География и геология / Техника и технология геологоразведочных работ

К.г.-м.н. Лобова Г.А.

Студент Власова А.В.

Томский политехнический университет, Россия

О ГЕНЕЗИСЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И СТРАТЕГИИ ИХ ПОИСКОВ НА ПРАВОБЕРЕЖЬЕ

ОБИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Актуальность. В Усть-Тымской депрессионной зоне (рис. 1) распространены баженовская (bg, J₃tt) и тогурская (tg, J₁t) нефтегенерирующие толщи. По генезису рассеянного органического вещества (РОВ) верхнеюрские нефтепроизводящие породы имеют зональное строение. Значения С_орг варьируют от 9–12 % в зоне распространения баженовской свиты (сапропелевое РОВ), постепенно уменьшаясь до 6–8 % в переходной зоне (РОВ смешанного типа), и достигает значений 2–3 % в породах марьяновской свиты («псевдогумусовое» РОВ). Эти отложения являются основной нефтегенерирующей толщей для мелового и верхнеюрского нефтегазоносных комплексов (НГК). По генезису нефтепроизводящие породы тогурской свиты являются озерными отложениями с РОВ гумусового типа, с показателем С_орг=1,5–5,0 %. Они являются источником углеводородов (УВ) для среднеюрского, нижнеюрского и палеозойского НГК.

Территория исследований представляет собой переходную зону между западными нефтепромысловыми районами Томской области (Левобережье Оби) и слабоизученными восточными (Правобережье Оби), спорными в отношении перспектив нефтегазоносности. Стратегия освоения Правобережья является одним из ключевых вопросов для развития нефтегазового комплекса Томской области.

Цель исследований – выполнить оценку перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-меловых и палеозойско-нижне-среднеюрских отложений Усть-Тымской мегавпадины и последующее прогнозирование перспектив палеозойского, юрских и мелового НГК восточных территорий Томской области.

Рис. 1. Обзорная структурно-тектоническая схема территории исследования (на основе [3]): 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 – граница зоны распространения тогурской свиты; 9 – контур района исследования; 10 – 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.

Методика исследований. Применена компьютерная технология [2] палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования осадочных бассейнов. Палеотемпературное моделирование включает решение прямых и обратных задач нестационарной геотермии с подвижной границей, палеотектонические реконструкции непосредственно сопряжены с расчетом палеотемператур.

Решением прямых задач геотермии, в моделях распространения тепла 10 скважин (рис. 1) восстановлена термическая история баженовских отложений и их временных аналогов на 10-ть ключевых моментов геологического времени (на начало/завершение формирования свит). На ключевые времена, путем интерполяции, построены схематические карты распределения геотемператур. По геотемпературному критерию [1] выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Аналогичным образом восстановлена термическая история тогурских отложений и по геотемпературному критерию выделены очаги генерации тогурских нефтей .

Для районирования нефтегазоносных комплексов по величине плотности первично-аккумулированных нефтей для зоны каждой исследуемой скважины рассчитан условный интегральный показатель (УИП) по формуле:

УИП = Σ(T_i×t_i×10^-2),

где T_i – расчетная температура очага генерации нефти, °С; t_i – время действия очага, млн. лет; количество временных интервалов i =1, 9.

Результаты исследований. На схематической карте распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском НГК (рис. 2), построенной путем интерполяции УИП зон, видно, что наиболее перспективными территориями являются северо-восточная, северная и юго-западная части Усть-Тымской мегавпадины и обрамляющие здесь ее структуры. Перспективными землями Усть-Тымской мегавпадины на начальные геологические ресурсы тогурских нефтей в среднеюрском, нижнеюрском и палеозойском НГК является практически вся область распространения тогурской свиты.

Выводы. В целом анализ результатов, характеризующих распределение относительной плотности ресурсов баженовских и тогурских нефтей Усть-Тымской мегавпадины, показывает следующее. На юго-восток (Правобережье Оби) расчетная плотность ресурсов баженовских нефтей закономерно и существенно уменьшается. Плотность ресурсов тогурских нефтей высока во всей области распространения тогурской свиты.

Рис. 2. Схематические карты распределения относительной плотности первично-аккумулированных нефтей в Усть-Тымской мегавпадины (значения изолиний в величине условного интегрального показателя УИП). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1.

Поэтому, при изучении и освоении Правобережья Томской области, успешность предлагаем связывать с нижнеюрским и палеозойским НГК, на землях распространения тогурской свиты.

Литература:

1. 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.

2. Исаев В.И. Интерпретация данных гравиметрии и геотермии при прогнозировании и поисках нефти и газа. – Томск: Изд-во ТПУ, 2010. – 172 с.

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