92 +2
4 Останинская 425 2515 88 - - 90 +2 53/2825
2700 100 - - 96 -4
2776 - 112 - 114 +2
5 Останинская 428 2000 - - 70 72 +2 52/2750
2400 - - 84 85 +1
2500 - - 90 88 -2
2510 86 - - 89 +3
2680 - - 97 94 -3
6 Останинская 438 2704 - 115 - 115 0 54/2750
2570 94 - - 94 0
2512 94 - - 92 -2
2119 77 - - 79 +2
7 Останинская 452 2538 - 103 106 +3 52/2895
2556 - 107 107 0
2895 - 120 118 -2
8 Северо-Останинская 1 2541 - 117 - 115 -2 58/2645
2576 - 115 - 116 +1
2629 - 115 - 118 +3
2425 95 - - 95 0
2555 101 - - 99 -2
2388 93 - - 93 0
9 Северо-Останинская 8 2829 106 - - 106 0 55/2840
2831 105 - - 106 1
10 Северо-Останинская 9 2783 - 120 - 120 0 56/2800
2784 - 120 - 120 0
11 Северо-Останинская 7 2773 - 115 - 117 +2 54/2790
2782 - 119 - 117 -2
12 Северо-Останинская 11 2776 - 105 - 105 0 47/2790
13 Армичская 1 2480 - 115 - 116 +1 61/2900
2540 - 120 - 119 -1
14 Гордеевская 1П 2874 - 120 - 120 0 52/3280
15 Тамбаевская 1 2590 - 96 - 102 +6 48/3040
2593 84 - - 84 0
2682 86 - - 87 +1
2754 87 - - 89 +2
2936 98 - - 94 -4
2984 100 - - 96 -4
16 Пельгинская 1 2630 89 - - 89 0 50/3020
17 Пельгинская 2 2588 - 98 - 98 0 45/3040
2595 - 98 - 98 0
2597 - 98 - 98 0
2605 - 98 - 98 0
2610 - 98 - 98 0
2615 - 99 - 99 0
18 Пельгинская 3 2615 - 106 - 107 +1 50/2970
2630 - 106 - 107 +1
2640 - 109 - 108 -1
2729 - 111 - 110 -1
2766 - 112 - 112 0
2822 - 113 - 113 0
Табл. 3. Тепловой поток в скважинах Останинской группы месторождений (Томская область)
НАУЧНО-ТЕХНтЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Продолжение табл. 3. Тепловой поток в скважинах Останинской группы месторождений (Томская область)
19 Селимхановская 2 2255 84 - - 87 +3 57/2430
2265 89 - - 87 -2
2360 91 - - 90 0
20 Селимхановская 4 2455 - 98 - 98 0 51/2480
21 Селимхановская 5 2247 92 - - 89 -3 59/2480
2299 89 - - 91 +2
2330 92 - - 92 0
22 Сельвейскинская 2 2579 90 - - 89 -1 41/2900
2623 90 - - 90 0
2808 96 - - 94 -2
2904 96 - - 97 +2
2909 96 - - 97 +2
2947 96 - - 98 +2
23 Сельвейкинская 3 2549 - 91 - 93 +2 44/2800
2648 - 92 - 95 +3
2798 - 104 - 99 -5
24 Сельвейкинская 4 2812 - 92 - 92 0 40/2810
25 Герасимовская 6 2570 - 104 - 104 0 52/2870
2596 - 103 - 105 +2
2859 - 115 - 113 -2
26 Герасимовская 7 2565 87 - - 89 +2 51/2740
2710 96 - - 94 -2
27 Герасимовская 12 2586 - 110 - 109 -1 55/2840
2775 100 - - 102 +2
2797 - 118 - 116 -2
2821 - 118 - 117 -1
2838 - 117 - 118 +1
28 Герасимовская 18 2214 - - 72 75 +3 49/2890
2387 - - 77 80 +3
2528 - - 82 84 +2
2541 - - 83 84 +1
2878 102 - - 95 -7
29 Герасимовская (Западно-Останинская 444) 2754 94 - - 97 +3 52/2860
2770 94 - - 97 +3
2810 95 - - 99 +4
2795 - 118 - 113 -5
2840 - 120 - 115 -5
30 Мирная 413 2507 100 - - 100 0 59/2810
31 Мирная 414 2328 81 - - 83 +2 53/2650
2510 89 - - 89 0
2593 94 - - 92 -2
32 Мирная 415 2356 98 - - 100 +2 62/2690
2560 109 - - 107 -2
33 Пинджинская 1 2540 105 - - 105 0 61/2890
34 Пинджинская 4 2530 107 - - 107 0 63/2595
35 Пинджинская 5 2528 - 111 - 109 -2 53/2885
2546 - 109 - 109 0
2808 - 116 - 118 +2
36 Рыбальная 405 2400 98 - - 98 0 60/2590
37 Рыбальная 408 2415 108 - - 106 -2 65/2590
2425 105 - - 106 +1
2450 106 - - 107 +1
Они составляют 50 % от общего числа месторождений на изучаемой территории. В зоне заливообразной конфигурации изолиний находится 3 месторождения (25 %) -Пельгинское, Герасимовское, Западно-Останинское. Примечательно, что в зоне отрицательной аномалии теплового потока в северо-западной части территории месторождения УВ отсутствуют.
