Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы тогурских нефтей Усть-Тымской мегавпадины

Территория Усть-Тымской мегавпадины слабо изучена геологогеофизическими методами. Западная часть бассейна, граничащая с Александровским, Средневасюганским и Пудин-ским палеовыступами, покрыта редкой сетью сейсмических профилей МОГТ. В восточных районах современные геофизические работы практически не проводились.

В Усть-Тымской депрессионной зоне распространены тогурская и баженовская нефтегенерирующие толщи, поэтому, при наличии резервуаров в отложениях осадочного чехла, определяют ее перспективность.

По генезису РОВ нефтепроизводящие породы баженовской свиты в пределах впадины имеют зональное строение [5]. В западной части впадины – это сапропелевое РОВ с показателем С орг = 9–12%. На востоке, в периферийной части (область распространения возрастного аналога – марьяновской свиты), где имело место окисление сапропелевого РОВ, – это

«псевдогумусовое» РОВ с показателем С орг = 2–3%. В переходной зоне (баженовской свиты в марьяновскую), где темп террагенного осадконакопления был выше, наблюдается увеличение гумусового РОВ – это смешанное РОВ с показателем С орг = 6–8%.

По генезису РОВ нефтепроизводящие породы тогурской свиты в пределах Усть-Тымской мегавпадины – это типичные озерные отложения с РОВ гумусового типа, имеющего показатель С орг = 1,5–5,0 %.

Для мелового и верхнеюрского НГК мегавпадины основной нефтегенерирующей свитой является баженовская, а для среднеюрского, нижнеюрского и палеозойского НГК источником нефти является РОВ тогурской свиты.

Цель настоящих исследований – оценка перспектив нефтегазоносности палеозойско-юрских отложений Усть-Тымской мегавпадины на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей и, как следствие, определение

первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ на юрские и палеозойский НГК.

Геолого-структурная характеристика территории исследований

Усть-Тымская мегавпадина является структурой I порядка, расположена в юговосточной части Западно-Сибирской плиты. Структуры чехла унаследуют отрицательные формы поверхности фундамента – Усть-Тымского грабен-рифта северовосточного простирания и Нарымско-Колпашевской впадины северо-западного простирания. Депрессия оконтурена положительными структурными формами I порядка (рис. 1). На юге через Северо-Парабельскую мегамоноклиналь она сочленяется с Парабельским мегавыступом. На востоке мегавпадина ограничена Пай-дугинским и Пыль-Караминским мегава-лами, на западе – Александровским сводом и Северовасюганским мегавалом. Мегавпадина осложнена структурами II порядка: в центральной части – Неготским, в западной – Сампатским, в восточной – Пыжинским мезопрогибами. На юго-востоке через Зайкинскую мезоседловину мегавпадина сочленяется с Восточно-Пайдугинской, а на юго-западе через Шингинскую мезоседловину – с Нюрольской мегавпадинами. На севере мегавпадина ограничивается Караминской мезоседловиной.

По отражающему горизонту IIа (кровля юрских отложений) по замкнутой изогипсе -2560 м площадь мегавпадины составляет 19400 км2, в рельефе доюрского основания мегавпадина увеличивается в размерах до 38000 км2 и включает в себя Северо-Парабельскую мегамоноклиналь, Караминскую и Зайкинскую мезоседловины.

Характеристика нефтегазоносности территории исследований

Усть-Тымская мегавпадина, Северо-Парабельская мегамоноклиналь и север- ная часть Парабельского мегавыступа расположены в пределах Усть-Тымского НГР Пайдугинской НГО. Восточная и самая южная части территории исследования входят в земли Пыль-Караминского и Парабельского НГР. Западная часть территории приурочена к Васюганской НГО [4]. Продуктивность разреза связана с доюрским, нижнеюрским, верхнеюрским и меловым НГК.

В доюрском НГК наиболее высокими емкостными свойствами обладают измененные породы, развитые по карбонатным и терригенно-карбонатным образованиям. Перспективы связывают и с корой выветривания по магматическим и метаморфическим породам кислого состава. Они объединяются одними исследователями в нефтегазоносный горизонт зоны контакта (НГГЗК), другими маркируются как пласт М. На Чкаловском месторождении из этих отложений получен приток газоконденсата. Получены прямые признаки нефтенасыщения в керне из интервалов палеозойского разреза на Северо-Мыльджинской параметрической скважине 1 и Толпаровской 1. На Ступенчатой площади из этого же интервала получен приток нефти с пластовой водой.

Нижнюю часть нижнеюрского НГК слагают геттанг-раннетоарские толщи ур-манской свиты с пластами Ю17-16. Перспективными являются площади палеодепрессий, где шло накопление пролювиальных отложений. Нефтепроявления в горизонте Ю16 отмечены в скважинах Толпаровская 2, Чкаловская 3, Соболи-ная172. Верхнюю часть НГК представляют позднетоар-ааленские песчаноглинистые отложения салатской свиты с пластами-коллекторами Ю 14-15 и Ю 11-13 . Залежи связаны с неантиклинальными ловушками зон выклинивания – на Александровском мегавале (Надеждинская зона), в пределах Пудинского мегавала и окружающих его депрессиях (Тамратская площадь). Основной нефтепроизводящей толщей для этого комплекса является то-гурская свита.

