Помощь студентам в учебе
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НИЖНЕЮРСКИХ И ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ И ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО ДАННЫМ ГЕОТЕРМИИ
|
ВВЕДЕНИЕ 4
1 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКОГО И
ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР. 11
1.1 Верхнеляминский вал 14
1.1.1 Геолого-геофизическая изученность 14
1.1.2 Тектоническое строение 20
1.1.3 Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов 24
1.1.4 Нефтегазносность 25
1.1.5 Геоплотностная модель и нефтегеологическая интерпретация
Красноленинско-Верхнеляминского траверса 29
1.2 Нюрольская мегавпадина 41
1.2.1 Геолого-геофизическая изученность 41
1.2.2 Тектоническое строение 42
1.2.3 Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов 46
1.2.4 Нефтегазоносность 49
1.3 Усть-Тымская мегавпадина 54
1.3.1 Геолого-геофизическая изученность 54
1.3.2 Тектоническое строение 55
1.3.3 Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов 58
1.3.4 Нефтегазоносность 63
1.4 О юрском «главном источнике» углеводородов доюрского нефтегазоносного
комплекса 68
1.5 Выводы аналитического обзора 76
2 МЕТОДОЛОГИЯ И МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ КОМПЛЕКСА
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ 79
2.1 Методологические основы прогнозирования нефтегазоносности 79
2.2 Метод палеотемпературного моделирования 83
2.3 Оценка влияние палеоклимата на термическую историю нефтематеринских
отложений и способы учета векового хода температур на земной поверхности... 88
2.3.1 Состояние проблемы и постановка задачи 88
2.3.2 Оценка влияния палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовской свиты на широтах Томской
области. «Упрощенный» тренд векового хода температур 89
2.3.3 Оценка влияния палеоклимата на геотермический режим баженовской свиты юго-востока Западной Сибири. «Стандартный» и «местный» вековой ход температур 98
2.3.4 Оценка влияния палеоклимата на геотермический режим тогурской свиты.
«Стандартный» и «местный» вековой ход температур 105
2.4 Сопоставительная оценка характеристик метода палеотемпературного
моделирования 110
2.5 Выводы по результатам выработки методики интерпретации комплекса
геолого-геофизических данных при прогнозировании нефтегазоносности 116
3 ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКИХ И ДОЮРСКИХ
РЕЗЕРВУАРОВ УСТЬ-ТЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ 119
3.1 Характеристика объекта исследований, постановка задачи 119
3.2 Моделирование и картирование очагов генерации тогурских нефтей, оценка
распределения плотности ресурсов генерированных нефтей 126
3.3 Характеристика нижнеюрских резервуаров 138
3.4 Характеристика доюрских резервуаров 146
3.5 Выводы по оценке нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских резервуаров,
выполненной методом палеотемпературного моделирования 155
4 ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ
НЮРОЛЬСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ 159
4.1 Характеристика объекта исследований, постановка задачи 159
4.2 Моделирование и картирование очагов генерации тогурских нефтей, оценка
распределения плотности ресурсов генерированных нефтей 166
4.3 Характеристика нижнеюрских резервуаров 176
4.4 Выводы по оценке нефтегазоносности нижнеюрских резервуаров 184
5 ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКОГО РЕЗЕРВУАРА
ВЕРХНЕЛЯМИНСКОГО ВАЛА 187
5.1 Характеристика объекта исследований, постановка задачи 187
5.2 Моделирование, картирование очагов генерации и зон аккумуляции тогурских
нефтей 197
5.3 Локализация ресурсов тогурских нефтей нижнеюрского НГК 207
5.4 Выводы по оценке нефтегазоносности нижнеюрских резервуаров 212
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 215
ЛИТЕРАТУРА 218
1 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКОГО И
ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР. 11
1.1 Верхнеляминский вал 14
1.1.1 Геолого-геофизическая изученность 14
1.1.2 Тектоническое строение 20
1.1.3 Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов 24
1.1.4 Нефтегазносность 25
1.1.5 Геоплотностная модель и нефтегеологическая интерпретация
Красноленинско-Верхнеляминского траверса 29
1.2 Нюрольская мегавпадина 41
1.2.1 Геолого-геофизическая изученность 41
1.2.2 Тектоническое строение 42
1.2.3 Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов 46
1.2.4 Нефтегазоносность 49
1.3 Усть-Тымская мегавпадина 54
1.3.1 Геолого-геофизическая изученность 54
1.3.2 Тектоническое строение 55
1.3.3 Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов 58
1.3.4 Нефтегазоносность 63
1.4 О юрском «главном источнике» углеводородов доюрского нефтегазоносного
комплекса 68
1.5 Выводы аналитического обзора 76
2 МЕТОДОЛОГИЯ И МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ КОМПЛЕКСА
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ 79
2.1 Методологические основы прогнозирования нефтегазоносности 79
2.2 Метод палеотемпературного моделирования 83
2.3 Оценка влияние палеоклимата на термическую историю нефтематеринских
отложений и способы учета векового хода температур на земной поверхности... 88
2.3.1 Состояние проблемы и постановка задачи 88
2.3.2 Оценка влияния палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовской свиты на широтах Томской
области. «Упрощенный» тренд векового хода температур 89
2.3.3 Оценка влияния палеоклимата на геотермический режим баженовской свиты юго-востока Западной Сибири. «Стандартный» и «местный» вековой ход температур 98
2.3.4 Оценка влияния палеоклимата на геотермический режим тогурской свиты.
