📄Работа №201566
Тема: ТЕПЛОВОЙ ПОТОК И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ДОЮРСКОГО ОСНОВАНИЯ БАКЧАРСКОЙ И ВОСТОЧНО-ПАЙДУГИНСКОЙ ВПАДИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (ВОСТОК ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)
Характеристики работы
Тип работы
Диссертация
Предмет
Физика
Объем:
170 листов
Год:
2023
Просмотров:
67
700
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
ВВЕДЕНИЕ 4
1 СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ 10
1.1 Тектоника осадочного чехла и доюрского фундамента востока Томской области 13
1.2 Стратиграфия и вещественный состав палеозоя-мезозоя-кайнозоя востока Томской
области 18
1.3 Нефтегазовая изученность, нефтематеринские толщи, перспективные резервуары УВ
востока Томской области 27
1.4 Выводы 31
2 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ 33
2.1 Палеотемпературное моделирование - картирование плотности теплового потока и
катагенетических очагов генерации нефти 34
2.2 Экспресс-оценка плотности генерации нефти и районирование нефтематеринской
свиты 37
2.3 Оценка аккумулирующего потенциала и районирование резервуара коры
выветривания 40
2.4 Оценка аккумулирующего потенциала и районирование резервуара коренного
палеозоя 43
2.5 Критерии оценки достоверности палеотемпературного моделирования и районирования
резервуаров 45
2.6 Выводы 49
3 КАРТА ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА ВОСТОКА ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ 50
3.1 Изученность теплового поля Томской области 50
3.2 Краткая нефтегеологическая характеристика территории исследований 54
3.3 Расчет плотности теплового потока 57
3.4 Карта распределения плотности теплового потока 61
3.5 Выводы 66
4 ТЕПЛОВОЙ ПОТОК, ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ ТОГУРСКОЙ НЕФТИ И РАЙОНИРОВАНИЕ
ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ВОСТОЧНО-ПАЙДУГИНСКОЙ ВПАДИНЫ 67
4.1 Характеристика территории исследований 67
4.2 Тепловой поток района исследований 78
4.3 Выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти 84
4.4 Оценка плотности генерации тогурской нефти 87
4.5 Промысловая характеристика палеозойского резервуара и резервуара коры
выветривания 94
4.6 Районирование палеозойского резервуара по плотности аккумуляции тогурской
нефти 101
4.7 Районирование резервуара коры выветривания по плотности аккумуляции тогурской
нефти 104
4.8 Выводы 109
5 ТЕПЛОВОЙ ПОТОК, ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ ТОГУРСКОЙ НЕФТИ И РАЙОНИРОВАНИЕ
ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА БАКЧАРСКОЙ ВПАДИНЫ 113
5.1 Характеристика территории исследования 113
5.2 Тепловой поток территории исследований 122
5.3 Выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти 126
5.4 Оценка плотности генерации тогурской нефти 130
5.5 Промысловая характеристика палеозойского резервуара и резервуара коры
выветривания 136
5.6 Районирование палеозойского резервуара по плотности аккумуляции тогурской
нефти 143
5.7 Районирование резервуара коры выветривания по плотности аккумуляции тогурской
нефти 146
5.8 Выводы 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 155
ЛИТЕРАТУРА 159
1 СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ 10
1.1 Тектоника осадочного чехла и доюрского фундамента востока Томской области 13
1.2 Стратиграфия и вещественный состав палеозоя-мезозоя-кайнозоя востока Томской
области 18
1.3 Нефтегазовая изученность, нефтематеринские толщи, перспективные резервуары УВ
востока Томской области 27
1.4 Выводы 31
2 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ 33
2.1 Палеотемпературное моделирование - картирование плотности теплового потока и
катагенетических очагов генерации нефти 34
2.2 Экспресс-оценка плотности генерации нефти и районирование нефтематеринской
свиты 37
2.3 Оценка аккумулирующего потенциала и районирование резервуара коры
выветривания 40
2.4 Оценка аккумулирующего потенциала и районирование резервуара коренного
палеозоя 43
2.5 Критерии оценки достоверности палеотемпературного моделирования и районирования
резервуаров 45
2.6 Выводы 49
3 КАРТА ПЛОТНОСТИ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА ВОСТОКА ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ 50
3.1 Изученность теплового поля Томской области 50
3.2 Краткая нефтегеологическая характеристика территории исследований 54
3.3 Расчет плотности теплового потока 57
3.4 Карта распределения плотности теплового потока 61
3.5 Выводы 66
4 ТЕПЛОВОЙ ПОТОК, ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ ТОГУРСКОЙ НЕФТИ И РАЙОНИРОВАНИЕ
ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ВОСТОЧНО-ПАЙДУГИНСКОЙ ВПАДИНЫ 67
4.1 Характеристика территории исследований 67
4.2 Тепловой поток района исследований 78
4.3 Выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти 84
4.4 Оценка плотности генерации тогурской нефти 87
4.5 Промысловая характеристика палеозойского резервуара и резервуара коры
выветривания 94
4.6 Районирование палеозойского резервуара по плотности аккумуляции тогурской
нефти 101
4.7 Районирование резервуара коры выветривания по плотности аккумуляции тогурской
нефти 104
4.8 Выводы 109
5 ТЕПЛОВОЙ ПОТОК, ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ ТОГУРСКОЙ НЕФТИ И РАЙОНИРОВАНИЕ
ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА БАКЧАРСКОЙ ВПАДИНЫ 113
5.1 Характеристика территории исследования 113
5.2 Тепловой поток территории исследований 122
5.3 Выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти 126
5.4 Оценка плотности генерации тогурской нефти 130
5.5 Промысловая характеристика палеозойского резервуара и резервуара коры
выветривания 136
5.6 Районирование палеозойского резервуара по плотности аккумуляции тогурской
нефти 143
5.7 Районирование резервуара коры выветривания по плотности аккумуляции тогурской
нефти 146
5.8 Выводы 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 155
ЛИТЕРАТУРА 159
📖 Аннотация
В данной работе представлены результаты комплексного исследования взаимосвязи геотермических условий и перспектив нефтегазоносности доюрского основания Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин на востоке Томской области. Актуальность исследования обусловлена необходимостью восполнения ресурсной базы углеводородов в регионе на фоне истощения традиционных верхнеюрских месторождений, что требует изучения новых стратиграфических уровней, включая нижнеюрские и доюрские комплексы. Основные выводы заключаются в том, что, несмотря на низкие значения современного регионального теплового потока, снижающие перспективы нефтегазоносности в осадочном чехле, значительный потенциал связан с реализацией генерационной способности нижнеюрской тогурской свиты и развитием коллекторов в пермо-триасовой коре выветривания и внутреннем палеозое. Научная значимость работы заключается в решении обратной задачи геотермии для востока Томской области – расчете теплового потока из кровли фундамента, а также в комплексной оценке факторов генерации и аккумуляции углеводородов. Практическая ценность состоит в обосновании направлений поисково-оценочных работ на малоизученном правобережье Оби. Исследование опирается на фундаментальные работы В.А. Конторовича по фациальной изменчивости баженовской свиты, А.Н. Фомина и Е.А. Костыревой по геохимии и генерационному потенциалу тогурской свиты, а также В.Н. Ростовцева по перспективам юрского комплекса региона.