Таким образом, 9 месторождений (75 %), расположенных на изучаемой территории, приурочены к аномальным особенностям распределения глубинного теплового потока. Три месторождения - Широтное,
Южно-Тамбаевское, Тамбаевское, не коррелируют с аномальными особенностями теплового потока.
Отдельно важно отметить, что к существенной латеральной неоднородности плотности теплового потока (градиентные зоны) приурочены Селимхановское, Останинское, Северо-Останинское, а также Герасимовское месторождения, в пределах которых вскрыты залежи с промышленными притоками УВ (табл. 2). В яркую градиентную зону входят также Пинджинское, Мирное и Рыбальное месторождения, в пределах которых можно прогнозировать залежи с промышленными притоками УВ.
Обособляются от аномальных особенностей теплового потока месторождения Южно-Тамбаевское и Тамбаевское, в пределах которых вскрыты залежи с промышленными притоками УВ. Интересно отметить, что именно эти месторождения расположены в границах распространения потенциально материнской нижнеюрской тогурской свиты.
Заключение
Для территорий размещения Арктических месторождений УВ Ямала и Томской области, в разрезе которых вскрыты палеозойские залежи нефти, построены схема и карта глубинного теплового потока. Установлено, что 75-85 % месторождений УВ, расположенных на изучаемых территориях, тяготеют к аномальным особенностям распределения глубинного теплового потока.
Достоверность расчетных значений теплового потока Ямала аргументирована выполнением классического геофизического критерия - критерия «невязки», согласованностью с ранее выявленной тенденцией роста плотности теплового потока в северо-западном направлении, сопоставимостью с каталогом расчетных значений теплового потока, представленным в ранее опубликованной монографии (Курчиков, 1992). Достоверность расчетных значений теплового потока Останинской группы месторождений Томской области аргументирована выполнением критерия «невязки», согласованностью с картой определений теплового потока Западно-Сибирской плиты.
На примере Останинской группы месторождений подчеркнута приуроченность месторождений с промышленными притоками из залежей доюрского НГК к ярко выраженной градиентной зоне значений плотности теплового потока. Это позволяет прогнозировать получение промышленных притоков из доюрского НГК на Пинджинском, Мирном и Рыбальном месторождениях.
Выше сказанное характеризует латеральные неоднородности теплового потока (градиентные зоны), возможно, не столько как прогнозный критерий нефтегазонос-ности, а, скорее, как существование фундаментальной корреляции интенсивности нафтидогенеза и латеральной неоднородности глубинного теплового потока Западной Сибири.
Благодарности
Авторы благодарят профессора В.И. Старостенко и профессора М.Д. Хуторского за постоянное внимание к нашим исследованиям.
литература
Галиева М. Ф., Крутенко Д. С. (2019). Геолого-геофизические аргументы гипотезы «баженовского источника» доюрских залежей нефти Останинской группы месторождений (Томская область). Мат. 2-й Всеросс. науч. конф.: Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири. Ин-т нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН; Новосиб. гос. ун-т. Новосибирск: ИПЦ НГУ, с. 22-25.
Дучков А.Д., Галушкин Ю.И., Смирнов Л.В., Соколова Л.С. (1990). Эволюция температурного поля осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика, 10, с. 51-60.
Западная Сибирь. (2000). Геология и полезные ископаемые России. Т. 2. Гл. ред. В.П. Орлов. Ред. 2-го тома: А.Э. Конторович, В.С. Сурков. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 477 с.