«Стандартный» и «местный» вековой ход температур 105
2.4 Сопоставительная оценка характеристик метода палеотемпературного
моделирования 110
2.5 Выводы по результатам выработки методики интерпретации комплекса
геолого-геофизических данных при прогнозировании нефтегазоносности 116
3 ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКИХ И ДОЮРСКИХ
РЕЗЕРВУАРОВ УСТЬ-ТЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ 119
3.1 Характеристика объекта исследований, постановка задачи 119
3.2 Моделирование и картирование очагов генерации тогурских нефтей, оценка
распределения плотности ресурсов генерированных нефтей 126
3.3 Характеристика нижнеюрских резервуаров 138
3.4 Характеристика доюрских резервуаров 146
3.5 Выводы по оценке нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских резервуаров,
выполненной методом палеотемпературного моделирования 155
4 ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ
НЮРОЛЬСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ 159
4.1 Характеристика объекта исследований, постановка задачи 159
4.2 Моделирование и картирование очагов генерации тогурских нефтей, оценка
распределения плотности ресурсов генерированных нефтей 166
4.3 Характеристика нижнеюрских резервуаров 176
4.4 Выводы по оценке нефтегазоносности нижнеюрских резервуаров 184
5 ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКОГО РЕЗЕРВУАРА
ВЕРХНЕЛЯМИНСКОГО ВАЛА 187
5.1 Характеристика объекта исследований, постановка задачи 187
5.2 Моделирование, картирование очагов генерации и зон аккумуляции тогурских
нефтей 197
5.3 Локализация ресурсов тогурских нефтей нижнеюрского НГК 207
5.4 Выводы по оценке нефтегазоносности нижнеюрских резервуаров 212
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 215
ЛИТЕРАТУРА 218
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция и в перспективе будет преобладать в обеспечении сырьевой базы России. Известно, что промысловые объекты в меловых и верхнеюрских нефтегазоносных комплексах (НГК) находятся в поздней стадии разработки. Открытие крупных скоплений углеводородов (УВ) в этих отложениях вряд ли стоит ожидать. Предлагаются различные варианты решения проблемы воспроизводства и наращивания ресурсной базы углеводородов, в том числе, проведение геологоразведочных работ на малоизученных землях и/или новых стратиграфических уровнях. На территориях нефтепромыслов с развитой инфраструктурой наибольший интерес представляют глубокопогруженные нижнеюрский и доюрский НГК.
О перспективах нефтегазоносности пород фундамента Западно-Сибирской плиты еще в 30-40-е годы XX века высказывались И.М. Губкин, Д.Л. Степанов, Н.С. Шатский, М.М. Чарыгин, Н.А. Кудрявцев, М.К. Коровин и другие ученые. Позднее, в 70-е годы, перспективность доюрских отложений в отношении нефтегазоносности отмечали в своих работах А.А. Трофимук, Ф.Г. Гурари, В.С. Сурков, В.С. Бочкарев, В.С. Вышемирский, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Н.П. Запивалов. В последние десятилетия большое внимание нефтегазоносности фундамента и зоны контакта уделяется в работах С.Ф. Богачева, Е.Е. Даненберга, Г.И. Тищенко, В.А. Конторовича, А.В. Ежовой, А.Е. Кавешникова и других исследователей. Открытие промышленных залежей на Талинском, Салымском, Новопортовском и ряде других месторождений позволило отнести базальные горизонты нижней юры к одному из перспективных для обнаружения скоплений УВ. Тем не менее, планомерных геологоразведочных работ на обнаружение залежей в этих НГК не проводилось.
Таким образом, нижнеюрский и доюрский нефтегазоносные комплексы в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции являются перспективными объектами наращивания ресурсной базы на ближайшие годы. Исследования, направленные на решение указанной проблемы - зональную оценку и районирование по плотности ресурсов этих объектов для планирования поисков, являются своевременными и актуальными.
Степень разработанности темы
В центральной части Западной Сибири, в Югорской зоне нефтенакопления, включающей Верхнеляминский вал, в нижнеюрских разрезах установлено наличие потенциально нефтематеринских отложений. Мощности тогурской и радомской толщ, содержание Сорг и катагенетическая зрелость рассеянного органического вещества (РОВ) обуславливают их 4
высокий нефтегенерационный потенциал. Здесь установлено наличие резервуаров в нижнеюрских и доюрских отложениях, а открытие залежей УВ в этих горизонтах на Тартасинской, Апрельской и Назымской площадях доказывает реализацию их аккумуляционного потенциала. Поэтому малоизученная территория Верхнеляминского вала является перспективной для проведения нефтегеологического прогнозирования и выработки рекомендаций по очередности проведения поисков на нижнеюрский и доюрский НГК в пределах центральной части Западной Сибири.
Для расширения ресурсной базы юго-востока Западной Сибири - территории Томской области, с хорошо развитой инфраструктурой нефтедобычи, необходимо проведение исследований и введение новых объектов, связанных с малоизученными глубокозалегающими нижнеюрскими и палеозойскими отложениями. Анализ результатов геолого-геофизической изученности указывает на распространение в пределах Нюрольской мегавпадины нижнеюрских тогурских нефтематеринских отложений в пониженных зонах депрессии. Потенциальная нефтегазоносность палеозойских отложений подтверждена открытием залежей УВ в Чузикско- Чижапской мезоседловине, примыкающей к Нюрольской мегавпадине с юго-востока. Открыты месторождения и в нижнеюрских отложениях. Поэтому Нюрольская мегавпадины является перспективной территорией для проведения нефтегеологического прогнозирования на нижнеюрский и доюрский НГК.