📖 Введение
Томская область - один из важных региональных центров нефтегазового комплекса Западной Сибири и Российской Федерации, характеризующийся в последние годы падающей добычей нефти. Традиционные территории и стратиграфические уровни - районы нефтепромыслов запада Томской области и верхнеюрский нефтегазоносный комплекс находятся на завершающих и поздних стадиях разработки. Актуальной становится проблема восполнения ресурсной базы углеводородов на основе изучения, поисков и освоения новых перспективных территорий и стратиграфических уровней на землях востока Томской области, куда относится недоизученное правобережье Оби. В работе В. А. Конторовича (2002) показано постепенное фациальное преобразование нефтематеринской баженовской свиты, положение границ одновозрастных свит (марьяновской, максимоярской) и потеря ее генерационного потенциала в восточном направлении. В связи с этим особый интерес представляет нижнеюрская нефтематеринская тогурская свита, обладающая, по исследованиям А. Н. Фомина (1995, 2011), Е. А. Костыревой (2005), Е. А. Костыревой, В. И. Москвина, П. А. Яна (2014) и других исследователей высоким генерационным потенциалом. Наибольший интерес представляют Бакчарская, Восточно-Пайдугинская впадины и структуры их обрамления, перспективные для проведения прогнозно-поисковых исследований на нижнеюрские и доюрские нефтегазоносные комплексы в связи с широким распространением здесь тогурской свиты, которая является по исследованиям многих ученых для этих стратиграфических уровней основной материнской толщей. Исследования проводятся также и с целью привлечения инвесторов для освоения земель, находящихся в нераспределённом фонде.
Объектами диссертационных исследований являются нефтематеринская тогурская свита и коллекторы доюрских резервуаров - перспективные промысловые стратиграфические уровни юго-востока Западной Сибири.
Предмет исследований - история катагенеза/степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты и петротипы/емкостные свойства коллекторов резервуаров коренного палеозоя и коры выветривания.
Степень разработанности темы
В доюрском комплексе открытие залежей углеводородов (УВ) возможно при условии наличия ловушек нефти и/или газа в отложениях фундамента и потенциально нефтематеринских отложений с высоким содержанием органического вещества. Одними из основных предпосылок к поиску залежей УВ в доюрском основании мезозойско-кайнозойского осадочного чехла являются результаты палеонтологических исследований по результатам бурения глубоких поисковых и параметрических скважин, литолого-фациальный анализ потенциальных резервуаров УВ, а также современные данные сейсморазведки.
В результате комплексных региональных сейсморазведочных работ, проведенных в 20022006 годах, подтверждено наличие обширной зоны рифовых построек в кембрийском осадочном комплексе, что представляет особый интерес и говорит о возможных перспективах при поиске залежей УВ (А. Э. Конторович и др., 2012).
По результатам работ, связанных с уточнением текточеского строения юго-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы, были сделаны выводы о высоких перспективах вендских докембрийских карбонатных отложений, которые четко прослеживаются в том числе и в пределах Вездеходного структурно-фациального района (СФР). В вендских отложениях выявлена большая по площади карбонатная платформа, которая, при благоприятных для развития вторичных процессов условиях, имеет высокие перспективы для поисков ловушек УВ (А. Е. Ковешников, В. А. Конторович и др., 2014). Исследования в данном направлении с целью поиска резервуаров нефти и газа в венд-кембрийской части разреза также проводились И. В. Тумашовым (2013); Ю. Ф. Филлиповым (2016).
В 2014 году инициативной научной группой сотрудников Томского политехнического университета и Югорского государственного университета под руководством В. И. Исаева разработана стратегия поисков УВ в доюрском основании Западной Сибири. Стратегия основана на нескольких концептуальных положениях - предположении о том, что РОВ тогурской свиты является основным источником УВ для нижнеюрских и доюрских ловушек нефти и газа (И. В. Гончаров, 1987; Е. А. Костырева, 2005; А. Н. Фомин, 2011), а также преимущественно вертикальной миграции УВ (Ю. В. Коржов и др.; 2013, Г.А. Лобова и др., 2014). В работе основой для выявления перспективных участков и постановки последующих поисковых работ является интегральный учет латерального распространения материнских отложений, плотности генерации углеводородов и петротипов пород доюрского фундамента.
Такой методический подход зонального районирования с ранжированием по уровню перспективности применен ранее в пределах Западной части Томской области для Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин (Г. А. Лобова, 2015), Колтогорского мезопрогиба (Т. Е. Лунёва, 2020).
