География и геология/ 7.Техника и технология геологоразведочных работ

К. г.-м. н. Лобова Г.А.

Томский политехнический университет, Россия

Определение первоочередных объектов нефтеразведочных работ в Усть-Тымской мегавпадине по геотемпературному критерию

Цель настоящих исследований – на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей выполнить оценку перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины (рис. 1) и определить первоочередные объекты для постановки геологоразведочных работ.

Основной нефтематеринской свитой для верхнеюрско-меловых нефтегазоносных комплексов (НГК) в западной части территории исследований выступает верхнеюрская баженовская свита, на востоке ее временной аналог – марьяновская. Между границами распространения этих свит выделяется зона с переходными условиями седиментации и катагенеза.

По генезису рассеянного органического вещества (РОВ) верхнеюрские нефтепроизводящие породы в пределах впадины имеют зональное строение [1]. Значения С_орг варьируют от 9–12 % в зоне распространения баженовской свиты в западной части мегавпадины (сапропелевое РОВ), постепенно уменьшаясь до 6–8 % в переходной зоне (РОВ смешанного типа) и достигает значений 2–3 % в породах марьяновской свиты в восточной части депрессии («псевдогумусовое» РОВ).

На первом этапе, решением обратной задачи геотермии [2], для разрезов 10-и скважин определен тепловой поток из основания. Методом интерполяции выполнена схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного чехла.

Рис. 1. Обзорная структурно-тектоническая схема территории исследования (на основе [1]): 1 – месторождения: а) нефтяное, б) газовое, в) газоконденсатное; границы тектонических элементов: 2 – I порядка, 3 – II порядка и номер структуры; 4 – речная сеть; 5 – исследуемая скважина и ее номер; 6 – восточная граница распространения баженовской свиты и «переходной» зоны; 7 – западная граница «переходной зоны» и распространения марьяновской свиты; 8 – контур района исследования; 9 – контур построения карт. Структуры II порядка: 1 – Неготский мезопрогиб, 2 – Пыжинский мезопрогиб, 3 – Сампатский мезопрогиб, 4 – Зайкинская мезоседловина, 5 – Караминская мезоседловина, 6 – Шингинская мезоседловина, 7 – Пудинское мезоподнятие, 8 – Трайгородский мезовал

На втором этапе исследований, решением прямых задач геотермии [2], в моделях распространения тепла 10-и скважин восстановлена термическая история баженовских отложений и их временных аналогов на 10-ть ключевых моментов геологического времени (на начало/завершение формирования свит). На заданные ключевые времена, путем интерполяции, построены схематические карты распределения геотемператур.

По геотемпературному критерию [3] выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти: баженовской свиты – 85 °С; переходной зоны – 90 °С; марьяновской свиты – 95 °С.

86,5 млн. л назад (конец формирования ипатовской свиты) очаг действовал в зоне распространения баженовской свиты при температурах 85–93 °С, в переходной зоне – при температурах 90–95 °С, в зоне распространения марьяновской свиты – при температурах 95–97 °С. Во время максимального прогрева осадочной толщи (37,6 млн. л назад), очаг в баженовской свите действовал при температурах 85–109 °С, в переходной зоне – при температурах 90–114 °С, в марьяновской свите – при температурах 95–115 °С. Очаг интенсивной генерации нефти в современном разрезе баженовской свиты действует при температурах 85–97 °С, в переходной зоне очаг действует при температурах 90–99 °С, в марьяновской свите – при температурах 95–98 °С.

Для районирования верхнеюрского и мелового НГК по величине первично-аккумулированных баженовских нефтей рассчитан условный интегральный показатель (УИП) по формуле [2]: где T_i – расчетная температура очага генерации нефти, °С; t_i – время действия очага, млн. л; количество временных интервалов i=1, 9.

Построена схематическая карта районирования – относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском НГК (рис. 2). Из рисунка видно, что наиболее перспективными землями являются северо-восточная, северная и юго-западная части Усть-Тымской мегавпадины и обрамляющие здесь ее структуры, что согласуется с размещением месторождений нефти и газа.

Рациональная очередность поисково-разведочных работ: 1 – зона сочленения Неготского мезопрогиба и Пыль-Караминского мегавала; 2 – зона сочленения Неготского мезопрогиба и Караминской мегоседловины, зона сочленения южной части Неготского мезопрогиба и Сампатского мезопрогиба; 3 – зона сочленение Неготского мезопрогиба и Средневасюганского мегавала; 4 – центральная часть Неготского мезопрогиба.

Рис. 2. Схематическая карта распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском НГК Усть-Тымской мегавпадины (значения изолиний в величине условного интегрального показателя УИП). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1

Рациональна постановка поисков (новые площади) в пределах северо-западной части Парабельского мегавыступа.

Литература:

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

2. Исаев В.И., Лобова Г.А., Рояк М.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. – 2009. – Т. 31. – № 2. – С. 15–46.

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