Расширение ресурсной базы УВ Томской области возможно за счет новых земель на Правобережье. В Усть-Тымской мегавпадине нефтематеринская тогурская свита вскрыта многими скважинами в пониженных формах рельефа депрессии, Открытие непромышленных залежей нефти на Толпаровской и Колпашевской площадях и общегеологические предпосылки дают основание отнести Усть-Тымскую мегавпадину к категории перспективных на обнаружение УВ в нижнеюрских отложениях. Промышленная нефтегазоносность доюрских отложений установлена на Чкаловском и Ясном месторождениях, что подтверждает перспективность этого стратиграфического уровня. Таким образом, территория Усть-Тымской мегападины является перспективной для проведения нефтегеологического прогнозирования на нижнеюрский и доюрский НГК.
Цель настоящих исследований - выполнение зонального прогноза нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов на территориях центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и выработка предложений по очередности ввода перспективных участков поисков.
Задачи исследований
1. Систематизация и анализ результатов геолого-геофизической изученности нижнеюрских и доюрских НГК территорий Усть-Тымской, Нюрольской мегавпадин и Верхнеляминского вала.
2. Разработка методики нефтегеологической интерпретации комплекса геологогеофизических данных применительно к зональному районированию нижнеюрских и доюрских резервуаров указанных территорий по плотности ресурсов первично-аккумулированных нефтей.
3. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских и доюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления по относительной плотности ресурсов нефтей.
4. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Нюрольской мегавпадины и структур обрамления по относительной плотности ресурсов.
5. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Верхнеляминского вала по относительной плотности ресурсов.
Научная новизна работы
1. В качестве базового звена методики нефтегеологической интерпретации геологогеофизических данных принят метод палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, основанный на решении прямых и обратных задач нестационарной геотермии. В развернутом виде продемонстрировано применение данных геотермии, как формирующегося метода разведочной геофизики, для решения прогнозно-поисковых задач нефтегазовой геологии.
2. Экспериментально обоснована и принята концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири. Эта концепция определила «конфигурацию» методических средств (методику) интерпретации комплекса имеющихся геолого-геофизических данных, решающих задачу об источнике углеводородов, что обеспечивает эффективность стратегии поисков.
3. Установлено и количественно оценено, как существенное, влияние палеоклимата на термическую историю и степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты, формирующей залежи углеводородов нижнеюрских и доюрских резервуаров Западной Сибири. В примененной методике исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, индивидуального для палеоклиматической зоны территорий исследований.
4. Выполнен зональный прогноз нефтегазоносности для малоизученных земель и
стратиграфических уровней центральной и юго-восточной частей Западной Сибири с использованием метода геотермии, позволившего выполнить анализ и количественную интерпретацию всего доступного комплекса геолого-геофизических данных.
Теоретическая и практическая значимость работы
1. Разработанная методика нефтегеологической интерпретации комплекса геологогеофизических данных, ведущая роль в которой принадлежит моделированию геоструктурной и термической истории материнских отложений и резервуаров, может быть рекомендована для прогнозирования нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских НГК других перспективных территорий Западной Сибири.
2. Выполнено построение карт распределения расчетных значений плотности теплового потока Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин - структур I порядка Западной Сибири. Проведено заверочное сопоставление расчетных значений плотности теплового потока с данными о плотности теплового потока, полученными экспериментальным путем А.Р. Курчиковым и Б.П. Ставицким (1987 г.), А.Д. Дучковым (2000 г.). Сопоставление показало, что расчетные результаты вполне согласуются с проведенными экспериментальными исследованиями и, следовательно, заметно дополняют каталог данных о тепловом потоке - фундаментальном параметре для любого геодинамического анализа.
3. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон для резервуаров нижней юры, коры выветривания и палеозоя Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления (более 90 тыс. км2).
4. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон для резервуаров нижней юры Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления (порядка 40 тыс. км2).
5. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон для резервуаров нижней юры Верхнеляминского вала (более 5 тыс. км2).
Методология и методы исследования
Методологической основой исследований является фундаментальная модель процессов нефтегазообразования А.Э. Конторовича, определяющая пороговые геотемпературы вхождения материнских пород в зону интенсивной генерации нефти - главную зону нефтеобразования (ГЗН) и формирующая прогностические критерии поисков.
Важным теоретическим обоснованием исследований является концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири. Концепция «юрского источника» экспериментально обоснована в работах В.И. Исаева, Ю.В. Коржова и Г.А. Лобовой с соавторами. Эта концепция определила «конфигурацию» методических средств (методику) нефтегеологической интерпретации комплекса имеющихся геолого-геофизических данных.
Базовым элементом методики исследований является метод палеотемпературного моделирования - интерпретационный метод геотермии. Геотермия формируется как метод разведочной геофизики, начиная с работ В.Н. Дахнова и Д.И. Дьяконова, в исследованиях Ю.И. Галушкина, А.Д. Дучкова, В.И. Исаева, А.Р. Курчикова, Р.И. Кутаса, Н.В. Лопатина, В.И. Старостенко, М.Д. Хуторского и других ученых. Геотермия органически «вписывается» в методику прогноза и поисков углеводородов в нижнеюрских горизонтах и доюрском основании Западной Сибири, решая концептуальную задачу об источнике УВ.
Положения, выносимые на защиту
1. Разработана методика нефтегеологической интерпретации комплекса геологогеофизических данных, базовая роль в которой принадлежит геотермии - методу палеотемпературного моделирования. Целевое назначение методики - прогнозирование нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских отложений Западной Сибири.
2. Созданы модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематеринских баженовских и тогурских отложений, модели аккумулирующих резервуаров и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского и доюрского НГК Усть- Тымской мегавпадины и структур обрамления.
3. Определены палеотемпературные потенциала нефтематеринских тогурских
аккумулирующих резервуаров и выполнен нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины и структур обрамления.