Цель настоящих исследований - на основе палеотемпературного моделирования и зонального районирования оценить перспективы доюрского нефтегазоносного комплекса и дать рекомендации к поискам залежей углеводородов в пределах Бакчарской мезовпадины, Восточно- Пайдугинской мегавпадины и структур их обрамления.
В диссертационной работе решались следующие задачи - изучить геотермический режим и катагенетическую зональность нефтематеринской тогурской свиты, оценить плотность генерации тогурской нефти, аккумулирующего потенциала резервуаров коры выветривания и верхних горизонтов палеозоя в пределах территории исследования, а также определить первоочередность перспективных участков для проведения комплекса геолого-разведочных работ на нефть и газ.
Решение задач разделено на следующие этапы:
1) сбор, упорядочение и оценка имеющихся результатов геолого-геофизических исследований по территориям Бакчарской мезовпадины, Восточно-Пайдугинской мегавпадины и структур их обрамления; 2) расчет плотности теплового потока и его картирование в пределах исследуемых территорий, анализ распределения величины теплового потока; 3) выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти в ключевые моменты геологического времени, в результате решения прямой задачи геотермии - восстановления палеотемператур для уровня подошвы осадочного чехла; 4) составление классификации пород доюрского основания по потенциалу формирования коллекторов в верхних горизонтах палеозоя и резервуаре коры выветривания, выделение областей высоких и низких весовых коэффициентов необходимых для дальнейшего комплексирования данных; 5) районирование и ранжирование территорий по степени перспективности пород доюрского основания на основе картировочного комплексирования схем распределения весового коэффициента потенциала формирования коллекторов различными петротипами пород и плотности генерации тогурских нефтей; 6) районирование и ранжирование территории по степени перспективности резервуара коры выветривания на основе картировочного комплексирования схем распределения плотности генерации тогурской нефти, групп петротипов палеозойского фундамента по потенциалу формирования коллекторов в коре выветривания и схемы изопахит коры выветривания.
Научная новизна работы
A. Для территории востока Томской области построена карта распределения плотности теплового потока - ключевого геодинамического параметра процессов нафтидогенеза.
Б. На территории Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин выполнена оценка и зональный прогноз нефтегазоносности резервуара коры выветривания.
B. На территории Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин выполнена оценка и зональный прогноз нефтегазоносности резервуара внутреннего палеозоя.
Теоретическая и практическая значимость работы
А. Реализована методика зонального прогнозирования на примере трудноизвлекаемой нефти в пределах Нюрольской, Колпашевской и Вездеходной палеозойских структурнофациальных зон (СФЗ).
Б. Для территорий Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин рекомендованы первоочередные участки для планирования поисков доюрских залежей нефти.
Методология и методы исследования
Диссертационные исследования осуществляются с использованием методологии осадочно-миграционной теории нафтидогенеза и историко-геологического анализа (А. Э. Конторович и др., 1967; 2013), цифрового палеотемпературного моделирования (В. И. Старостенко и др., 2006) и концепции о преимущественно вертикальной миграции углеводородов (В. А. Конторович, 2002; В. И. Исаев и др., 2013). Методы диссертационных исследований - хорошо апробированное математическое моделирование глубинного теплового потока и палеотемпературного моделирования в приложении к нефтяной геологоразведке (В. И. Исаев и др., 2018).
Положения, выносимые на защиту
Первое положение. Для территорий Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин, на базе геотермических расчетов 66 параметрических, опорных и поисково-разведочных скважин, впервые подготовлена схематическая карта плотности теплового потока из основания осадочного разреза (в изолиниях через 2 мВт/м2). На карте проявляются ярко-выраженные зоны повышенных значений теплового потока (до 64 мВт/м2), зона с низкими значениями теплового потока (до 33 мВт/м2), а также градиентные зоны, окаймляющие крупные аномалии. Полученное дискретное распределение (по скважинам) и карта значений теплового потока из доюрского фундамента служат «каркасной» основой моделирования катагенетической истории нефтематеринской тогурской свиты.
Второе положение. Для Восточно-Пайдугинской впадины выявление катагенетических очагов генерации тогурской нефти соотносится с кузнецовским временем (92 млн лет назад), максимальные значения палеотемператур (до 140 °С) достигаются в талицкое (62 млн лет назад) и в некрасовское (24 млн лет назад) времена на Колпашевском мезовале, Пыжинском и Варгатском мезопрогибе. «Горячие» очаги (115 °С и более) идентифицируются в течение 31 млн лет (55-24 млн лет назад). С учетом прогноза плотности генерации тогурской нефти и качества коллекторов доюрских резервуаров картированы, районированы и ранжированы зоны и участки максимальных и высоких перспектив. Первоочередным для поисков углеводородов в палеозойском резервуаре предлагается участок в северной части области сочленения Восточно- Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, для резервуара коры выветривания - западный борт Варгатского мезопрогиба. Высокая перспективность этих зон подтверждается установленной нефтегазоносностью.
Третье положение. Для Бакчарской впадины выявление катагенетических очагов генерации тогурской нефти соответствует кузнецовскому времени, максимальные значения палеотемператур (до 150 °С) достигаются в талицкое и некрасовское времена на Колпашевском мезовале, в Бакчарской мезовпадине и в зоне ее сочленения с Калгачским мезовыступом. «Горячие» очаги (115 °С и более) идентифицируются в течение последних 86 млн лет. С учетом прогноза плотности генерации тогурской нефти и качества коллекторов доюрских резервуаров картированы, ранжированы и районированы зоны и участки максимальных и высоких перспектив. Первоочередными для поисков углеводородов в палеозойском резервуаре предлагаются участки на северо-восточном склоне Калгачского мезовыступа, на южном борту Бакчарской мезовпадины и в зоне их сочленения с Барабинско-Пихтовской моноклизой, для резервуара коры выветривания - южная часть зоны сочленения Бакчарской мезовпадины и Парабельского мегавыступа. Высокая перспективность этих зон подтверждается установленной нефтегазоносностью.