Исаев В. И., Гуленок Р. Ю., Веселов О. В., Бычков А. В., Соловейчик Ю. Г. (2002). Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов. Геология нефти и газа, 6, с. 48-54.
Исаев В.И. (2004). Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование. Тихоокеанская геология, 23(5), с. 101-115.
Исаев В.И., Искоркина А.А., Косыгин В.Ю., Лобова Г.А., Осипова Е.Н., Фомин А.Н. (2017). Комплексная оценка палеоклиматических факторов реконструкции термической истории нефтематеринской баженовской свиты арктических районов Западной Сибири. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328(1), с. 13-28.
Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Лунёва Т.Е., Осипова Е.Н., Аюпов Р.Ш., Игенбаева Н.О., Фомин А.Н. (2018). Мезозойско-кайнозойский климат и геотермический режим нефтематеринской ки-тербютской свиты арктического региона Западной Сибири. Георесурсы, 20(4), с. 386-395. https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.386-395
Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Фомин А.Н. (2016). Палеоклиматические факторы реконструкции термической истории баженовской и тогурской свит юго-востока Западной Сибири. Геофизический журнал, 38(4), с. 3-25. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v38i4.2016.107798
Исаев В.И., Лобова Г.А., Мазуров А.К., Старостенко В.И., Фомин А.Н. (2018а). Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской материнских свит. Геология нефти и газа, 1, с. 15-39.
Конторович А.Э. (2016). Проблемы реиндустриализации нефтегазового комплекса России. Нефтяное хозяйство, 3, с.14-15.
Конторович В.А., Бердникова С.А., Калинина Л.М., Лапковский В.В., Поляков А.А., Соловьев М.В. (2006). Модель геологического строения и нефтегазоносность зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений в Чузикско-Чижапской зоне нефтегазонакопления. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5-6, с. 91-102.
Костырева Е.А. (2005). Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 183 с.
Курчиков А.Р. (1992). Гидрогеотермические критерии нефтегазонос-ности. М.: Недра, 231 с.
Курчиков А.Р. (2001). Геотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири. Геология и геофизика, 42(11-12), с. 1846-1853.
Лобова Г. А., Исаев В.И., Кузьменков С.Г., Лунёва Т.Е., Осипова Е.Н. (2018). Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов). Геофизический журнал, 40(4), с. 73-106.
Никитин Д.С., Иванов Д.А., Журавлев В.А., Хуторской М.Д. (2015). Объёмная геолого-геотермическая модель осадочного чехла северо-восточной части Баренцевоморского шельфа в связи с освоением ресурсов углеводородов. Георесурсы, 17(1), с. 13-19. http://dx.doi.org/10.18599/ grs.60.1.3
Попов С.А., Исаев В.И. (2011). Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала. Геофизический журнал, 33(2), с. 80-104.
Фомин А.Н. (2011). Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 331 с.
Хуторской М.Д. (1996). Введение в геотермию: курс лекций. М.: Изд-во РУДН, 328 с.
Хуторской М.Д., Ахмедзянов В.Р., Ермаков А.В., Леонов Ю.Г., Подгорных Л.В., Поляк Б.Г., Сухих Е.А., Цыбуля Л.А. (2013). Геотермия арктических морей. М.: ГЕОС, 232 с.
Galushkin Yu. (2016). Non-standard Problems in Basin Modelling. Switzerland: Springer, 274 p. https://doi.org/10.1007/978-3-319-33882-8
Hantschel T., KaueraufA.I. (2009). Fundamentals of basin and petroleum systems modeling. Heidelberg: Springer, 476 p.
Isaev V.I., Fomin A.N. (2006). Loci of Generation of Bazhenov- and Togur-Type Oils in the Southern Nyurol ka Megadepression. Russian Geology and Geophysics, 47(6), pp. 734-745.