4. Дана оценка термических условий реализации генерационного потенциала
нефтематеринских тогурских отложений, палеоструктурной обстановки аккумулирующего резервуара и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского НГК
Верхнеляминского вала.
Степень достоверности результатов
1. Представительные глубокие скважины выбирались по следующим критериям: 1) наличие ощутимых притоков флюида при испытании пластов, что повышает достоверность пластовых температур, используемых в качестве «наблюденных» для палеотемпературного моделирования; 2) наличие определений максимальных геотемператур по ОСВ, используемых в качестве «наблюденных», что существенно повышает достоверность результатов палеотемпературного моделирования; 3) достаточно равномерное распределение скважин по территории исследования, что является важным условием корректности последующей интерполяции при построении прогнозных карт.
2. Выполнена оценка погрешностей измеренных пластовых температур и температур по ОСВ, используемых при палеотемпературном моделировании. Это позволило оценить погрешность расчетных значений плотности теплового потока и корректно построить карты расчетных значений плотности теплового потока, карты расчетных значений геотемператур.
3. Выполненное сопоставление расчетных значений плотности теплового потока с ранее проведенными экспериментальными определениями плотности теплового потока Западной Сибири, показало их согласованность.
4. Сопоставительными расчетами установлено, что используемый нами программный комплекс TeploDialog, как компьютерная реализация метода палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, по точности расчетов не уступает широко известному отечественному программному комплексу численного моделирования геотермического режима пород нефтематеринских свит - комплексу ГАЛО.
5. Выполненный прогноз нефтегазоносности и районирование нижнеюрских и доюрских резервуаров территорий исследования подтверждается сопоставлением с данными испытаний нижнеюрских пластов, коры выветривания и интервалов палеозоя в глубоких скважинах.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты, представленные в диссертационной работе, докладывались на Международных семинарах «Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей» им. Д.Г. Успенского (Казань, 2009; Воронеж, 2012;
Москва, 2013; Екатеринбург, 2014; Пермь, 2015); на Научных чтениях памяти Ю.П. Булашевича «Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интерпретация геофизических полей» (Екатеринбург, 2011, 2013); на Международном научно-практическом форуме
«Нефтегазовый комплекс Сибири: современное состояние и перспективы развития» (Томск, 2012, 2013). Основные положения диссертационной работы изложены в 48 публикациях диссертанта, в том числе: 2 монографии и 23 статьи в журналах перечня ВАК. Результаты также представлены в 3-х отчетах о НИР федеральных и отраслевых целевых программ.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность за полезные советы в работе научному консультанту профессору В.И. Исаеву. Автор глубоко признателен академику НАН Украины В.И. Старостенко, чл.-корр. РАН В.А. Конторовичу, профессору В.Н. Глазневу, рекомендовавшим для публикации основные материалы исследований. Автор признателен профессору МГУ Ю.И. Галушкину, профессору М. Д. Хуторскому и коллективу сотрудников Лаборатории тепломассопереноса ГИН РАН за консультации при прохождении научной стажировки. Автор признателен д. г.-м. н. А.Н. Фомину А.Н., д.т.н. М.Э. Рояку, д. г.-м. н. В.Ю. Косыгину, к.х.м. Ю.В. Коржову, Власовой А.В., Гуленок Р.Ю., Жильцовой А.А., Исаевой О.С., Искоркиной А.А., Криницыной К.Е., Кудряшовой Л.К., Кузиной М.Я., Лазареву Г.И., Нгуену Х.Б., Осиповой Е.Н., Останковой Ю.Г., Пракойо Ф.С., Попову С.А., Сунгуровой О.Г., Стоцкому В.В., Хашитовой А.Б. - коллегам по совместным исследованиям. Автор благодарит профессора Л.Я. Ерофеева, профессора А.К. Мазурова, директора Института природных ресурсов А.Ю. Дмитриева, заведующего кафедрой геофизики Ю.В. Колмакова за поддержку работы в Томском политехническом университете.
О перспективах нефтегазоносности пород фундамента Западно-Сибирской плиты еще в 30-40-е годы XX века высказывались И.М. Губкин, Д.Л. Степанов, Н.С. Шатский, М.М. Чарыгин, Н.А. Кудрявцев, М.К. Коровин и другие ученые. Позднее, в 70-е годы, перспективность доюрских отложений в отношении нефтегазоносности отмечали в своих работах А.А. Трофимук, Ф.Г. Гурари, В.С. Сурков, В.С. Бочкарев, В.С. Вышемирский, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Н.П. Запивалов. В последние десятилетия большое внимание нефтегазоносности фундамента и зоны контакта уделяется в работах С.Ф. Богачева, Е.Е. Даненберга, Г.И. Тищенко, В.А. Конторовича, А.В. Ежовой, А.Е. Кавешникова и других исследователей. Открытие промышленных залежей на Талинском, Салымском, Новопортовском и ряде других месторождений позволило отнести базальные горизонты нижней юры к одному из перспективных для обнаружения скоплений УВ. Тем не менее, планомерных геологоразведочных работ на обнаружение залежей в этих НГК не проводилось.
Таким образом, нижнеюрский и доюрский нефтегазоносные комплексы в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции являются перспективными объектами наращивания ресурсной базы на ближайшие годы. Исследования, направленные на решение указанной проблемы - зональную оценку и районирование по плотности ресурсов этих объектов для планирования поисков, являются своевременными и актуальными.