Характеристика исходных данных
Исследования опираются на тектонические схемы районирования и классификации структур палеозойского фундамента В. С. Суркова (1981) и юрского структурного яруса В. А. Конторовича (2002); петрологической основой является геологическая карта петротипов пород доюрского основания, разработанная В. С. Сурковым и В. И. Лотышевым (2007); данные литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО») и каталога литологостратиграфических разбивок глубоких скважин В. И. Волкова (2001); входными параметрами геотемпературной модели служат экспериментальные определения теплопроводности А. Д. Дучкова (2013), пластовые температуры, полученные при испытаниях скважин, и термограммы выстоявшихся скважин (ОГГ) - получены из первичных «дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО»); палеотемпературы пересчитаны из определений отражательной способности витринита, выполненных А. Н. Фоминым в ИНГГ СО РАН; для стратиграфической и геохронологической привязки свит использованы шкала геологического времени У. Харленда с соавторами (1985); стратиграфия и геологическое строение палеозоя уточнялось по трудам Г. Д. Исаева (2009, 2010); данные по испытаниям глубоких скважин сведены из первичных «дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО»).
Степень достоверности результатов
A. Достоверность результатов выполненного палеотемпературного моделирования в глубоких скважинах аргументируется получением оптимальной «невязки» при расчете значений плотности теплового потока.
Б. Полученные расчетные значения плотности теплового потока хорошо согласуются с экспериментальными значениями, полученными ранее (А. Д. Дучков и др., 2013).
B. Сопоставление и согласованность прогнозируемых перспективных районов на уровне 70 % для резервуара внутреннего палеозоя, на уровне 85 % - для резервуара коры выветривания.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты многократно докладывались на Международном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова (Томск, 2017-2022 гг.), на 2-й Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири» (Новосибирск, 2019 г.), на XXIV Уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2023 г.).
Основные положения диссертационной работы изложены в 22 публикациях, в том числе 8 статей в журналах перечня ВАК, из них 3 индексируемых в Scopus и Web of Sciences, 1 статья опубликована в международном журнале, индексируемом в Web of Sciences.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д. г.-м. н. Г. Лобовой за продуктивные совместные исследования и многочисленные консультации, доценту Югорского государственного университета Ю. В. Коржову, а также доценту Томского политехнического университета Е. Н. Осиповой, ассистенту Д. С. Крутенко за обсуждение работы. Автор благодарит главных научных сотрудников ИНГГ им. А. А. Трофимука СО РАН А. Д. Дучкова и А. Н. Фомина, руководителя Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО» О. С. Исаеву за предоставление геолого-геофизической информации, советника НАН Украины В. И. Старостенко и председателя Совета по геотермии РАН М. Д. Хуторского за внимание к работе.
Отдельно автор выражает глубокую благодарность и искреннюю признательность преподавателю и научному руководителю, д. г.-м. н. В. И. Исаеву, за помощь на всех этапах подготовки диссертации и неоценимый вклад в проделанную работу, за объективную оценку и комментарии, позволившие глубже понять значение данного диссертационного исследования.
Объектами диссертационных исследований являются нефтематеринская тогурская свита и коллекторы доюрских резервуаров - перспективные промысловые стратиграфические уровни юго-востока Западной Сибири.
Предмет исследований - история катагенеза/степень реализации генерационного потенциала тогурской свиты и петротипы/емкостные свойства коллекторов резервуаров коренного палеозоя и коры выветривания.
Степень разработанности темы
В доюрском комплексе открытие залежей углеводородов (УВ) возможно при условии наличия ловушек нефти и/или газа в отложениях фундамента и потенциально нефтематеринских отложений с высоким содержанием органического вещества. Одними из основных предпосылок к поиску залежей УВ в доюрском основании мезозойско-кайнозойского осадочного чехла являются результаты палеонтологических исследований по результатам бурения глубоких поисковых и параметрических скважин, литолого-фациальный анализ потенциальных резервуаров УВ, а также современные данные сейсморазведки.
В результате комплексных региональных сейсморазведочных работ, проведенных в 20022006 годах, подтверждено наличие обширной зоны рифовых построек в кембрийском осадочном комплексе, что представляет особый интерес и говорит о возможных перспективах при поиске залежей УВ (А. Э. Конторович и др., 2012).
По результатам работ, связанных с уточнением текточеского строения юго-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы, были сделаны выводы о высоких перспективах вендских докембрийских карбонатных отложений, которые четко прослеживаются в том числе и в пределах Вездеходного структурно-фациального района (СФР). В вендских отложениях выявлена большая по площади карбонатная платформа, которая, при благоприятных для развития вторичных процессов условиях, имеет высокие перспективы для поисков ловушек УВ (А. Е. Ковешников, В. А. Конторович и др., 2014). Исследования в данном направлении с целью поиска резервуаров нефти и газа в венд-кембрийской части разреза также проводились И. В. Тумашовым (2013); Ю. Ф. Филлиповым (2016).
В 2014 году инициативной научной группой сотрудников Томского политехнического университета и Югорского государственного университета под руководством В. И. Исаева разработана стратегия поисков УВ в доюрском основании Западной Сибири. Стратегия основана на нескольких концептуальных положениях - предположении о том, что РОВ тогурской свиты является основным источником УВ для нижнеюрских и доюрских ловушек нефти и газа (И. В. Гончаров, 1987; Е. А. Костырева, 2005; А. Н. Фомин, 2011), а также преимущественно вертикальной миграции УВ (Ю. В. Коржов и др.; 2013, Г.А. Лобова и др., 2014). В работе основой для выявления перспективных участков и постановки последующих поисковых работ является интегральный учет латерального распространения материнских отложений, плотности генерации углеводородов и петротипов пород доюрского фундамента.