Isaev V.I., Iskorkina A.A, Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskii S.A., Fomin A.N. (2018). Mesozoic-Cenozoic Climate and Neotectonic Events as Factors in Reconstructing the Thermal History of the Source-Rock Bazhenov Formation, Arctic Region, West Siberia, by the Example of the Yamal Peninsula. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 54(2), pp. 310-329. https://doi.org/10.1134/S1069351318020064
Iskorkina A., Isaev V., Terre D. (2015). Assessment of Mesozoic-Kainozoic climate impact on oil-source rock potential (West Siberia). IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 27. https://doi. org/10.1088/1755-1315/27/1/012023
Kontorovich A.E. (2017). I.M. Gubkin's paradigm of the development of the USSR oil industry in the 20th century. Russian Geology and Geophysics, 58(3-4), pp. 283-293. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2016.12.005
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Malyshev N.A, Safronov P.I., S.A. Guskov 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. (2013). Historical-geological modeling of hydrocarbon generation in the mesozoic-cenozoic sedimentary basin of the Kara sea (basin modeling). Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 1179-1226. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2013.07.011
Strakhov V.N., Golizdra G.Ya., Starostenko V.I. (2000). Theory and practice of interpreting potential fields: Evolution in the 20th century. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 36(9), pp. 742-762.
сведения об авторах
Валерий Иванович Исаев - доктор геол.-мин. наук, профессор отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет; ведущий научный сотрудник Института нефти и газа, Югорский государственный университет.
Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Тел: +7 (3822)701-777 доп.2942, e-mail: [email protected]
Галина Анатольевна Лобова - доктор геол.-мин. наук, доцент отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Александр Николаевич Фомин - доктор геол.-мин. наук, главный научный сотрудник, Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН Россия, 630090, Новосибирск, пр. Коптюга, д. 3
Валерий Иванович Булатов- доктор геогр. наук, профессор Института нефти и газа, Югорский государственный университет
Россия, 628012, г. Ханты-Мансийск, ул. Чехова 16
Станислав Григорьевич Кузьменков - доктор геол.-мин. наук, профессор Института нефти и газа, Югорский государственный университет
Россия, 628012, Ханты-Мансийск, ул. Чехова, д. 16
Маргарита Фаритовна Галиева - студент отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Даниил Сергеевич Крутенко - студент отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30
Статья поступила в редакцию 10.05.2019;
Принята к публикации 06.08.2019; Опубликована 01.09.2019
Heat flow and presence of oil and gas (the Yamal peninsula, Tomsk region)
V.I. Isaev'■2*, Lobova G.A.1, A.N. Fomin3, V.I. Bulatov2, S.G. Kuzmenkov2, M.F. Galieva1, D.S. Krutenko1
'National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russian Federation 2Yugra State University, Khanty-Mansiysk, Russian Federation
3Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, Russian Federation *Corresponding author: Valery I. Isaev, e-mail: [email protected]
Abstract. The possibilities of Geothermy as a geophysical method are studied to solve forecast and prospecting problems of Petroleum Geology of the Arctic regions and the Paleozoic of Western Siberia. Deep heat flow of Yamal fields, whose oil and gas potential is associated with the Jurassic-Cretaceous formations, and the fields of Tomsk Region, whose geological section contents deposits in the Paleozoic, is studied. The method of paleotemperature modeling was used to calculate the heat flow density from the base of a sedimentary section (by solving the inverse problem of Geothermy). The schematization and mapping of the heat flow were performed, taking into account experimental determinations of the parameter. Besides, the correlation of heat flow features with the localization of deposits was revealed. The conceptual and factual basis of research includes the tectonosedimentary history of sedimentary cover, the Mesozoic-Cenozoic climatic temperature course and the history of cryogenic processes, as well as lithologic and stratigraphic description of the section, results of well testing, thermometry and vitrinite reflectivity data of 20 deep wells of Yamal and 37 wells of Ostanino group of fields of Tomsk region. It was stated that 80 % of known Yamal deposits correlate with anomalous features of the heat flow. Bovanenkovskoe and Arkticheskoe fields are located in positive anomaly zones. 75 % of fields of Ostanino
group relate to anomalous features of the heat flow. It is shown that the fields, which are characterized by existence of commercial deposits in the Paleozoic, are associated with the bright gradient zone of the heat flow. The forecast of commercial inflows in the Paleozoic for Pindzhinskoe, Mirnoe and Rybalnoe fields is given. The correlation between the intensity of naftidogenesis and the lateral inhomogeneity of the deep heat flow is characterized as a probable fundamental pattern for Western Siberia.
Key words: the deep heat flow, oil and gas fields, Yamal, Paleozoic, Tomsk Region, the correlation, Western Siberia
Recommended citation: Isaev V.I., Lobova G.A., Fomin A.N., Bulatov V.I., Kuzmenkov S.G., Galieva M.F., Krutenko D.S (2019). Heat flow and presence of oil and gas (the Yamal peninsula, Tomsk region). Georesursy = Georesources, 21(3), pp. 125-135. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.20193.125-135
References
Duchkov A.D., Galushkin Yu.I., Smirnov L.V., Sokolova L.S. (1990). The evolution of the sedimentary cover temperature field of the West Siberian Plate. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 10, pp. 51-60. (In Russ.)
Fomin A.N. (2011). Katagenez organicheskogo veshchestva i neftegazonosnost' mezozoiskikh i paleozoiskikh otlozhenii Zapadno-Sibirskogo megabasseina [Catagenesis of organic matter and petroleum
GEORESOURCES www.geors.ru
potential of the Mesozoic and Paleozoic sediments of the West Siberian megabasin]. Novosibirsk: IPGG SB RAS, 331 p. (In Russ.)
Galieva M. F., Krutenko D. S. (2019). Geological and geophysical evidences favouring the hypothesis «bazhenovo source of origin» of pre-Jurassic oil deposits of Ostanino group of fields (Tomsk region). Mat. II Vseross. nauch. konf.:Aktual'nyeproblemygeologii nefti igazaSibiri [Proc. II All-Russ. Sci. Conf.: Contemporary Problems of oil and gas Geology of Siberia]. Novosibirsk: IPTS NGU, pp. 22-25. (In Russ.)
Galushkin Yu. (2016). Non-standard Problems in Basin Modelling. Switzerland: Springer, 274 p. https://doi.org/10.1007/978-3-319-33882-8
Hantschel T., Kauerauf A.I. (2009). Fundamentals of basin and petroleum systems modeling. Heidelberg: Springer, 476 p.
Isaev V.I. (2004). Paleotemperature modeling of the sedimentary section, and oil-and-gas generation. Tikhookeanskaya geologiya = Russian Journal of Pacific Geology, 23(5), pp. 101-115. (In Russ.)
Isaev V.I., Fomin A.N. (2006). Loci of Generation of Bazhenov- and Togur-Type Oils in the Southern Nyurol'ka Megadepression. Russian Geology and Geophysics, 47(6), pp. 734-745.
Isaev V.I., Gulenok R.Yu., Veselov O.V., Bychkov A.V., Soloveychik Yu.G. (2002). Computer technology of integrated assessment of oil and gas potential of sedimentary basins. Geologiya nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 6, pp. 48-54. (In Russ.)
Isaev V.I., Iskorkina A.A, Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskii S.A., Fomin A.N. (2018). Mesozoic-Cenozoic Climate and Neotectonic Events as Factors in Reconstructing the Thermal History of the Source-Rock Bazhenov Formation, Arctic Region, West Siberia, by the Example of the Yamal Peninsula. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 54(2), pp. 310-329. https://doi.org/10.1134/S1069351318020064
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Kosygin V.Yu., Lobova G.A., Osipova E.N., Fomin A.N. (2017). Integrated assessment of paleoclimate factors of reconstructing thermal history of petromaternal Bazhenov suite in arctic regions of Western Siberia). Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 328(1), pp. 13-28. (In Russ.)
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Fomin A.N. (2016). Paleoclimate's factors of reconstruction of thermal history of petroleum bazhenov and togur suites southeastern West Siberia. Geofizicheskii zhurnal, 38(4), pp. 3-25. (In Russ.) https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100. v38i4.2016.107798
Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Luneva T.E., Osipova E.N., Ayupov R.Sh., Igenbaeva N.O., Fomin A.N. (2018). Mesozoic-Cenozoic climate and the geothermal regime of the oil source Kiterbyutskaya suite of the Arctic region of Western Siberia. Georesursy = Georesources, 20(4), Part 2, pp. 386-395. https://doi.org/10.18599/grs.2018.4386-395
Isaev V.I., Lobova G.A., Mazurov A.K., Starostenko V.I., Fomin A.N. (2018a). Zoning of mega-depressions by shale oil genegation density of Togur and Bazhenov source suites in the southeast of Western Siberia. Geologiya nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 1, pp. 15-39. (In Russ.)
Iskorkina A., Isaev V., Terre D. (2015). Assessment of Mesozoic-Kainozoic climate impact on oil-source rock potential (West Siberia). IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 27. https://doi. org/10.1088/1755-1315/27/1/012023
Khutorskoy M.D. (1996). Vvedenie v geotermiyu: kurs lektsiy [Introduction to Geothermy: lecture course]. Moscow: RUDN Publ., 328 p. (In Russ.)
