Геологические условия формирования залежей углеводородов на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (северо-запад Томской области) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Зубков Владимир Андреевич

• Зубков Владимир Андреевич
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Зубков Владимир Андреевич

Введение

1 Геологическое строение и нефтегазоносность северо-запада Томской области

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоносность

1.4 Выводы к главе 1:

2 Специальные геохимические исследования

2.1 Фактический материал

2.2 Методика исследований

2.2.1 Пробоподготовка кернового материала и получение экстрактов

2.2.2 Пиролитический анализ пород по технологии Rock-Eval

2.2.3 Групповой анализ нефтей и экстрактов

2.2.4 Хроматомасс-спектрометрический анализ

2.2.5 Изотопный анализ углерода нефтей, экстрактов из пород, их фракций

2.2.6 Изотопный анализ углерода газовых компонентов

2.2.7 Кинетические исследования ОВ пород

2.3 Пиролитический анализ образцов пород

2.3.1 ROCK-EVAL пиролиз нефтегазоматеринских пород в режиме

«BulkRock»

2.3.2 ROCK-EVAL пиролиз нефтематеринских пород в режиме «BulkRock» после экстракции

2.3.3 ROCK-EVAL пиролиз пород-коллекторов (нефтенасыщенных пород)

в режиме «Reservoir»

2.4 Исследование экстрактов из пород

2.4.1. Выход экстракта и групповой состав

2.4.2 Хроматома^-спектрометрические исследования экстрактов из пород

2.4.3 Изотопный состав углерода экстрактов из пород и их фракций

2.5 Оценка катагенеза пород

2.5.1 Пиролитические данные

2.5.2 Молекулярные параметры катагенеза

2.6 Кинетические исследования ОВ пород

2.7 Генетические типы нефтей и закономерности их распространения

в районе исследования

2.7.1 Групповой состав нефтей

2.7.2 Хроматомасс-спектрометрические исследования нефтей

2.7.3 Изотопный состав углерода нефтей и их фракций

2.8 Выводы к главе

3 Моделирование формирования и сохрания залежей углеводородов

3.1 Создание каркаса модели седиментационного бассейна

3.1.1 Деление на геологические слои и ячейки региональной модели

3.1.2 Деление на геологические слои и ячейки локальной модели

3.2 Анализ теплового поля

3.2.1 Температура на поверхности

3.2.2 Тепловой поток фундамента

3.3 Геохимический анализ, генерация углеводородов

3.3.1 Определение начальных генерационных качеств и кинетических параметров органического вещества

3.3.2 Корреляция нефтей и нефтематеринских пород

3.3.3 Закономерности распространения

3.3.4 Исследования проб газов

3.4 Моделирование условий формирования залежей углеводородов

3.4.1 Миграция и аккумуляция углеводородов в региональной модели

3.4.2 Миграция и аккумуляция углеводородов в локальной модели

3.5 Оценка ресурсного потенциала, обсуждение результатов

3.5.1 Оценка ресурсного потенциала на региональном этапе

3.5.2 Оценка ресурсного потенциала на локальном этапе

3.6 Рекомендации по дальнейшему геологическому изучению недр

3.6.1 Дочерняя модель

3.6.2 Материнская модель

3.7 Выводы к главе 3:

Заключение

Список сокращений

Список использованной литературы

Список иллюстраций

Список таблиц

Приложение А Выкопировки из паелогеграфических схем для района

исследования

Приложение Б Данные, использованные для определения степени катагенеза

органического вещества

Приложение В Схема корреляции по линии скважин Трайгородско-

Кондаковского месторождения

Приложение Г Форма кривых альфа ПС в верхнеюрских пластах

Приложение Д Процентное содержание литотипов

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологические условия формирования залежей углеводородов на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (северо-запад Томской области)»

Актуальность исследования.

Изучение геологических условий формирования нефтяных и газовых залежей относится к теоретическим вопросам, имеющим огромное практическое значение. Степень его познания оказывает прямое влияние на оценку перспектив нефтегазоносности, а также на выбор методики ведения геологоразведочных работ на эти полезные ископаемые. Необходимость решения этого вопроса диктуется требованием повышения эффективности геологоразведки не на основе случайных признаков и догадок, а на глубоких научных предпосылках.

Изучение условий формирования нефтяных и газовых залежей конкретных нефтегазоносных районов и месторождений позволяет более объективно подойти к оценке того или иного теоретического представления об условиях образования и миграции нефти. