Помощь студентам в учебе
ЗОНАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ДОЮРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ ГЕОТЕРМИИ (ПРОМЫСЛОВЫЕ РАЙОНЫ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)
|
ВВЕДЕНИЕ 4
1 СОСТОЯНИЕ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ
ФУНДАМЕНТА 9
1.1 Тектоника доюрского фундамента 11
1.2 Стратиграфия и вещественный состав палеозойских отложений 21
1.3 Нефтегазоносность и характеристика нефтематеринских пород 32
1.4 Тепловое поле и нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты 38
1.5 Перспективы нефтегазоносности доюрского НГК 48
1.6 Выводы 60
2 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ 62
2.1 Палеотемпературное моделирование 63
2.2 Нефтегеологическое зональное районирование 67
3 КОЛТОГОРСКИЙ МЕЗОПРОГИБ И СТРУКТУРЫ ОБРАМЛЕНИЯ 69
3.1 Общая нефтегеологическая характеристика 69
3.2 Моделирование глубинного теплового потока 73
3.3 Моделирование термической истории материнской свиты и картирование
катагенетических очагов генерации тогурской нефти 86
3.4 Сводная характеристика глубинного теплового потока и термической
истории тогурской свиты 96
3.5 Резервуар коры выветривания и его зональное нефтегеологическое
районирование 97
3.6 Резервуар внутреннего палеозоя и его зональное нефтегеологическое
районирование 112
3.7 Сводная характеристика прогноза нефтегазоносности доюрского комплекса 121
4 НЮРОЛЬСКАЯ МЕГАВПАДИНА И СТРУКТУРЫ ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ 123
4.1 Общая нефтегеологическая характеристика 123
4.2 Резервуар коры выветривания и его зональное нефтегеологическое
районирование 128
4.3 Резервуар внутреннего палеозоя и его зональное нефтегеологическое
районирование 141
4.4 Корреляция распределения плотности теплового потока, петротипов пород,
плотности разрывных нарушений 150
4.4.1 Исходные данные 151
4.4.2 Применяемые методики статистического
анализа 152
4.4.3 Влияние литологического фактора 154
4.4.4 Влияние плотности дизъюнктивных нарушений 157
4.5 Сводная характеристика прогноза нефтегазоносности доюрского комплекса 159
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 161
ЛИТЕРАТУРА 165
1 СОСТОЯНИЕ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ
ФУНДАМЕНТА 9
1.1 Тектоника доюрского фундамента 11
1.2 Стратиграфия и вещественный состав палеозойских отложений 21
1.3 Нефтегазоносность и характеристика нефтематеринских пород 32
1.4 Тепловое поле и нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты 38
1.5 Перспективы нефтегазоносности доюрского НГК 48
1.6 Выводы 60
2 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ 62
2.1 Палеотемпературное моделирование 63
2.2 Нефтегеологическое зональное районирование 67
3 КОЛТОГОРСКИЙ МЕЗОПРОГИБ И СТРУКТУРЫ ОБРАМЛЕНИЯ 69
3.1 Общая нефтегеологическая характеристика 69
3.2 Моделирование глубинного теплового потока 73
3.3 Моделирование термической истории материнской свиты и картирование
катагенетических очагов генерации тогурской нефти 86
3.4 Сводная характеристика глубинного теплового потока и термической
истории тогурской свиты 96
3.5 Резервуар коры выветривания и его зональное нефтегеологическое
районирование 97
3.6 Резервуар внутреннего палеозоя и его зональное нефтегеологическое
районирование 112
3.7 Сводная характеристика прогноза нефтегазоносности доюрского комплекса 121
4 НЮРОЛЬСКАЯ МЕГАВПАДИНА И СТРУКТУРЫ ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ 123
4.1 Общая нефтегеологическая характеристика 123
4.2 Резервуар коры выветривания и его зональное нефтегеологическое
районирование 128
4.3 Резервуар внутреннего палеозоя и его зональное нефтегеологическое
районирование 141
4.4 Корреляция распределения плотности теплового потока, петротипов пород,
плотности разрывных нарушений 150
4.4.1 Исходные данные 151
4.4.2 Применяемые методики статистического
анализа 152
4.4.3 Влияние литологического фактора 154
4.4.4 Влияние плотности дизъюнктивных нарушений 157
4.5 Сводная характеристика прогноза нефтегазоносности доюрского комплекса 159
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 161
ЛИТЕРАТУРА 165
Перспективность палеозойских отложений в Западной Сибири на протяжении всей истории ее изучения оценивалась неоднозначно. О возможной перспективности палеозоя высказывались такие видные учёные как И. М. Губкин (1932), Н. С. Шатский (1932), М. М. Чарыгин (1933), Д. Л. Степанов (1934), М. К. Коровин (1934), Н. А. Кудрявцев (1943), Н. Н. Ростовцев (1958), Ю. К. Миронов, Л. И. Ровнин (1958) и другие. Однако открытие крупных месторождений в мезозойских отложениях несколько приостановили интерес к палеозою. Позже, высокую перспективность отмечал в своих работах академик А. А. Трофимук (1963 г.), выделяя палеозойский этаж как самостоятельный. Эту идею
поддержали В. С. Вышемирский (1971), И.А. Иванов (1975), Г. П. Худорожков (1975), Н. П. Запивалов (1975, 1984, 1985), В. И. Бененсон (1985, 1987). Несколько более