Степень разработанности темы
В центральной части Западной Сибири, в Югорской зоне нефтенакопления, включающей Верхнеляминский вал, в нижнеюрских разрезах установлено наличие потенциально нефтематеринских отложений. Мощности тогурской и радомской толщ, содержание Сорг и катагенетическая зрелость рассеянного органического вещества (РОВ) обуславливают их 4
высокий нефтегенерационный потенциал. Здесь установлено наличие резервуаров в нижнеюрских и доюрских отложениях, а открытие залежей УВ в этих горизонтах на Тартасинской, Апрельской и Назымской площадях доказывает реализацию их аккумуляционного потенциала. Поэтому малоизученная территория Верхнеляминского вала является перспективной для проведения нефтегеологического прогнозирования и выработки рекомендаций по очередности проведения поисков на нижнеюрский и доюрский НГК в пределах центральной части Западной Сибири.
Для расширения ресурсной базы юго-востока Западной Сибири - территории Томской области, с хорошо развитой инфраструктурой нефтедобычи, необходимо проведение исследований и введение новых объектов, связанных с малоизученными глубокозалегающими нижнеюрскими и палеозойскими отложениями. Анализ результатов геолого-геофизической изученности указывает на распространение в пределах Нюрольской мегавпадины нижнеюрских тогурских нефтематеринских отложений в пониженных зонах депрессии. Потенциальная нефтегазоносность палеозойских отложений подтверждена открытием залежей УВ в Чузикско- Чижапской мезоседловине, примыкающей к Нюрольской мегавпадине с юго-востока. Открыты месторождения и в нижнеюрских отложениях. Поэтому Нюрольская мегавпадины является перспективной территорией для проведения нефтегеологического прогнозирования на нижнеюрский и доюрский НГК.
Расширение ресурсной базы УВ Томской области возможно за счет новых земель на Правобережье. В Усть-Тымской мегавпадине нефтематеринская тогурская свита вскрыта многими скважинами в пониженных формах рельефа депрессии, Открытие непромышленных залежей нефти на Толпаровской и Колпашевской площадях и общегеологические предпосылки дают основание отнести Усть-Тымскую мегавпадину к категории перспективных на обнаружение УВ в нижнеюрских отложениях. Промышленная нефтегазоносность доюрских отложений установлена на Чкаловском и Ясном месторождениях, что подтверждает перспективность этого стратиграфического уровня. Таким образом, территория Усть-Тымской мегападины является перспективной для проведения нефтегеологического прогнозирования на нижнеюрский и доюрский НГК.
Цель настоящих исследований - выполнение зонального прогноза нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов на территориях центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и выработка предложений по очередности ввода перспективных участков поисков.
Задачи исследований
1. Систематизация и анализ результатов геолого-геофизической изученности нижнеюрских и доюрских НГК территорий Усть-Тымской, Нюрольской мегавпадин и Верхнеляминского вала.
2. Разработка методики нефтегеологической интерпретации комплекса геологогеофизических данных применительно к зональному районированию нижнеюрских и доюрских резервуаров указанных территорий по плотности ресурсов первично-аккумулированных нефтей.
3. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских и доюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления по относительной плотности ресурсов нефтей.
4. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Нюрольской мегавпадины и структур обрамления по относительной плотности ресурсов.
5. Моделирование термической истории и реализации нефтегенерационного потенциала тогурских отложений, реализации аккумулирующих возможностей нижнеюрских резервуаров, районирование этих резервуаров Верхнеляминского вала по относительной плотности ресурсов.
Научная новизна работы
1. В качестве базового звена методики нефтегеологической интерпретации геологогеофизических данных принят метод палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, основанный на решении прямых и обратных задач нестационарной геотермии. В развернутом виде продемонстрировано применение данных геотермии, как формирующегося метода разведочной геофизики, для решения прогнозно-поисковых задач нефтегазовой геологии.
2. Экспериментально обоснована и принята концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири. Эта концепция определила «конфигурацию» методических средств (методику) интерпретации комплекса имеющихся геолого-геофизических данных, решающих задачу об источнике углеводородов, что обеспечивает эффективность стратегии поисков.
3. Установлено и количественно оценено, как существенное, влияние палеоклимата на термическую историю и степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты, формирующей залежи углеводородов нижнеюрских и доюрских резервуаров Западной Сибири. В примененной методике исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, индивидуального для палеоклиматической зоны территорий исследований.
4. Выполнен зональный прогноз нефтегазоносности для малоизученных земель и
стратиграфических уровней центральной и юго-восточной частей Западной Сибири с использованием метода геотермии, позволившего выполнить анализ и количественную интерпретацию всего доступного комплекса геолого-геофизических данных.
Теоретическая и практическая значимость работы
1. Разработанная методика нефтегеологической интерпретации комплекса геологогеофизических данных, ведущая роль в которой принадлежит моделированию геоструктурной и термической истории материнских отложений и резервуаров, может быть рекомендована для прогнозирования нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских НГК других перспективных территорий Западной Сибири.
2. Выполнено построение карт распределения расчетных значений плотности теплового потока Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин - структур I порядка Западной Сибири. Проведено заверочное сопоставление расчетных значений плотности теплового потока с данными о плотности теплового потока, полученными экспериментальным путем А.Р. Курчиковым и Б.П. Ставицким (1987 г.), А.Д. Дучковым (2000 г.). Сопоставление показало, что расчетные результаты вполне согласуются с проведенными экспериментальными исследованиями и, следовательно, заметно дополняют каталог данных о тепловом потоке - фундаментальном параметре для любого геодинамического анализа.
3. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематеринских тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон для резервуаров нижней юры, коры выветривания и палеозоя Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления (более 90 тыс. км2).
4. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон для резервуаров нижней юры Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления (порядка 40 тыс. км2).
5. Построены модели термической истории и реализации генерационного потенциала тогурских отложений, проведено районирование и ранжирование зон для резервуаров нижней юры Верхнеляминского вала (более 5 тыс. км2).