Рис. 1. Обзорная структурно-тектоническая схема территории исследования (по Конторови-чу А.Э., 1998, Конторовичу В.А., 2002): 1 – месторождения: а) нефтяное, б) газовое, в) газоконденсатное; границы тектонических элементов: 2 – I порядка, 3 – II порядка и номер структуры; 4 – речная сеть; 5 – исследуемая скважина и ее номер; 6 – восточная граница распространения баженовской свиты и «переходной» зоны; 7 – западная граница «переходной зоны» и распространения марьяновской свиты; 8 – граница зоны распространения тогурской свиты; 9 – контур района исследования; 10 – контур построения карт. Структуры II порядка: 1 – Неготский мезопрогиб, 2 – Пыжинский мезопрогиб, 3– Сампатский мезопрогиб, 4 – Зайкинская мезоседловина, 5 – Караминская мезоседловина, 6 – Шингинская мезоседловина, 7 – Пудинское мезоподнятие, 8 – Трайгородский мезовал. Скважины: К-Е350 – Киев-Еганская 350, Т1п – Тымская 1 парамерическая, Б1п – Береговая 1 параметрическая, К7 – Колпашевская 7, С37п – Сенькинская 37 параметрическая, Сн133 – Снежная 133, У-Т1 – Усть-Тымская 1, То1 – Толпаровская 1, Т317 – Трассовая 317, В360 – Вертолетная 360

Свита распространена в центральных и восточных частях мегавпадины и Северо-Парабельской мегамоноклинали, а также заливообразно, «языками», – в северной и юго-восточной частях Парабельского мегавыступа.

Основным разрабатываемым НГК является верхнеюрский . Он приурочен к отложениям келловей-титонского возраста, сформировавшимся в условиях перехода от континентальной обстановки осадконакопления на востоке с замещением в западном направлении до прибрежно-мелководно-морской. Основной нефтематеринской свитой в западной части участка исследований выступает баженовская свита, на востоке – марьяновская. Между границами распространения этих свит выделяется зона с переходными условиями седиментации и катагенеза . В пределах Усть-Тымской мегавпадины наибольшее площадное распространение имеет пласт Ю 1 ¹ васюганской свиты. Здесь открыты мелкие по запасам месторождения нефти: Киев-Еганское, Линейное, Тунгольское, Двойное, Соболиное.

Меловой НГК имеет в нижней части клиноформную модель геологического строения. Здесь выделяют несколько типов обстановки осадконакопления, к образованиям которых приурочены пласты-коллекторы. В нижней части разреза пласты представлены сравнительно выдержанными шельфовыми группами регрессивных циклитов, сложенных песчаниками и алевролитами (пласты Б 11-20 ). К этим пластам приурочены залежи газоконденсата на Мыльджинском газоконденсатном месторождении. На Соболином месторождении залежи газоконденсата приурочены к пластам А 12 , Б 12 , Б 10 киялин-ской свиты. На Гураринском месторождении залежи нефтегазоконденсата локализуются только в пластах Б 12 , Б 10 .

Палеотемпературное моделирование, картирование очагов генерации нефти

Прогнозирование очагов генерации то-гурских нефтей выполнено методами гео- температурного моделирования и палео-тектонических реконструкций [2]. При решении обратной задачи – определении плотности теплового потока из «основания» (рис. 2) – одновременно использованы как измерения пластовых температур, полученные при испытании 10 скважин (рис. 1), так и палеотемпературы, полученные пересчетом из определений ОСВ.

На втором этапе исследований для разрезов каждой скважины решением прямых задач геотермии восстановлена термическая история тогурских отложений в 10 ключевых моментах геологического времени (на начало/завершение формирование свит) и по геотемпературному критерию [1] выделены очаги генерации то-гурских нефтей (рис. 3).

• 91,6 млн лет назад (конец формирования покурской свиты) очаги интенсивной генерации нефти в тогурской свите еще не «работали». Максимальная температура в пределах зоны распространения пород тогурской свиты не превышала 92⁰С (рис. 3, А).

• 86,5 млн лет назад (конец формирования ипатовской свиты) очаги при температурах от 95 до 101 ⁰С практически повсеместно были распространены, за исключением Северо-Парабельской моноклинали и Парабельского мегавыступа (рис. 3, Б).

• 73,2 млн назад (конец формирования славгородской свиты) очаги при температурах от 95 до 104 ⁰С «работали» в пределах всей зоны распространения пород то-гурской свиты.

• 61,7 млн лет назад (конец формирования ганькинской свиты) – температуры очагов от 95 до 109 ⁰С.

• 41,7 млн лет назад (конец формирования люлинворской свиты) очаги генерации «работали» при температурах от 95 до 117 ⁰С.

• 37,6 млн лет назад (время максимального прогрева осадочной толщи) – температуры очагов от 95 до 118 ⁰С (рис. 3, В).