сдержанную оценку в то время этим отложениям давали А. Э. Конторович (1964), В. С. Бочкарев (1968), В. С. Сурков (1973), О. Г. Жеро (1973), И. И. Нестеров (1975). В 70-х годах 20 века в Томской области поисково-разведочные скважины практически всегда бурились со вскрытием отложений фундамента, что вскоре привело к массовому открытию сложных по геологическому строению и мелких по запасам залежей в доюрском комплексе в Чузикско-Чижапской зоне. Однако, в связи с тем, что поиски палеозойской нефти велись попутно с мезозойской, эффективность их была невысокой. Поэтому, до настоящего времени, доюрский нефтегазоносный комплекс, относимый к трудноизвлекаемым запасам, является одним из перспективных объектов воспроизводства и наращивания ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Ступакова, 2015; Ильинский, Прищепа, 2017; Конторович, 2018; Белозеров, 2018; Лобова и др., 2018). Сложившаяся в последние годы экономическая и геополитическая обстановка, приводящая к росту цен на сервисные услуги и нефтегазовое оборудование, побуждает планировать мероприятия по наращиванию добычи, в первую очередь, в рамках существующих фонда скважин и лицензионных границ. Такие территории обладают развитой инфраструктурой, что значительно может снижать капитальные затраты на разведку и освоение. Актуальность диссертационной работы определяется принадлежностью территории исследований к нефтепромысловым районам.
Объектом прогнозных исследований являются нефтематеринская тогурская свита и резервуары коры выветривания, внутреннего палеозоя в доюрском нефтегазоносном комплексе в пределах Колтогорского мезопрогиба, Нюрольской мегавпадины и структур их обрамления, расположенных в западной части Томской области.
Степень разработанности темы
Поиски залежей углеводородов в доюрском комплексе возможны при наличии резервуаров в отложениях фундамента и источника генерации нефти - нефтематеринской свиты. Основной нефтегенерирующей толщей для доюрского нефтегазоносного комплекса (НГК) большинством исследователей (Гончаров, 1987; Костырева, 2005; Фомин, 2011; Костырева, Москвин, Ян, 2014) признается нижнеюрская тогурская свита, которая имеется в пределах территории исследований. Высокий нефтегенерационный потенциал тогурских отложений подтверждается содержанием Сорг и катагенетической зрелостью рассеянного органического вещества в ней. Распространение коллектора с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в Колтогорском мезопрогибе и Нюрольской мегавпадине подтверждается открытием промышленных залежей, связанных как с корой выветривания, так и с внутренним палеозоем. В пределах территории исследований открыто порядка 15-и месторождений, а на ряде площадей получены прямые признаки нефтенасыщения пород этого стратиграфического уровня. Установленная ранее экспериментальным путем, возможность вертикальной миграции на 250 м вниз по разрезу от нефтематеринской толщи (Коржов и др., 2013; Кузина и др., 2014) дает основание на проведение нефтегеологического прогнозирования на доюрский НГК в границах латерального распространения тогурской свиты.
Цель настоящих исследований - определить первоочередные районы поисков на доюрский нефтегазоносный комплекс в пределах основных промысловых районов Томской области - Колтогорском мезопрогибе, Нюрольской мегавпадине и структурах их обрамления.
В диссертационной работе решалась следующая научная задача - выполнить зональное районирование резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины на основе комплексной технологии зонального прогнозирования нефтегазоносности доюрского основания, включающей геотермию как метод нефтепоисковой геофизики.
Решение задачи разделено на следующие этапы: 1) сбор, систематизация и анализ результатов геолого-геофизической изученности нефтегазоносности Колтогорского мезопрогиба, Нюрольской мегавпадины и структур их обрамления; 2) картирование и анализ латерального распространения и мощностей пермо-триасовой коры выветривания; 3) анализ петротипов доюрских пород в связи с возможностью образования вторичных коллекторов с хорошими ФЕС в коре выветривания и внутреннем палеозое; 4) компьютерное моделирование глубинного теплового потока и термической истории материнских тогурских отложений, выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти; 5) интегрированный анализ объемных и качественных характеристик потенциальных коллекторов доюрских отложений, районирование резервуара коры выветривания и внутреннего палеозоя Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины по плотности аккумуляции тогурской нефти; 6) анализ корреляции распределения плотности теплового потока, петротипов пород и плотности разрывных нарушений фундамента.
Научная новизна работы
1. На территории исследований восстановлена термическая история тогурской свиты, выявлены и закартированы катагенетические очаги генерации тогурской нефти.
2. На территории исследований выполнен зональный прогноз нефтегазоносности доюрского комплекса, отнесенного к трудноизвлекаемым запасам.