Такой методический подход зонального районирования с ранжированием по уровню перспективности применен ранее в пределах Западной части Томской области для Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин (Г. А. Лобова, 2015), Колтогорского мезопрогиба (Т. Е. Лунёва, 2020).
Цель настоящих исследований - на основе палеотемпературного моделирования и зонального районирования оценить перспективы доюрского нефтегазоносного комплекса и дать рекомендации к поискам залежей углеводородов в пределах Бакчарской мезовпадины, Восточно- Пайдугинской мегавпадины и структур их обрамления.
В диссертационной работе решались следующие задачи - изучить геотермический режим и катагенетическую зональность нефтематеринской тогурской свиты, оценить плотность генерации тогурской нефти, аккумулирующего потенциала резервуаров коры выветривания и верхних горизонтов палеозоя в пределах территории исследования, а также определить первоочередность перспективных участков для проведения комплекса геолого-разведочных работ на нефть и газ.
Решение задач разделено на следующие этапы:
1) сбор, упорядочение и оценка имеющихся результатов геолого-геофизических исследований по территориям Бакчарской мезовпадины, Восточно-Пайдугинской мегавпадины и структур их обрамления; 2) расчет плотности теплового потока и его картирование в пределах исследуемых территорий, анализ распределения величины теплового потока; 3) выделение и картирование очагов генерации тогурской нефти в ключевые моменты геологического времени, в результате решения прямой задачи геотермии - восстановления палеотемператур для уровня подошвы осадочного чехла; 4) составление классификации пород доюрского основания по потенциалу формирования коллекторов в верхних горизонтах палеозоя и резервуаре коры выветривания, выделение областей высоких и низких весовых коэффициентов необходимых для дальнейшего комплексирования данных; 5) районирование и ранжирование территорий по степени перспективности пород доюрского основания на основе картировочного комплексирования схем распределения весового коэффициента потенциала формирования коллекторов различными петротипами пород и плотности генерации тогурских нефтей; 6) районирование и ранжирование территории по степени перспективности резервуара коры выветривания на основе картировочного комплексирования схем распределения плотности генерации тогурской нефти, групп петротипов палеозойского фундамента по потенциалу формирования коллекторов в коре выветривания и схемы изопахит коры выветривания.
Научная новизна работы
A. Для территории востока Томской области построена карта распределения плотности теплового потока - ключевого геодинамического параметра процессов нафтидогенеза.
Б. На территории Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин выполнена оценка и зональный прогноз нефтегазоносности резервуара коры выветривания.
B. На территории Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин выполнена оценка и зональный прогноз нефтегазоносности резервуара внутреннего палеозоя.
Теоретическая и практическая значимость работы
А. Реализована методика зонального прогнозирования на примере трудноизвлекаемой нефти в пределах Нюрольской, Колпашевской и Вездеходной палеозойских структурнофациальных зон (СФЗ).
Б. Для территорий Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин рекомендованы первоочередные участки для планирования поисков доюрских залежей нефти.
Методология и методы исследования
Диссертационные исследования осуществляются с использованием методологии осадочно-миграционной теории нафтидогенеза и историко-геологического анализа (А. Э. Конторович и др., 1967; 2013), цифрового палеотемпературного моделирования (В. И. Старостенко и др., 2006) и концепции о преимущественно вертикальной миграции углеводородов (В. А. Конторович, 2002; В. И. Исаев и др., 2013). Методы диссертационных исследований - хорошо апробированное математическое моделирование глубинного теплового потока и палеотемпературного моделирования в приложении к нефтяной геологоразведке (В. И. Исаев и др., 2018).
Положения, выносимые на защиту
Первое положение. Для территорий Бакчарской и Восточно-Пайдугинской впадин, на базе геотермических расчетов 66 параметрических, опорных и поисково-разведочных скважин, впервые подготовлена схематическая карта плотности теплового потока из основания осадочного разреза (в изолиниях через 2 мВт/м2). На карте проявляются ярко-выраженные зоны повышенных значений теплового потока (до 64 мВт/м2), зона с низкими значениями теплового потока (до 33 мВт/м2), а также градиентные зоны, окаймляющие крупные аномалии. Полученное дискретное распределение (по скважинам) и карта значений теплового потока из доюрского фундамента служат «каркасной» основой моделирования катагенетической истории нефтематеринской тогурской свиты.
Второе положение. Для Восточно-Пайдугинской впадины выявление катагенетических очагов генерации тогурской нефти соотносится с кузнецовским временем (92 млн лет назад), максимальные значения палеотемператур (до 140 °С) достигаются в талицкое (62 млн лет назад) и в некрасовское (24 млн лет назад) времена на Колпашевском мезовале, Пыжинском и Варгатском мезопрогибе. «Горячие» очаги (115 °С и более) идентифицируются в течение 31 млн лет (55-24 млн лет назад). С учетом прогноза плотности генерации тогурской нефти и качества коллекторов доюрских резервуаров картированы, районированы и ранжированы зоны и участки максимальных и высоких перспектив. Первоочередным для поисков углеводородов в палеозойском резервуаре предлагается участок в северной части области сочленения Восточно- Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, для резервуара коры выветривания - западный борт Варгатского мезопрогиба. Высокая перспективность этих зон подтверждается установленной нефтегазоносностью.
Третье положение. Для Бакчарской впадины выявление катагенетических очагов генерации тогурской нефти соответствует кузнецовскому времени, максимальные значения палеотемператур (до 150 °С) достигаются в талицкое и некрасовское времена на Колпашевском мезовале, в Бакчарской мезовпадине и в зоне ее сочленения с Калгачским мезовыступом. «Горячие» очаги (115 °С и более) идентифицируются в течение последних 86 млн лет. С учетом прогноза плотности генерации тогурской нефти и качества коллекторов доюрских резервуаров картированы, ранжированы и районированы зоны и участки максимальных и высоких перспектив. Первоочередными для поисков углеводородов в палеозойском резервуаре предлагаются участки на северо-восточном склоне Калгачского мезовыступа, на южном борту Бакчарской мезовпадины и в зоне их сочленения с Барабинско-Пихтовской моноклизой, для резервуара коры выветривания - южная часть зоны сочленения Бакчарской мезовпадины и Парабельского мегавыступа. Высокая перспективность этих зон подтверждается установленной нефтегазоносностью.