Методология и методы исследования
Методологической основой исследований является фундаментальная модель процессов нефтегазообразования А.Э. Конторовича, определяющая пороговые геотемпературы вхождения материнских пород в зону интенсивной генерации нефти - главную зону нефтеобразования (ГЗН) и формирующая прогностические критерии поисков.
Важным теоретическим обоснованием исследований является концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири. Концепция «юрского источника» экспериментально обоснована в работах В.И. Исаева, Ю.В. Коржова и Г.А. Лобовой с соавторами. Эта концепция определила «конфигурацию» методических средств (методику) нефтегеологической интерпретации комплекса имеющихся геолого-геофизических данных.
Базовым элементом методики исследований является метод палеотемпературного моделирования - интерпретационный метод геотермии. Геотермия формируется как метод разведочной геофизики, начиная с работ В.Н. Дахнова и Д.И. Дьяконова, в исследованиях Ю.И. Галушкина, А.Д. Дучкова, В.И. Исаева, А.Р. Курчикова, Р.И. Кутаса, Н.В. Лопатина, В.И. Старостенко, М.Д. Хуторского и других ученых. Геотермия органически «вписывается» в методику прогноза и поисков углеводородов в нижнеюрских горизонтах и доюрском основании Западной Сибири, решая концептуальную задачу об источнике УВ.
Положения, выносимые на защиту
1. Разработана методика нефтегеологической интерпретации комплекса геологогеофизических данных, базовая роль в которой принадлежит геотермии - методу палеотемпературного моделирования. Целевое назначение методики - прогнозирование нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских отложений Западной Сибири.
2. Созданы модели термической истории и реализации генерационного потенциала нефтематеринских баженовских и тогурских отложений, модели аккумулирующих резервуаров и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского и доюрского НГК Усть- Тымской мегавпадины и структур обрамления.
3. Определены палеотемпературные потенциала нефтематеринских тогурских
аккумулирующих резервуаров и выполнен нижнеюрского НГК Нюрольской мегавпадины и структур обрамления.
4. Дана оценка термических условий реализации генерационного потенциала
нефтематеринских тогурских отложений, палеоструктурной обстановки аккумулирующего резервуара и выполнен зональный прогноз нефтегазоносности нижнеюрского НГК
Верхнеляминского вала.
Степень достоверности результатов
1. Представительные глубокие скважины выбирались по следующим критериям: 1) наличие ощутимых притоков флюида при испытании пластов, что повышает достоверность пластовых температур, используемых в качестве «наблюденных» для палеотемпературного моделирования; 2) наличие определений максимальных геотемператур по ОСВ, используемых в качестве «наблюденных», что существенно повышает достоверность результатов палеотемпературного моделирования; 3) достаточно равномерное распределение скважин по территории исследования, что является важным условием корректности последующей интерполяции при построении прогнозных карт.
2. Выполнена оценка погрешностей измеренных пластовых температур и температур по ОСВ, используемых при палеотемпературном моделировании. Это позволило оценить погрешность расчетных значений плотности теплового потока и корректно построить карты расчетных значений плотности теплового потока, карты расчетных значений геотемператур.
3. Выполненное сопоставление расчетных значений плотности теплового потока с ранее проведенными экспериментальными определениями плотности теплового потока Западной Сибири, показало их согласованность.
4. Сопоставительными расчетами установлено, что используемый нами программный комплекс TeploDialog, как компьютерная реализация метода палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, по точности расчетов не уступает широко известному отечественному программному комплексу численного моделирования геотермического режима пород нефтематеринских свит - комплексу ГАЛО.
5. Выполненный прогноз нефтегазоносности и районирование нижнеюрских и доюрских резервуаров территорий исследования подтверждается сопоставлением с данными испытаний нижнеюрских пластов, коры выветривания и интервалов палеозоя в глубоких скважинах.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты, представленные в диссертационной работе, докладывались на Международных семинарах «Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей» им. Д.Г. Успенского (Казань, 2009; Воронеж, 2012;
Москва, 2013; Екатеринбург, 2014; Пермь, 2015); на Научных чтениях памяти Ю.П. Булашевича «Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интерпретация геофизических полей» (Екатеринбург, 2011, 2013); на Международном научно-практическом форуме
«Нефтегазовый комплекс Сибири: современное состояние и перспективы развития» (Томск, 2012, 2013). Основные положения диссертационной работы изложены в 48 публикациях диссертанта, в том числе: 2 монографии и 23 статьи в журналах перечня ВАК. Результаты также представлены в 3-х отчетах о НИР федеральных и отраслевых целевых программ.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность за полезные советы в работе научному консультанту профессору В.И. Исаеву. Автор глубоко признателен академику НАН Украины В.И. Старостенко, чл.-корр. РАН В.А. Конторовичу, профессору В.Н. Глазневу, рекомендовавшим для публикации основные материалы исследований. Автор признателен профессору МГУ Ю.И. Галушкину, профессору М. Д. Хуторскому и коллективу сотрудников Лаборатории тепломассопереноса ГИН РАН за консультации при прохождении научной стажировки. Автор признателен д. г.-м. н. А.Н. Фомину А.Н., д.т.н. М.Э. Рояку, д. г.-м. н. В.Ю. Косыгину, к.х.м. Ю.В. Коржову, Власовой А.В., Гуленок Р.Ю., Жильцовой А.А., Исаевой О.С., Искоркиной А.А., Криницыной К.Е., Кудряшовой Л.К., Кузиной М.Я., Лазареву Г.И., Нгуену Х.Б., Осиповой Е.Н., Останковой Ю.Г., Пракойо Ф.С., Попову С.А., Сунгуровой О.Г., Стоцкому В.В., Хашитовой А.Б. - коллегам по совместным исследованиям. Автор благодарит профессора Л.Я. Ерофеева, профессора А.К. Мазурова, директора Института природных ресурсов А.Ю. Дмитриева, заведующего кафедрой геофизики Ю.В. Колмакова за поддержку работы в Томском политехническом университете.