3. На территории исследований выполнен качественный и количественный анализ причин аномального распределения плотности теплового потока, его корреляция с литологией и плотностью разрывных нарушений фундамента.
Теоретическая и практическая значимость работы
1. Продемонстрирована реализация комплекса методических подходов и технологии зонального прогнозирования нефтегазоносности доюрского основания на примере трудноизвлекаемых ресурсов запада Томской области.
2. Выполнено районирование, ранжирование зон, районов резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя, предложены первоочередные участки для поисков и освоения доюрского комплекса на западе Томской области.
Методология и методы исследования
Исследования опираются на теоретические основы историко-геологического прогноза, получившие мощный импульс работами А.Э. Конторовича и др. (1967) и Н.Б. Вассоевича (1967), на методологию осадочно-миграционной теории нафтидогенеза - интенсивно развивающееся направление современной науки.
Основным звеном методики исследований является технология зонального прогнозирования нефтегазоносности, разрабатываемая Томской исследовательской школой геотермии (Исаев и др., 2014-2019).
Положения, выносимые на защиту
1. Детализированная карта глубинного теплового потока, рассчитанного решением обратной задачи геотермии в Колтогорском мезопрогибе и структурах обрамления, имеет средний уровень 53 мВт/м2, максимальные значения наблюдаются на южном склоне Александровского свода и достигают 70 мВт/м2, минимальные значения порядка 40 мВт/м2 закартированы в центральной части Средневасюганского мегавала. Распределение плотности теплового потока не находит значимой корреляции с расположением южного сегмента Колтогорско-Уренгойского палеорифта. На основе палеотемпературного моделирования выявлены катагенетические очаги генерации нефти в материнской тогурской свите и восстановлена их термическая история. Вхождение материнских пород в главную зону нефетеобразования начинается в альб-сеномане, достигая максимальных температур 130 °С в некрасовское время. Катагенетические условия главной фазы нефтеобразования сохраняются в тогурской свите практически на всей территории исследования до настоящего времени.
2. С учетом экспресс-оценки плотности генерации тогурской нефти и вертикальной миграции как преимущественной, объемной характеристики и потенциальных фильтрационно-емкостных свойств отложений коры выветривания и палеозоя выполнено зональное нефтегеологическое районирование пластов М и М1 Колтогорского мезопрогиба и структур его обрамления. Первоочередным районом для поисков залежей в нефтегазоносном горизонте зоны контакта и внутреннем палеозое является восточная часть Черемшанской мезоседловины и ее сочленение с северным бортом Колтогорского мезопрогиба и западным склоном Средневасюганского мегавала.
3. С учетом геотермии материнской свиты, оценки плотности генерации тогурской нефти, объемной характеристики и потенциальных фильтрационно-емкостных свойств отложений коры выветривания и палеозоя выполнено зональное нефтегеологическое районирование пластов М и М1 Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления. Первоочередными районами для поисков залежей в нефтегазоносном горизонте зоны контакта являются южные земли Центральнонюрольской мезовпадины. Первоочередные районы для поисков залежей в отложениях внутреннего палеозоя выделяются на территории южного борта Кулан-Игайской мезовпадины и зоны ее сочленения с Тамрадской мезовпадиной. Установлена корреляция распределения плотности теплового потока и литологии фундамента, отсутствие значительной корреляции теплового потока и плотности разрывных нарушений.
Степень достоверности результатов
1. Представительность моделируемых глубоких скважин, оптимальная «невязка» при расчете значений плотности теплового потока и геотемператур, позволившие построить корректные прогнозные карты.
2. Сопоставление и хорошая согласованность с экспериментальными
значениями плотности теплового потока.
3. Сопоставление и согласованность на уровне 75 % прогнозируемых
перспективных районов доюрского НГК с установленной нефтегазоносностью территории исследований.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты докладывались на Международных симпозиумах студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова (Томск, 2016, 2018, 2019); на XVII Уральской молодежной научной школе по геофизике (Екатеринбург, 2016); на Международном семинаре «Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей» им. Д.Г. Успенского (Пермь, 2019); на научных чтениях памяти Ю.П. Булашевича «Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интерпретация геофизических полей» (Екатеринбург, 2019); на Трофимуковских чтениях (Новосибирск, 2019).
Основные положения диссертационной работы изложены в 23 публикациях диссертанта, в том числе: 4-е статьи в журналах перечня ВАК, из них 3-и индексируемые в Scopus и Web of Sciences; 3-и статьи опубликованы в изданиях, индексируемых в Web of Sciences.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, д.г.-м.н. Г.А. Лобовой. Автор признателен академику НАН Украины В.И. Старостенко, профессору М.Д Хуторскому, рекомендовавшим для публикации основные материалы исследований, профессору В.И. Исаеву, за совместные исследования и консультации. Автор благодарит главного научного сотрудника ИНГГ СО РАН А.Н. Фомина и руководителя ТФ ФБУ ТФГИ по СФО О.С. Исаеву за предоставление данных.