Характеристика исходных данных
Исследования опираются на тектонические схемы районирования и классификации структур палеозойского фундамента В. С. Суркова (1981) и юрского структурного яруса В. А. Конторовича (2002); петрологической основой является геологическая карта петротипов пород доюрского основания, разработанная В. С. Сурковым и В. И. Лотышевым (2007); данные литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО») и каталога литологостратиграфических разбивок глубоких скважин В. И. Волкова (2001); входными параметрами геотемпературной модели служат экспериментальные определения теплопроводности А. Д. Дучкова (2013), пластовые температуры, полученные при испытаниях скважин, и термограммы выстоявшихся скважин (ОГГ) - получены из первичных «дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО»); палеотемпературы пересчитаны из определений отражательной способности витринита, выполненных А. Н. Фоминым в ИНГГ СО РАН; для стратиграфической и геохронологической привязки свит использованы шкала геологического времени У. Харленда с соавторами (1985); стратиграфия и геологическое строение палеозоя уточнялось по трудам Г. Д. Исаева (2009, 2010); данные по испытаниям глубоких скважин сведены из первичных «дел скважин» (материалы Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО»).
Степень достоверности результатов
A. Достоверность результатов выполненного палеотемпературного моделирования в глубоких скважинах аргументируется получением оптимальной «невязки» при расчете значений плотности теплового потока.
Б. Полученные расчетные значения плотности теплового потока хорошо согласуются с экспериментальными значениями, полученными ранее (А. Д. Дучков и др., 2013).
B. Сопоставление и согласованность прогнозируемых перспективных районов на уровне 70 % для резервуара внутреннего палеозоя, на уровне 85 % - для резервуара коры выветривания.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты многократно докладывались на Международном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова (Томск, 2017-2022 гг.), на 2-й Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири» (Новосибирск, 2019 г.), на XXIV Уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2023 г.).
Основные положения диссертационной работы изложены в 22 публикациях, в том числе 8 статей в журналах перечня ВАК, из них 3 индексируемых в Scopus и Web of Sciences, 1 статья опубликована в международном журнале, индексируемом в Web of Sciences.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д. г.-м. н. Г. Лобовой за продуктивные совместные исследования и многочисленные консультации, доценту Югорского государственного университета Ю. В. Коржову, а также доценту Томского политехнического университета Е. Н. Осиповой, ассистенту Д. С. Крутенко за обсуждение работы. Автор благодарит главных научных сотрудников ИНГГ им. А. А. Трофимука СО РАН А. Д. Дучкова и А. Н. Фомина, руководителя Томского филиала ФБУ «ТФГИ по СФО» О. С. Исаеву за предоставление геолого-геофизической информации, советника НАН Украины В. И. Старостенко и председателя Совета по геотермии РАН М. Д. Хуторского за внимание к работе.
Отдельно автор выражает глубокую благодарность и искреннюю признательность преподавателю и научному руководителю, д. г.-м. н. В. И. Исаеву, за помощь на всех этапах подготовки диссертации и неоценимый вклад в проделанную работу, за объективную оценку и комментарии, позволившие глубже понять значение данного диссертационного исследования.
✅ Заключение
В настоящей работе для исследования выбраны две территории, которые условно названы Восточно-Пайдугинской и Бакчарской. Эти территории отличаются по принадлежности к разным СФЗ палеозоя, к разным геттанг-раннетоарским седиментационным бассейнам, а также диапазонам плотности регионального теплового потока. В рамках работы был собран и проанализирован фактический материал, выполнено картирование и проведен анализ толщин и распространения пермо-триасовой коры выветривания. В пределах Восточно-Пайдугинской мегавпадины эти отложения покрывают практически всю территорию исследования. Кора выветривания частично распространена и в пределах Бакчарской мезовпадины. Анализ петротипов доюрских пород показал, что существуют предпосылки к образованию коллекторов как в коре выветривания, так и во внутреннем палеозое территорий исследований.
Получены следующие результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение:
A. Территории исследования, основываясь на достаточно низких значениях современного теплового потока, вполне можно считать не перспективной по осадочному чехлу в плане нефтегазоносности. Однако, с учетом степени реализации генерационного потенциала нижнеюрской тогурской свиты и емкостных характеристик резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя, значительно увеличиваются перспективы этих территорий.
Б. Для всего востока Томской области решена обратная задача геотермии - рассчитан тепловой поток из кровли фундамента. Достоверность построенной карты распределения расчетной плотности теплового потока подтверждается согласованностью с экспериментальными определениями плотности теплового потока.
B. Полученное дискретное распределение (по скважинам) и карта значений теплового потока из доюрского фундамента служат «каркасной» основой корректного палеотемпературного моделирования Бакчарского района исследований и слабоизученного крупного района Восточно-Пайдугинской мегавпадины и ее обрамления.
Результаты проведенных исследований, обосновывающие 2-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
А. Распределение плотности теплового потока в границах контура Восточно- Пайдугинской территории исследований изменяется в пределах 30-60 мВт/м2, что говорит о значительной неоднородности теплового поля в основании осадочного чехла. Повышенные значения теплового потока, в основном, коррелируют с установленными прямыми признаками нефтегазоносности.
Б. Рассчитанная динамика геотемператур разрезов глубоких скважин наглядно демонстрирует тот факт, что тогурская свита от 50 до 100 млн лет находилась/находится в главной фазе нефтеобразования (ГФН). В то время как марьяновские отложения на ряде участков за всю тектоно-седиментационную историю осадочного чехла не входили в ГЗН.