Khutorskoy M.D., Akhmedzyanov V.R., Ermakov A.V. et al. (2013). Geotermiya arkticheskikh morey [Geothermy of Arctic seas]. Moscow: GEOS, 232 p. (In Russ.)
Kontorovich A.E. (2016). Problems of re-industrialization of the oil and gas complex of Russia. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 3, pp. 14-15. (In Russ.)
Kontorovich A.E. (2017). I.M. Gubkin's paradigm ofthe development of the USSR oil industry in the 20th century. Russian Geology and Geophysics, 58(3-4), pp. 283-293. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2016.12.005
Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Malyshev N.A, Safronov P.I., S.A. Gus'kov 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. (2013). Historical-geological modeling of hydrocarbon generation in the mesozoic-cenozoic sedimentary basin of the Kara sea (basin modeling). Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 1179-1226. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2013.07.011
Kontorovich V.A., Berdnikova S.A., Kalinina L.M., Lapkovskiy V.V., Polyakov A.A., Soloviev M.V. (2006). The model of geological structure
and petroleum potential of sediments at the Paleozoic-Mesozoic boundary in the Chuzik-Chizhapka zone of oil-gas accumulation. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy = Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 5-6, pp. 91-102. (In Russ.)
Kostyreva E.A. (2005). Geokhimiya i genezis paleozoyskikh neftey yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Geochemestry and genesis of Paleozoic oil of south-eastern Western Siberia]. Novosibirsk: SB RAS Publ., «Geo» Branch, 183 p. (In Russ.)
Kurchikov A.R. (1992). Gidrogeotermicheskie kriterii neftegazonosnosti [Hydrogeothermal criteria of oil-and-gas potential]. Moscow: Nedra, 231 p. (In Russ.)
Kurchikov A.R. (2001). Geothermal regime of hydrocarbon accumulations in Western Siberia. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 42(11-12), pp. 1846-1853. (In Russ.)
Lobova G.A., Isaev V.I., Kuzmenkov S.G., Luneva T.E., Osipova E.N. (2018). Oil and gas reservoirs of weathering crusts and Paleozoic basement in the southeast of Western Siberia (forecasting of hard-to-recover reserves). Geofizicheskiizhurnal, 40(4), pp. 73-106. (In Russ.) https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v40i4.2018.140611
Nikitin D.S., Ivanov D.A., Zhuravlev V.A., Khutorskoy M.D. (2015). 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, 17(1), pp. 13-19. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.60.L3
Popov S.A., Isaev V.I. (2011). Modeling of naphthyogenesis in Southern Yamal. Geofizicheskii zhurnal, 33(2), pp. 80-104. (In Russ.)
Strakhov V.N., Golizdra G.Ya., Starostenko V.I. (2000). Theory and practice of interpreting potential fields: Evolution in the 20th century. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 36(9), pp. 742-762.
Western Siberia. Geology and mineral resources of Russia (2000). V. 2. Chief Ed. V.P. Orlov. Ed. of the 2nd v.: A.E. Kontorovich, V.S. Surkov. St. Petersburg: VSEGEI Publ., 477 p. (In Russ.)
About the Authors
Valery I. Isaev - DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University; Leading Researcher, Institute of Oil and Gas, Ugra State University 30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation Phone: +7 (3822) 701-777 ad. 2942, e-mail: [email protected]
Galina A. Lobova - DSc (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University 30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation
Alexander N. Fomin - DSc (Geology and Mineralogy), Chief Researcher, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences
3, Ak. Koptyug ave., Novosibirsk, 630090, Russian Federation
Valery I. Bulatov - DSc (Geography), Professor, Institute of Oil and Gas, Yugra State University
16, Chekhov st., Khanty-Mansiysk, 628012, Russian Federation
Stanislav G. Kuzmenkov - DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Institute of Oil and Gas, Ugra State University
16, Chekhov st., Khanty-Mansiysk, 628012, Russian Federation
Margarita F. Galieva - Student, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University
30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation
Daniil S. Krutenko - Student, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University
30, Lenin ave., Tomsk, 634050, Russian Federation
Manuscript received 10 May 2019;
Accepted 6August 2019; Published 1 September 2019
НАУЧНО-ТЕХНтЕСКИЙ ЖУРНАЛ