поддержали В. С. Вышемирский (1971), И.А. Иванов (1975), Г. П. Худорожков (1975), Н. П. Запивалов (1975, 1984, 1985), В. И. Бененсон (1985, 1987). Несколько более
сдержанную оценку в то время этим отложениям давали А. Э. Конторович (1964), В. С. Бочкарев (1968), В. С. Сурков (1973), О. Г. Жеро (1973), И. И. Нестеров (1975). В 70-х годах 20 века в Томской области поисково-разведочные скважины практически всегда бурились со вскрытием отложений фундамента, что вскоре привело к массовому открытию сложных по геологическому строению и мелких по запасам залежей в доюрском комплексе в Чузикско-Чижапской зоне. Однако, в связи с тем, что поиски палеозойской нефти велись попутно с мезозойской, эффективность их была невысокой. Поэтому, до настоящего времени, доюрский нефтегазоносный комплекс, относимый к трудноизвлекаемым запасам, является одним из перспективных объектов воспроизводства и наращивания ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Ступакова, 2015; Ильинский, Прищепа, 2017; Конторович, 2018; Белозеров, 2018; Лобова и др., 2018). Сложившаяся в последние годы экономическая и геополитическая обстановка, приводящая к росту цен на сервисные услуги и нефтегазовое оборудование, побуждает планировать мероприятия по наращиванию добычи, в первую очередь, в рамках существующих фонда скважин и лицензионных границ. Такие территории обладают развитой инфраструктурой, что значительно может снижать капитальные затраты на разведку и освоение. Актуальность диссертационной работы определяется принадлежностью территории исследований к нефтепромысловым районам.
Объектом прогнозных исследований являются нефтематеринская тогурская свита и резервуары коры выветривания, внутреннего палеозоя в доюрском нефтегазоносном комплексе в пределах Колтогорского мезопрогиба, Нюрольской мегавпадины и структур их обрамления, расположенных в западной части Томской области.
Степень разработанности темы
Поиски залежей углеводородов в доюрском комплексе возможны при наличии резервуаров в отложениях фундамента и источника генерации нефти - нефтематеринской свиты. Основной нефтегенерирующей толщей для доюрского нефтегазоносного комплекса (НГК) большинством исследователей (Гончаров, 1987; Костырева, 2005; Фомин, 2011; Костырева, Москвин, Ян, 2014) признается нижнеюрская тогурская свита, которая имеется в пределах территории исследований. Высокий нефтегенерационный потенциал тогурских отложений подтверждается содержанием Сорг и катагенетической зрелостью рассеянного органического вещества в ней. Распространение коллектора с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в Колтогорском мезопрогибе и Нюрольской мегавпадине подтверждается открытием промышленных залежей, связанных как с корой выветривания, так и с внутренним палеозоем. В пределах территории исследований открыто порядка 15-и месторождений, а на ряде площадей получены прямые признаки нефтенасыщения пород этого стратиграфического уровня. Установленная ранее экспериментальным путем, возможность вертикальной миграции на 250 м вниз по разрезу от нефтематеринской толщи (Коржов и др., 2013; Кузина и др., 2014) дает основание на проведение нефтегеологического прогнозирования на доюрский НГК в границах латерального распространения тогурской свиты.
Цель настоящих исследований - определить первоочередные районы поисков на доюрский нефтегазоносный комплекс в пределах основных промысловых районов Томской области - Колтогорском мезопрогибе, Нюрольской мегавпадине и структурах их обрамления.
В диссертационной работе решалась следующая научная задача - выполнить зональное районирование резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины на основе комплексной технологии зонального прогнозирования нефтегазоносности доюрского основания, включающей геотермию как метод нефтепоисковой геофизики.
Решение задачи разделено на следующие этапы: 1) сбор, систематизация и анализ результатов геолого-геофизической изученности нефтегазоносности Колтогорского мезопрогиба, Нюрольской мегавпадины и структур их обрамления; 2) картирование и анализ латерального распространения и мощностей пермо-триасовой коры выветривания; 3) анализ петротипов доюрских пород в связи с возможностью образования вторичных коллекторов с хорошими ФЕС в коре выветривания и внутреннем палеозое; 4) компьютерное моделирование глубинного теплового потока и термической истории материнских тогурских отложений, выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти; 5) интегрированный анализ объемных и качественных характеристик потенциальных коллекторов доюрских отложений, районирование резервуара коры выветривания и внутреннего палеозоя Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины по плотности аккумуляции тогурской нефти; 6) анализ корреляции распределения плотности теплового потока, петротипов пород и плотности разрывных нарушений фундамента.
Научная новизна работы
1. На территории исследований восстановлена термическая история тогурской свиты, выявлены и закартированы катагенетические очаги генерации тогурской нефти.
2. На территории исследований выполнен зональный прогноз нефтегазоносности доюрского комплекса, отнесенного к трудноизвлекаемым запасам.
3. На территории исследований выполнен качественный и количественный анализ причин аномального распределения плотности теплового потока, его корреляция с литологией и плотностью разрывных нарушений фундамента.