В. В результате экспресс-оценки плотности генерации ресурсов УВ, на основе величины расчётного температурно-временного интегрального показателя R, выявлено, что район скважины Восточно-Пайдугинская 1п является районом максимальной плотности генерации тогурской нефти.
Г. Комплексный параметр, определяющий плотность аккумуляции тогурской нефти, вычисленной по плотности генерации нефти, распределению групп петротипов палеозойского фундамента по потенциалу формирования коллекторов в коре выветривания и распределению аккумулирующих объемов резервуара коры выветривания, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М.
Д. Наиболее приоритетными в отношении нефтегазоносности резервуара коры выветривания являются участки северо-восточного и юго-западного склонов Варгатского мезопрогиба, западного мыса Владимировского мегавыступа, области сочленения Восточно- Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, а также юго-восточного и восточного склонов Белоярского мезовыступа, западной и восточной частей Белоноговского мезоподнятия.
Е. Расчетный комплексный параметр, определяющий плотность аккумуляции тогурской нефти, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М1.
Ж. Первоочередными для освоения резервуара внутреннего палеозоя выделены земли северо-восточного борта Варгатского мезопрогиба, северная часть области сочленения Восточно-Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, а также северовосточный склон Белоярского мезовыступа. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспективных участков резервуара палеозойского фундамента показывает согласованность порядка 70 %.
Результаты проведенных исследований, обосновывающие 3-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
А. Расчетное распределение плотности теплового потока в пределах контура Бакчарской территории исследований показывает, что основной диапазон полученных величин плотности теплового потока расположен в пределах 50-60 мВт/м2. Аномальные зоны с повышенными значениями теплового потока коррелируют с установленными признаками нефтегазоносности как в скважинах с непромышленными притоками из пластов нижнеюрского и доюрского НГК, так и на месторождениях с промышленными залежами УВ.
Б. Выявление катагенетических очагов генерации тогурской нефти соотносится с альб- сеноманом, максимальные значения палеотемператур достигаются в талицкое время и в некрасовское время на Колпашевском мезовале, в Бакчарской мезовпадине и в зоне ее сочленения с Калгачским мезовалом.
В. Комплексный параметр, определяющий плотность аккумуляции тогурской нефти, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М.
Г. Первоочередными для поисков, изучения и освоения резервуара коры выветривания являются северо-западный и юго-восточный борты Бакчарской мезовпадины и зона ее сочленения с Парабельским мегавыступом. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделение прогнозных перспективных участков резервуара коры выветривания показывает согласованность около 85 %.
Д. Комплексный параметр, учитывающий плотность аккумуляции тогурской нефти, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М1.
Е. Первоочередными для освоения резервуара внутреннего палеозоя выделены земли северо-западного и юго-восточного бортов Бакчарской мезовпадины, зона её сочленения с Барабинско-Пихтовской моноклизой, простирающаяся от восточного борта Бакчарской мезовпадины в восточном направлении, и северная часть зоны сочленения Бакчарской мезовпадины и Парабельского мегавыступа. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспективных участков резервуара палеозойского фундамента показывает согласованность порядка 70 %.
Надо отметить, что полученные значения теплового потока восточной части Томской области могут служить основой для классического бассейнового моделирования при поисках и разведке.
Важно отметить, что «горячие» очаги генерации нефти (115 °С и более) идентифицируются в пределах Бакчарской территории на 31 млн лет дольше, чем на Восточно- Пайдугинской территрии. Если принять концецию «горячих» очагов (зон, участков), характеризующихся максимальным содержанием УВ, то, априори, земли Бакчарской мезовпадины более перспективны, чем Восточно-Пайдугинской мезовпадины.
В разрезах ряда скважин, приуроченных к северо-восточному обрамлению Восточно- Пайдугинской территории исследований, выделены и оценены размывы палеогеновых отложений в миоценовое время. Этот результат требует, в перспективе, специальной тектоно- седиментационной расшифровки.
В пределах Бакчарской территории исследований есть месторождения, связанные с залежами в коренном палеозое (пласт М1), находящиеся за пределами распространения материнской тогурской толщи. Поэтому вопрос зонального районирования резервуара коренного палеозоя (пласт М1) пока остается незавершенным, требующим дальнейшего специального исследования.
Итак, на основе палеотемпературного моделирования и анализа петротипов пород палеозойского основания, изучен геотермический режим и катагенетическая зональность нефтематеринской тогурской свиты, сделана авторская оценка плотности генерации тогурской нефти и аккумулирующего потенциала резервуаров коры выветривания и палеозоя Восточно- Пайдугинской меговпадины и Бокчарской мезовпадины, структур их обрамления, выполнено последующее ранжирование площадей по перспективности и даны авторские рекомендации для заинтересованных инвесторов по первоочередности поисковых работ для расширения ресурсной базы углеводородов на юго-востоке Западной Сибири. Таким образом, решена задача диссертационных исследований.
Получены следующие результаты проведенных исследований, позволившие обосновать 1-е защищаемое положение:
A. Территории исследования, основываясь на достаточно низких значениях современного теплового потока, вполне можно считать не перспективной по осадочному чехлу в плане нефтегазоносности. Однако, с учетом степени реализации генерационного потенциала нижнеюрской тогурской свиты и емкостных характеристик резервуаров коры выветривания и внутреннего палеозоя, значительно увеличиваются перспективы этих территорий.
Б. Для всего востока Томской области решена обратная задача геотермии - рассчитан тепловой поток из кровли фундамента. Достоверность построенной карты распределения расчетной плотности теплового потока подтверждается согласованностью с экспериментальными определениями плотности теплового потока.
