Нефтегазоносность ачимовских клиноформ Нюрольской мегавпадины

Нюрольская мегавпадина и структуры ее обрамления - территория действующих нефтепромыслов Томской области. Наращивание на этих землях сырьевого потенциала - одно из ключевых направлений развития томского нефтегазового комплекса. Разрабатываемые залежи углеводородов (УВ) на территории исследований, в основном, принадлежат верхнеюрскому нефтегазоносному комплексу (НГК). Из нижнемелового НГК углеводороды добываются на трех месторождениях. Выявление ресурсов нефтей в ачимовском резервуаре неокома, путем всестороннего анализа имеющейся геолого-геофизической информации, очевидно, является наиболее предпочтительным направлением.

Нижнемеловой НГК характеризуется сложным геологическим строением пластов от берриаса до нижнего апта, преимущественным развитием ловушек ли- тологического и комбинированного типов. Клиноформные (ачимовские) склоновые осадки интересны в нефтегазоносном отношении в связи с их непосредственным залеганием над нефтегенерирующей баженовской свитой [3]. Они отнесены к перспективным и нефтегазоносны на одном месторождении. Испытания ачимовских отложений в ряде скважин на других площадях пока не дали положительных результатов.

На основании результатов исследований ТО СНИИГГиМСа (Брылина и др., 2001) нами обобщено развитие неокомских отложений для Нюрольской мегавпадины и обрамляющих ее положительных структурах, составлены схемы распространения и толщин ачимовских коллекторов по циклитам. На основе этих схем построена карта суммарных толщин ачимовского резервуара.

Палеотемпературное моделирование позволяет выделять и картировать очаги генерации нефти и газа в пространстве и геологическом времени. Восстановление термической истории отложений баженовской свиты выполнено с использованием компьютерной технологии палеотемпературного моделирования [1]. В расчетах, начиная с юрского времени, учтен вековой ход температур на поверхности Земли. Тепловой поток из основания, начиная с юрского времени, принят, согласно оценкам, квазистационарным.

Палеотемпературное моделирование выполнено для разрезов 39 представительных скважин, пробуренных на территории исследования. В качестве «наблюденных» использованы пластовые температуры, полученные при 63-х испытаниях скважин, и 67-мь палеотемператур, пересчитанных из значений отражательной способности витринита (ОСВ). Испытания глубоких скважин были изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы Томского филиала ФГУ «ТФГИ по СФО»). Данные ОСВ предоставлены лабораторией геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН (г. Новосибирск).

Расчет палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению «наблюденных» температур T_i в скважине рассчитывается тепловой поток q через поверхность подстилающего основания, т. е. решается обратная задача геотермии. В результате построена схематическая карта распределения значений плотности теплового потока.

На втором этапе с известным значением q решаются прямые задачи геотермии - рассчитываются температуры U в заданных точках осадочной толщи Z в заданные моменты геологического времени t . Так были рассчитаны палеотемпературы отложений материнской баженовской свиты на времена начала / завершения формирования каждой свиты перекрывающего разреза.

Температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции залежей углеводородов [3] позволила прогнозировать вхождение материнских пород в главную зону нефтеобразования и начало интенсивной генерации баженовских нефтей - с 85 °С. Построены карты распределения палеотемператур и размещения палеоочагов генерации баженовских нефтей на времена t.

Для оценки распределения относительной плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей рассчитан условный интегральный показатель R по 20

формуле [2]: R = ^ (U i t i . 10 - ²), где U i — расчётная тем- i = 1

пература очага генерации нефти, ^оС; t i – время действия очага, млн. лет; количество временных интервалов i =1,…, 20 определено числом свит по этапам их формирования.

Путем интерполяции значений R построена схематическая карта распределения относительной плотности генерированных баженовских нефтей. Затем, учитывая суммарные толщины ачимовских отложений, построена схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов первично - аккумулированных баженовских нефтей в ачимовском резервуаре.

Проведенные исследования показывают определенный диссонанс распределения толщин ачимов-ских отложений и распределения плотности генерированных баженовских нефтей – на участках наиболее интенсивной генерации нефтей отмечается выклинивание ачимовского коллектора. Тем не менее, 30километровая полоса субмеридиального простирания в центральной части Нюрольской мегавпадины может быть рекомендована для первоочередного изучения нефтегазоносности ачимовского резервуара.