Теоретическая и практическая значимость работы
1. Продемонстрирована реализация комплекса методических подходов и технологии зонального прогнозирования нефтегазоносности доюрского основания на примере трудноизвлекаемых ресурсов запада Томской области.
2. Выполнено районирование, ранжирование зон, районов резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя, предложены первоочередные участки для поисков и освоения доюрского комплекса на западе Томской области.
Методология и методы исследования
Исследования опираются на теоретические основы историко-геологического прогноза, получившие мощный импульс работами А.Э. Конторовича и др. (1967) и Н.Б. Вассоевича (1967), на методологию осадочно-миграционной теории нафтидогенеза - интенсивно развивающееся направление современной науки.
Основным звеном методики исследований является технология зонального прогнозирования нефтегазоносности, разрабатываемая Томской исследовательской школой геотермии (Исаев и др., 2014-2019).
Положения, выносимые на защиту
1. Детализированная карта глубинного теплового потока, рассчитанного решением обратной задачи геотермии в Колтогорском мезопрогибе и структурах обрамления, имеет средний уровень 53 мВт/м2, максимальные значения наблюдаются на южном склоне Александровского свода и достигают 70 мВт/м2, минимальные значения порядка 40 мВт/м2 закартированы в центральной части Средневасюганского мегавала. Распределение плотности теплового потока не находит значимой корреляции с расположением южного сегмента Колтогорско-Уренгойского палеорифта. На основе палеотемпературного моделирования выявлены катагенетические очаги генерации нефти в материнской тогурской свите и восстановлена их термическая история. Вхождение материнских пород в главную зону нефетеобразования начинается в альб-сеномане, достигая максимальных температур 130 °С в некрасовское время. Катагенетические условия главной фазы нефтеобразования сохраняются в тогурской свите практически на всей территории исследования до настоящего времени.
2. С учетом экспресс-оценки плотности генерации тогурской нефти и вертикальной миграции как преимущественной, объемной характеристики и потенциальных фильтрационно-емкостных свойств отложений коры выветривания и палеозоя выполнено зональное нефтегеологическое районирование пластов М и М1 Колтогорского мезопрогиба и структур его обрамления. Первоочередным районом для поисков залежей в нефтегазоносном горизонте зоны контакта и внутреннем палеозое является восточная часть Черемшанской мезоседловины и ее сочленение с северным бортом Колтогорского мезопрогиба и западным склоном Средневасюганского мегавала.
3. С учетом геотермии материнской свиты, оценки плотности генерации тогурской нефти, объемной характеристики и потенциальных фильтрационно-емкостных свойств отложений коры выветривания и палеозоя выполнено зональное нефтегеологическое районирование пластов М и М1 Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления. Первоочередными районами для поисков залежей в нефтегазоносном горизонте зоны контакта являются южные земли Центральнонюрольской мезовпадины. Первоочередные районы для поисков залежей в отложениях внутреннего палеозоя выделяются на территории южного борта Кулан-Игайской мезовпадины и зоны ее сочленения с Тамрадской мезовпадиной. Установлена корреляция распределения плотности теплового потока и литологии фундамента, отсутствие значительной корреляции теплового потока и плотности разрывных нарушений.
Степень достоверности результатов
1. Представительность моделируемых глубоких скважин, оптимальная «невязка» при расчете значений плотности теплового потока и геотемператур, позволившие построить корректные прогнозные карты.
2. Сопоставление и хорошая согласованность с экспериментальными
значениями плотности теплового потока.
3. Сопоставление и согласованность на уровне 75 % прогнозируемых
перспективных районов доюрского НГК с установленной нефтегазоносностью территории исследований.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты докладывались на Международных симпозиумах студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова (Томск, 2016, 2018, 2019); на XVII Уральской молодежной научной школе по геофизике (Екатеринбург, 2016); на Международном семинаре «Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей» им. Д.Г. Успенского (Пермь, 2019); на научных чтениях памяти Ю.П. Булашевича «Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интерпретация геофизических полей» (Екатеринбург, 2019); на Трофимуковских чтениях (Новосибирск, 2019).
Основные положения диссертационной работы изложены в 23 публикациях диссертанта, в том числе: 4-е статьи в журналах перечня ВАК, из них 3-и индексируемые в Scopus и Web of Sciences; 3-и статьи опубликованы в изданиях, индексируемых в Web of Sciences.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, д.г.-м.н. Г.А. Лобовой. Автор признателен академику НАН Украины В.И. Старостенко, профессору М.Д Хуторскому, рекомендовавшим для публикации основные материалы исследований, профессору В.И. Исаеву, за совместные исследования и консультации. Автор благодарит главного научного сотрудника ИНГГ СО РАН А.Н. Фомина и руководителя ТФ ФБУ ТФГИ по СФО О.С. Исаеву за предоставление данных.
Для выполнения поставленной цели диссертационной работы - определить первоочередные районы поисков на доюрский нефтегазоносный комплекс в пределах промысловых районов Томской области - Колтогорском прогибе и Нюрольской мегавпадине были решены следующие поставленные задачи.