В нижнеюрских разрезах скважин Верхнеляминского вала мощности, содержание Сорг и катагенетическая зрелость РОВ тогурской толщи позволяют отметить ее высокий нефтегенерационный потенциал. Территория Верхнеляминского вала явилась перспективной для проведения исследований в пределах центральной части Западной Сибири.
В Нюрольской мегавпадине распространены тогурские нефтематеринские отложения в пониженных зонах депрессии. Здесь развиты нижнеюрские резервуары. Нюрольская мегавпадина и структуры ее обрамления явились перспективной территорией для проведения исследований на юго-востоке Западной Сибири.
В Усть-Тымской мегавпадине тогурская свита распространена в пониженных формах рельефа депрессии и имеет геохимические параметры, определяющие ее высокий генерационный потенциал. Промышленная нефтегазоносность доюрских отложений, залежи нефти в нижнеюрских отложениях дали основание отнести территорию Усть-Тымской мегавпадины к категории перспективных для проведения исследований на юго-востоке Западной Сибири.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение, следующие:
1. Экспериментально обоснована и принята концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири.
2. В качестве базового звена методики нефтегеологической интерпретации реализован метод палеотемпературного моделирования, основанный на решении прямых и обратных задач геотермии в условиях седиментации. Интерпретационная модель решает концептуальную задачу об источнике УВ.
3. Применение метода палеотемпературного моделирования обеспечило анализ и количественную интерпретацию всего доступного комплекса геолого-геофизических данных.
4. Оценена погрешность расчетных значений плотности теплового потока и геотемператур. Схематические карты плотности теплового потока построены с сечением изолиний (1-2) мВт/м2, схематические карты расчетных значений геотемператур - с сечением изолиний (1-2) ОС.
5. В методике исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, индивидуальный для палеоклиматической зоны территорий исследований.
6. Сопоставительными расчетами установлено, что используемый программный
комплекс TeploDialog, как компьютерная реализация метода палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, по эффективности не уступает лучшим отечественным программным комплексам.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 2-ое защищаемое положение, следующие:
1. Для Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления выполнено моделирование и построена карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза. Сопоставление расчетных значений с данными о плотности теплового потока, полученными экспериментальным путем, подтвердило достоверность модельных расчетов.
2. Восстановлена термическая история всех свит, включая нефтепроизводящую тогурскую. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской свите.
3. Рассчитан интегральный показатель плотности ресурсов, выполнено построение карты распределения значений относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей.
4. Закартированы аккумулирующие объемы нижнеюрских и доюрских резервуаров и построены карты распределения относительной плотности ресурсов первично- аккумулированных тогурских нефтей Усть-Тымской мегавпадины для резервуаров пласта Ю16, и пласта Ю15, резервуара коры выветривания и палеозойского резервуара.
5. Выделены и рекомендованы в качестве первоочередных для поисков наиболее перспективные зоны и районы: для нижнеюрских резервуаров - зона, приуроченная к центральной части Неготского мезопрогиба; для резервуара коры выветривания - район северо-восточного борта мегавпадины; для палеозойского резервуара - зона, объединяющая земли северо-восточного склона Северо-Парабельской мегамоноклинали и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба.
6. Установлено, что согласованность геофизического прогноза с данными бурения составляет порядка 95%.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 3-е защищаемое положение, следующие:
1. Для Нюрольской мегавпадины и структур обрамления выполнено моделирование
плотности теплового потока из основания осадочного разреза и построена карта. Достоверность расчетных значений подтверждается проведенными ранее экспериментальными исследованиями.
2. Восстановлена термическая история свит и толщ осадочного чехла. Построен
комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской свите.
3. Рассчитан интегральный показатель относительной плотности ресурсов и построена карта распределения плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей.
4. Построены схематические карты распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей для резервуара пласта Ю16 и резервуара пласта Ю15, раздельно.
5. Выделена и рекомендована первоочередная зона для изучения и освоения нижнеюрских резервуаров. Это северный борт Тамрадской впадины.
6. Достоверность прогноза перспектив первоочередной зоны согласуется с результатами испытаний скважин.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 4-е защищаемое положение, следующие:
1. Выполнен расчет плотности тепловых потоков Верхнеляминского вала. Построенные карты расчетных значений плотности теплового потока не противоречат значениям этого параметра, полученным экспериментальным путем.
2. В разрезах скважин, вскрывших нижнеюрскую шеркалинскую свиту, восстановлена термическая история тогурских отложений. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти, определены зоны аккумуляции тогурских нефтей.
3. Рассчитан интегральный показатель для зон аккумуляции тогурских нефтей, учитывающий размер площади нефтесбора, температуру очага генерации нефти и время действия очага.
4. Зоны аккумуляции тогурских нефтей Верхнеляминского вала дифференцированы (ранжированы) по интегральному показателю, локализуя прогнозные ресурсы углеводородов. Высокоперспективные зоны нижнеюрских резервуаров прогнозируются на землях Апрельского месторождения и Верхненазымской поисковой площади, а также в полосе выклинивания шеркалинских отложений в северо-восточной и центральной частях вала.
5. Дифференциация зон локализации тогурских нефтей согласуется с результатами испытаний скважин.