  

  Рис. 2. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания. Значения изолиний плотности теплового потока приведены в мВт/м². Остальные условные обозначения на рис. 1

  
  

• 32,3 млн лет назад (конец формирования чеганской свиты) очаги «работали» при температурах от 95 ⁰С до 111 ⁰С.

4,71 млн лет назад (конец миоценового времени) очаги «работали» при температурах от 95 до 109 0С, из зоны очагов вышел участок Северо-Парабельской моноклинали.

• 1,64 млн. лет назад (конец плиоценового времени) в очагах температуры от 95 до 107 ⁰С, из зоны очагов последовательно выходит и участок Парабельского мегавыступа.

Очаги интенсивной генерации тогур-ских нефтей продолжают «работать» и в современном разрезе при температурах от 95 до 101 0С, но лишь в центральной и северо-западной части мегавпадины (рис. 3, Г).

Расчет плотности начальных геологических ресурсов тогурских нефтей

Для районирования территории по степени перспективности среднеюрского, нижнеюрского и палеозойского НГК по величине первично-аккумулированных тогурских нефтей рассчитан условный интегральный показатель по формуле [3]:

УИП = Е (Tixtiх10-2) , где T i - температура очага генерации нефти на i -тый ключевой момент геологического времени, оС; ti - время действия очага, млн лет; i =1,9.

На рис. 4 приведена схематическая карта распределения плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей. Из рисунка следует, что к перспективным землям Усть-Тымской мегавпадины на начальные геологические ресурсы тогур-ских нефтей можно отнести практически всю область распространения тогурской свиты. Наибольшие ресурсы, вероятно, сосредоточены в центральной и югозападной части.

Первоочередные объекты ГРР на юрские и палеозойский НГК

Картирование (рис. 4) относительной плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей Усть-Тымской мегавпадины и ее обрамления позволяет констатировать высокую степень перспективности среднеюрского, нижнеюрского и палеозойского НГК практически на всех землях распространения тогурской свиты.

а

б

в г

Рис. 3. Схематические карты распределения геотемператур (значения изолиний в ^оС) и положения очагов генерации тогурских нефтей 91,6 (а), 86,5 (б), 37,6 (в) млн лет назад, в современном разрезе (г). Пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти породами тогурской свиты, – 95 ^оС. Остальные условные обозначения на рис. 1

Рациональная очередность поисковоразведочных работ представляется следующим образом: 1 – зона сочленения южной части Неготского мезопрогиба и Сампатского мезопрогиба, зона сочленения Северо-Парабельской моноклинали и Неготского мезопрогиба, центральная часть Неготского мезопрогиба; 2 – зона сочленения Неготского мезопрогиба и Средневасюганского мегавала.

Рациональной представляется следующая постановка поисков (новые площади): 1 – восточная часть Неготского мезопрогиба; 2 – северо-восточная часть Парабельского мегавыступа; 3 – северозападная часть Парабельского мегавыступа.

Рис. 4. Схематическая карта распределения плотности первично-аккумулированных тогур-ских нефтей в среднеюрском, нижнеюрском и палеозойском НГК Усть-Тымской мегавпадины. Значения изолиний в величине условного интегрального показателя УИП. Остальные условные обозначения на рис. 1

Основные результаты и выводы

• 1. Выполнен расчет значений плотности теплового потока из «основания» по 10 представительным глубоким скважинам. Восстановлена термическая история всех свит, включая нефтепроизводящие, в разрезах скважин.

• 2. Построен комплект схематических карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в тогурской нефтепроизводящей свите на 10 ключевых времен истории осадконакопления. Очаги выделены по геотемпературному критерию главной зоны нефтеобразования (ГЗН).

• 3. Температуры в очагах интенсивной генерации нефти тогурской свиты достигали 118^оС, зарождение очагов происходило 87 млн лет назад. 38 млн лет назад – время максимального прогрева материнских отложений. В это время нефтегене-рация происходила на всей площади распространения тогурской свиты.

• 4. Для отдельных районов территории исследований рассчитан условный интегральный показатель (УИП), учитываю-

• щий геотемпературу очагов генерации то-гурских нефтей и время действия этих очагов. Построена схематическая карта плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей – карта плотности начальных геологических ресурсов. Перспективные земли на начальные геологические ресурсы тогурских нефтей – это практически вся область распространения тогурской свиты.

• 5. Рекомендована рациональная очередность поисковых и поисковоразведочных работ на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК в пределах отдельных районов мегавпадины. Рекомендации охватывают все земли распространения тогурской свиты.

Карта плотности начальных геологических ресурсов построена в относительных единицах – единицах УИП. В дальнейшем на основе восстановленной термодинамической истории осадочного разреза и материнских отложений необходимо выполнить полноценное количественное моделирование процессов генерации и эмиграции УВ [6] – получить плотности начальных геологических ресурсов в т/м2.

Работа выполнена при финансовой поддержке гранта РФФИ 11-05-98008-р_сибирь_а.