Сбор, систематизация и проведение анализа результатов геолого-геофизической изученности нефтегазоносности Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины выявили в разрезах нижнеюрскую тогурскую нефтематеринскую свиту с высоким генерационным потенциалом и наличие резервуаров в доюрском фундаменте, подтвержденные открытыми месторождениями и многочисленными прямыми признаками нефтенасыщения этих толщ.
Выполнено картирование и проведен анализ толщин и распространения пермо- триасовой коры выветривания. Установлено, что в Нюрольской мегавпадине эти отложения покрывают практически всю территорию исследования. В зоне сочленения Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и Фестивального вала, а также на землях сочленения Осевого, Тамянского прогибов и Игольско-Талового куполовидного поднятия достигаются максимальные значения толщин (более 150 м). Выклинивание отложений коры выветривания приурочено к зонам сочленения Нюрольской мегавпадины со структурами ее обрамления, а в северной части тяготеет к наиболее приподнятым участкам поверхности отражающего горизонта Ф2. В пределах Колтогорского мезопрогиба отложения выклиниваются не только на локальных участках, но и на достаточно большой территории, ориентированной в северо-восточном направлении в центральной части Колтогорского мезопрогиба, Усть-Тымской мегавпадины, а также в зоне их сочленения. В основном выклинивание отложений приурочено к наиболее приподнятым участкам поверхности фундамента. Наибольшие значения толщин достигаются в восточной части территории исследования: на Чкаловской структуре (до 212 м) и на Трассовой (161 м). Больших значений достигает кора выветривания и в южной части Черемшанской мезоседловины - 167 м в скважине Северо-Пионерская 1.
Анализ петротипов доюрских пород показал, что существуют предпосылки к образованию коллекторов как в коре выветривания, так и во внутреннем палеозое в пределах Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины. Установлено, что коллекторы с хорошими ФЕС в резервуарах коры выветривания образуются по карбонатным, терригенно-карбонатным, глинисто-кремнистым и магматическим породам кислого состава. Полученные притоки при испытании этого стратиграфического уровня наглядно подтверждают этот факт. Исходными петротипами пород для образования коллекторов с хорошими ФЕС в резервуарах внутреннего палеозоя являются карбонатные отложения, представленные известняками, доломитами, биогермными постройками среднего-позднего девона и раннего карбона, в которых открыта основная часть месторождений Чузикско-Чижапской мезоседловины, или пермь-каменноугольные эффузивные и интрузивные породы кислого состава.
Компьютерное моделирование глубинного теплового потока позволило установить корреляцию с тектоническим строением Колтогорского и Нюрольского участков в южном сегменте Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, а моделирование термической истории материнских тогурских отложений - закартировать динамику развития катагенетических условий в пределах развития тогурских отложений за весь период формирования осадочного разреза.
В результате интегрированного анализа объемных и качественных характеристик потенциальных коллекторов доюрских отложений проведено районирование резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины по плотности аккумуляции тогурской нефти. В результате предложены первоочередные перспективные участки для изучения, поисков и освоения доюрского НГК. Проведено сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделенных прогнозных перспективных участков.
Проведен анализ причин изменчивости плотности глубинного теплового потока от факторов различной физической природы с использованием вероятностно-статистических методов.
Получены следующие результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение:
1. Глубинный тепловой поток для территория Колтогорского мезопрогиба и структур его обрамления характеризуется средним значением 53 мВт/м2. Максимальные значения установлены в пределах Александровского свода (до 70 мВт/м2). Пониженные значения порядка 40 мВт/м2 отмечаются в районе Средневасюганского мегавала. Полученное распределение плотности теплового потока не находит значимой корреляции с расположением южного сегмента Колтогорско-Уренгойского палеорифта.
2. Катагенетические условия главной фазы нефтеобразования наступают в альб-сеномане и сохраняются в тогурской свите практически на всей территории исследования до настоящего времени.
3. Интегральный показатель, учитывающий динамику геотемператур материнских отложений, время нахождения материнской свиты в ГЗН и геотемпературы ГЗН, позволил провести экспресс-оценку плотности генерации нефти. Наиболее высокими значениями показателя характеризуются земли зоны сочленения центральной части Колтогорского мезопрогиба и северной части Средневасюганского мегавала, а также восточной части Черемшанской мезоседловины.
4. Сравнение результатов палеотемпературного моделирования, проведенного на землях Колтогорского мезопрогиба, с экспериментальными определениями плотности теплового потока А.Д. Дучковым (порядка 60 мВт/м2), показало надежность полученных расчетных значений плотности теплового потока.
Результаты проведенных исследований, обосновывающие 2-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
1. Комплексный параметр, учитывающий плотность аккумуляции тогурской нефти, вычисленной по плотности генерации нефти и распределению аккумулирующих объемов резервуара коры выветривания, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М.
2. Наиболее приоритетными в отношении нефтегазоносности резервуара коры выветривания являются северо-восточные земли Черемшанской мезоседловины, участки ее сочленение с южным бортом Колтогорского мезопрогиба и западным склоном Средневасюганского мегавала. Согласованность выделенных перспективных зон резервуара коры выветривания и признаков нефтенасыщения составляет порядка 75 %.
3. Районирование палеозойского резервуара, основанного на учете плотности дизъюнктивных нарушений, «предрасположенности» различных петротипов пород к образованию коллекторов и плотности генерации тогурской нефти позволили выделить земли северо-восточной части Черемшанской мезоседловины, земли ее сочленения с западным склоном Средневасюганского мегавала и южным бортом Колтогорского мезопрогиба, как наиболее перспективный участок для освоения резервуара палеозойского фундамента. Сопоставление прямых признаков нефтенасыщения в глубоких скважинах и закартированных перспективных зон и участков резервуара палеозойского фундамента, можно сделать вывод об определенной связанности, согласованность составляет около 80 %.
4. Результаты проведенных исследований, обосновывающие 3-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
1. Первоочередными для поисков, изучения и освоения резервуара коры выветривания являются южные борта Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и зона их сочленения. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделение прогнозных перспективных участков резервуара коры выветривания показывает согласованность, формализовано оцениваемую в 75 % .
2. Первоочередными для освоения резервуара внутреннего палеозоя выделены земли южного борта Кулан-Игайской впадины, зона ее сочленения с Тамрадской впадиной и северо-восточный склон Фестивального вала. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспективных участков резервуара палеозойского фундамента показывает определенную согласованность порядка 70 %.
При исследовании влияния тектоно-геофизических факторов на значение плотности теплового потока на основе вероятностно-статистических методов получены следующие результаты.
1. Установлена значимая зависимость повышенного значения плотности теплового потока с зоной распространения метаморфических пород. В пределах распространения осадочных и магматических горных пород значения плотности теплового потока оказались намного ниже. Выходы измененных ультраосновных пород (серпентинитов), тяготеют к зонам повышенного теплового потока. Вулканические породы триасового возраста (андезито-базальты) не оказывают заметного влияния на тепловой поток недр.
2. Влияние дизъюнктивной тектоники на исследуемый параметр характеризуется отсутствием значимой корреляции и требует проведения дополнительного изучения процессов флюидодинамики в разломах и достоверности их выделения.
Выполненный прогноз, демонстрирующий возможности зонального прогнозирования трудноизвлекаемых запасов на основе палеотемпературного моделирования, показал свою эффективность и рекомендуется к применению на землях Томской области для расширения ресурсной базы.
Сбор, систематизация и проведение анализа результатов геолого-геофизической изученности нефтегазоносности Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины выявили в разрезах нижнеюрскую тогурскую нефтематеринскую свиту с высоким генерационным потенциалом и наличие резервуаров в доюрском фундаменте, подтвержденные открытыми месторождениями и многочисленными прямыми признаками нефтенасыщения этих толщ.
Выполнено картирование и проведен анализ толщин и распространения пермо- триасовой коры выветривания. Установлено, что в Нюрольской мегавпадине эти отложения покрывают практически всю территорию исследования. В зоне сочленения Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и Фестивального вала, а также на землях сочленения Осевого, Тамянского прогибов и Игольско-Талового куполовидного поднятия достигаются максимальные значения толщин (более 150 м). Выклинивание отложений коры выветривания приурочено к зонам сочленения Нюрольской мегавпадины со структурами ее обрамления, а в северной части тяготеет к наиболее приподнятым участкам поверхности отражающего горизонта Ф2. В пределах Колтогорского мезопрогиба отложения выклиниваются не только на локальных участках, но и на достаточно большой территории, ориентированной в северо-восточном направлении в центральной части Колтогорского мезопрогиба, Усть-Тымской мегавпадины, а также в зоне их сочленения. В основном выклинивание отложений приурочено к наиболее приподнятым участкам поверхности фундамента. Наибольшие значения толщин достигаются в восточной части территории исследования: на Чкаловской структуре (до 212 м) и на Трассовой (161 м). Больших значений достигает кора выветривания и в южной части Черемшанской мезоседловины - 167 м в скважине Северо-Пионерская 1.
Анализ петротипов доюрских пород показал, что существуют предпосылки к образованию коллекторов как в коре выветривания, так и во внутреннем палеозое в пределах Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины. Установлено, что коллекторы с хорошими ФЕС в резервуарах коры выветривания образуются по карбонатным, терригенно-карбонатным, глинисто-кремнистым и магматическим породам кислого состава. Полученные притоки при испытании этого стратиграфического уровня наглядно подтверждают этот факт. Исходными петротипами пород для образования коллекторов с хорошими ФЕС в резервуарах внутреннего палеозоя являются карбонатные отложения, представленные известняками, доломитами, биогермными постройками среднего-позднего девона и раннего карбона, в которых открыта основная часть месторождений Чузикско-Чижапской мезоседловины, или пермь-каменноугольные эффузивные и интрузивные породы кислого состава.