B. Полученное дискретное распределение (по скважинам) и карта значений теплового потока из доюрского фундамента служат «каркасной» основой корректного палеотемпературного моделирования Бакчарского района исследований и слабоизученного крупного района Восточно-Пайдугинской мегавпадины и ее обрамления.
Результаты проведенных исследований, обосновывающие 2-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
А. Распределение плотности теплового потока в границах контура Восточно- Пайдугинской территории исследований изменяется в пределах 30-60 мВт/м2, что говорит о значительной неоднородности теплового поля в основании осадочного чехла. Повышенные значения теплового потока, в основном, коррелируют с установленными прямыми признаками нефтегазоносности.
Б. Рассчитанная динамика геотемператур разрезов глубоких скважин наглядно демонстрирует тот факт, что тогурская свита от 50 до 100 млн лет находилась/находится в главной фазе нефтеобразования (ГФН). В то время как марьяновские отложения на ряде участков за всю тектоно-седиментационную историю осадочного чехла не входили в ГЗН.
В. В результате экспресс-оценки плотности генерации ресурсов УВ, на основе величины расчётного температурно-временного интегрального показателя R, выявлено, что район скважины Восточно-Пайдугинская 1п является районом максимальной плотности генерации тогурской нефти.
Г. Комплексный параметр, определяющий плотность аккумуляции тогурской нефти, вычисленной по плотности генерации нефти, распределению групп петротипов палеозойского фундамента по потенциалу формирования коллекторов в коре выветривания и распределению аккумулирующих объемов резервуара коры выветривания, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М.
Д. Наиболее приоритетными в отношении нефтегазоносности резервуара коры выветривания являются участки северо-восточного и юго-западного склонов Варгатского мезопрогиба, западного мыса Владимировского мегавыступа, области сочленения Восточно- Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, а также юго-восточного и восточного склонов Белоярского мезовыступа, западной и восточной частей Белоноговского мезоподнятия.
Е. Расчетный комплексный параметр, определяющий плотность аккумуляции тогурской нефти, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М1.
Ж. Первоочередными для освоения резервуара внутреннего палеозоя выделены земли северо-восточного борта Варгатского мезопрогиба, северная часть области сочленения Восточно-Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, а также северовосточный склон Белоярского мезовыступа. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспективных участков резервуара палеозойского фундамента показывает согласованность порядка 70 %.
Результаты проведенных исследований, обосновывающие 3-е защищаемое положение, сводятся к следующему:
А. Расчетное распределение плотности теплового потока в пределах контура Бакчарской территории исследований показывает, что основной диапазон полученных величин плотности теплового потока расположен в пределах 50-60 мВт/м2. Аномальные зоны с повышенными значениями теплового потока коррелируют с установленными признаками нефтегазоносности как в скважинах с непромышленными притоками из пластов нижнеюрского и доюрского НГК, так и на месторождениях с промышленными залежами УВ.
Б. Выявление катагенетических очагов генерации тогурской нефти соотносится с альб- сеноманом, максимальные значения палеотемператур достигаются в талицкое время и в некрасовское время на Колпашевском мезовале, в Бакчарской мезовпадине и в зоне ее сочленения с Калгачским мезовалом.
В. Комплексный параметр, определяющий плотность аккумуляции тогурской нефти, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М.
Г. Первоочередными для поисков, изучения и освоения резервуара коры выветривания являются северо-западный и юго-восточный борты Бакчарской мезовпадины и зона ее сочленения с Парабельским мегавыступом. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделение прогнозных перспективных участков резервуара коры выветривания показывает согласованность около 85 %.
Д. Комплексный параметр, учитывающий плотность аккумуляции тогурской нефти, позволил провести зональное нефтегеологическое районирование для пласта М1.
Е. Первоочередными для освоения резервуара внутреннего палеозоя выделены земли северо-западного и юго-восточного бортов Бакчарской мезовпадины, зона её сочленения с Барабинско-Пихтовской моноклизой, простирающаяся от восточного борта Бакчарской мезовпадины в восточном направлении, и северная часть зоны сочленения Бакчарской мезовпадины и Парабельского мегавыступа. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспективных участков резервуара палеозойского фундамента показывает согласованность порядка 70 %.
Надо отметить, что полученные значения теплового потока восточной части Томской области могут служить основой для классического бассейнового моделирования при поисках и разведке.
Важно отметить, что «горячие» очаги генерации нефти (115 °С и более) идентифицируются в пределах Бакчарской территории на 31 млн лет дольше, чем на Восточно- Пайдугинской территрии. Если принять концецию «горячих» очагов (зон, участков), характеризующихся максимальным содержанием УВ, то, априори, земли Бакчарской мезовпадины более перспективны, чем Восточно-Пайдугинской мезовпадины.
В разрезах ряда скважин, приуроченных к северо-восточному обрамлению Восточно- Пайдугинской территории исследований, выделены и оценены размывы палеогеновых отложений в миоценовое время. Этот результат требует, в перспективе, специальной тектоно- седиментационной расшифровки.
В пределах Бакчарской территории исследований есть месторождения, связанные с залежами в коренном палеозое (пласт М1), находящиеся за пределами распространения материнской тогурской толщи. Поэтому вопрос зонального районирования резервуара коренного палеозоя (пласт М1) пока остается незавершенным, требующим дальнейшего специального исследования.
Итак, на основе палеотемпературного моделирования и анализа петротипов пород палеозойского основания, изучен геотермический режим и катагенетическая зональность нефтематеринской тогурской свиты, сделана авторская оценка плотности генерации тогурской нефти и аккумулирующего потенциала резервуаров коры выветривания и палеозоя Восточно- Пайдугинской меговпадины и Бокчарской мезовпадины, структур их обрамления, выполнено последующее ранжирование площадей по перспективности и даны авторские рекомендации для заинтересованных инвесторов по первоочередности поисковых работ для расширения ресурсной базы углеводородов на юго-востоке Западной Сибири. Таким образом, решена задача диссертационных исследований.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🖼 Скриншоты
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.