Представляется целесообразным применить разработанную методику
нефтегеологической интерпретации и прогнозирования, в основе которой лежит метод палеотемпературного моделирования, для зональной оценки нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов других территорий Западной Сибири.
В Нюрольской мегавпадине распространены тогурские нефтематеринские отложения в пониженных зонах депрессии. Здесь развиты нижнеюрские резервуары. Нюрольская мегавпадина и структуры ее обрамления явились перспективной территорией для проведения исследований на юго-востоке Западной Сибири.
В Усть-Тымской мегавпадине тогурская свита распространена в пониженных формах рельефа депрессии и имеет геохимические параметры, определяющие ее высокий генерационный потенциал. Промышленная нефтегазоносность доюрских отложений, залежи нефти в нижнеюрских отложениях дали основание отнести территорию Усть-Тымской мегавпадины к категории перспективных для проведения исследований на юго-востоке Западной Сибири.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение, следующие:
1. Экспериментально обоснована и принята концепция «юрского источника» как главного источника углеводородов, формирующего залежи в нижнеюрских и доюрских резервуарах центральной части и юго-востока Западной Сибири.
2. В качестве базового звена методики нефтегеологической интерпретации реализован метод палеотемпературного моделирования, основанный на решении прямых и обратных задач геотермии в условиях седиментации. Интерпретационная модель решает концептуальную задачу об источнике УВ.
3. Применение метода палеотемпературного моделирования обеспечило анализ и количественную интерпретацию всего доступного комплекса геолого-геофизических данных.
4. Оценена погрешность расчетных значений плотности теплового потока и геотемператур. Схематические карты плотности теплового потока построены с сечением изолиний (1-2) мВт/м2, схематические карты расчетных значений геотемператур - с сечением изолиний (1-2) ОС.
5. В методике исследований реализован учет «местного» векового хода температур на поверхности Земли, индивидуальный для палеоклиматической зоны территорий исследований.
6. Сопоставительными расчетами установлено, что используемый программный
комплекс TeploDialog, как компьютерная реализация метода палеотектонических и палеотемпературных реконструкций, по эффективности не уступает лучшим отечественным программным комплексам.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 2-ое защищаемое положение, следующие:
1. Для Усть-Тымской мегавпадины и структур обрамления выполнено моделирование и построена карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза. Сопоставление расчетных значений с данными о плотности теплового потока, полученными экспериментальным путем, подтвердило достоверность модельных расчетов.
2. Восстановлена термическая история всех свит, включая нефтепроизводящую тогурскую. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской свите.
3. Рассчитан интегральный показатель плотности ресурсов, выполнено построение карты распределения значений относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей.
4. Закартированы аккумулирующие объемы нижнеюрских и доюрских резервуаров и построены карты распределения относительной плотности ресурсов первично- аккумулированных тогурских нефтей Усть-Тымской мегавпадины для резервуаров пласта Ю16, и пласта Ю15, резервуара коры выветривания и палеозойского резервуара.
5. Выделены и рекомендованы в качестве первоочередных для поисков наиболее перспективные зоны и районы: для нижнеюрских резервуаров - зона, приуроченная к центральной части Неготского мезопрогиба; для резервуара коры выветривания - район северо-восточного борта мегавпадины; для палеозойского резервуара - зона, объединяющая земли северо-восточного склона Северо-Парабельской мегамоноклинали и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба.
6. Установлено, что согласованность геофизического прогноза с данными бурения составляет порядка 95%.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 3-е защищаемое положение, следующие:
1. Для Нюрольской мегавпадины и структур обрамления выполнено моделирование
плотности теплового потока из основания осадочного разреза и построена карта. Достоверность расчетных значений подтверждается проведенными ранее экспериментальными исследованиями.
2. Восстановлена термическая история свит и толщ осадочного чехла. Построен
комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской свите.
3. Рассчитан интегральный показатель относительной плотности ресурсов и построена карта распределения плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей.
4. Построены схематические карты распределения относительной плотности ресурсов первично-аккумулированных тогурских нефтей для резервуара пласта Ю16 и резервуара пласта Ю15, раздельно.
5. Выделена и рекомендована первоочередная зона для изучения и освоения нижнеюрских резервуаров. Это северный борт Тамрадской впадины.
6. Достоверность прогноза перспектив первоочередной зоны согласуется с результатами испытаний скважин.
Результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 4-е защищаемое положение, следующие:
1. Выполнен расчет плотности тепловых потоков Верхнеляминского вала. Построенные карты расчетных значений плотности теплового потока не противоречат значениям этого параметра, полученным экспериментальным путем.
2. В разрезах скважин, вскрывших нижнеюрскую шеркалинскую свиту, восстановлена термическая история тогурских отложений. Построен комплект карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти, определены зоны аккумуляции тогурских нефтей.
3. Рассчитан интегральный показатель для зон аккумуляции тогурских нефтей, учитывающий размер площади нефтесбора, температуру очага генерации нефти и время действия очага.
4. Зоны аккумуляции тогурских нефтей Верхнеляминского вала дифференцированы (ранжированы) по интегральному показателю, локализуя прогнозные ресурсы углеводородов. Высокоперспективные зоны нижнеюрских резервуаров прогнозируются на землях Апрельского месторождения и Верхненазымской поисковой площади, а также в полосе выклинивания шеркалинских отложений в северо-восточной и центральной частях вала.
5. Дифференциация зон локализации тогурских нефтей согласуется с результатами испытаний скважин.
Представляется целесообразным применить разработанную методику
нефтегеологической интерпретации и прогнозирования, в основе которой лежит метод палеотемпературного моделирования, для зональной оценки нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов других территорий Западной Сибири.