Компьютерное моделирование глубинного теплового потока позволило установить корреляцию с тектоническим строением Колтогорского и Нюрольского участков в южном сегменте Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, а моделирование термической истории материнских тогурских отложений - закартировать динамику развития катагенетических условий в пределах развития тогурских отложений за весь период формирования осадочного разреза.
В результате интегрированного анализа объемных и качественных характеристик потенциальных коллекторов доюрских отложений проведено районирование резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя Колтогорского мезопрогиба и Нюрольской мегавпадины по плотности аккумуляции тогурской нефти. В результате предложены первоочередные перспективные участки для изучения, поисков и освоения доюрского НГК. Проведено сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделенных прогнозных перспективных участков.
Проведен анализ причин изменчивости плотности глубинного теплового потока от факторов различной физической природы с использованием вероятностно-статистических методов.
Получены следующие результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение:
1. Глубинный тепловой поток для территория Колтогорского мезопрогиба и структур его обрамления характеризуется средним значением 53 мВт/м2. Максимальные значения установлены в пределах Александровского свода (до 70 мВт/м2). Пониженные значения порядка 40 мВт/м2 отмечаются в районе Средневасюганского мегавала. Полученное распределение плотности теплового потока не находит значимой корреляции с расположением южного сегмента Колтогорско-Уренгойского палеорифта.
2. Катагенетические условия главной фазы нефтеобразования наступают в альб-сеномане и сохраняются в тогурской свите практически на всей территории исследования до настоящего времени.
3. Интегральный показатель, учитывающий динамику геотемператур материнских отложений, время нахождения материнской свиты в ГЗН и геотемпературы ГЗН, позволил провести экспресс-оценку плотности генерации нефти. Наиболее высокими значениями показателя характеризуются земли зоны сочленения центральной части Колтогорского мезопрогиба и северной части Средневасюганского мегавала, а также восточной части Черемшанской мезоседловины.
4. Сравнение результатов палеотемпературного моделирования, проведенного на землях Колтогорского мезопрогиба, с экспериментальными определениями плотности теплового потока А.Д. Дучковым (порядка 60 мВт/м2), показало надежность полученных расчетных значений плотности теплового потока.
Результаты проведенных исследований, обосновывающие 2-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
1. Комплексный параметр, учитывающий плотность аккумуляции тогурской нефти, вычисленной по плотности генерации нефти и распределению аккумулирующих объемов резервуара коры выветривания, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М.
2. Наиболее приоритетными в отношении нефтегазоносности резервуара коры выветривания являются северо-восточные земли Черемшанской мезоседловины, участки ее сочленение с южным бортом Колтогорского мезопрогиба и западным склоном Средневасюганского мегавала. Согласованность выделенных перспективных зон резервуара коры выветривания и признаков нефтенасыщения составляет порядка 75 %.
3. Районирование палеозойского резервуара, основанного на учете плотности дизъюнктивных нарушений, «предрасположенности» различных петротипов пород к образованию коллекторов и плотности генерации тогурской нефти позволили выделить земли северо-восточной части Черемшанской мезоседловины, земли ее сочленения с западным склоном Средневасюганского мегавала и южным бортом Колтогорского мезопрогиба, как наиболее перспективный участок для освоения резервуара палеозойского фундамента. Сопоставление прямых признаков нефтенасыщения в глубоких скважинах и закартированных перспективных зон и участков резервуара палеозойского фундамента, можно сделать вывод об определенной связанности, согласованность составляет около 80 %.
4. Результаты проведенных исследований, обосновывающие 3-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
1. Первоочередными для поисков, изучения и освоения резервуара коры выветривания являются южные борта Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и зона их сочленения. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделение прогнозных перспективных участков резервуара коры выветривания показывает согласованность, формализовано оцениваемую в 75 % .
2. Первоочередными для освоения резервуара внутреннего палеозоя выделены земли южного борта Кулан-Игайской впадины, зона ее сочленения с Тамрадской впадиной и северо-восточный склон Фестивального вала. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспективных участков резервуара палеозойского фундамента показывает определенную согласованность порядка 70 %.
При исследовании влияния тектоно-геофизических факторов на значение плотности теплового потока на основе вероятностно-статистических методов получены следующие результаты.
1. Установлена значимая зависимость повышенного значения плотности теплового потока с зоной распространения метаморфических пород. В пределах распространения осадочных и магматических горных пород значения плотности теплового потока оказались намного ниже. Выходы измененных ультраосновных пород (серпентинитов), тяготеют к зонам повышенного теплового потока. Вулканические породы триасового возраста (андезито-базальты) не оказывают заметного влияния на тепловой поток недр.
2. Влияние дизъюнктивной тектоники на исследуемый параметр характеризуется отсутствием значимой корреляции и требует проведения дополнительного изучения процессов флюидодинамики в разломах и достоверности их выделения.
Выполненный прогноз, демонстрирующий возможности зонального прогнозирования трудноизвлекаемых запасов на основе палеотемпературного моделирования, показал свою эффективность и рекомендуется к применению на землях Томской области для расширения ресурсной базы.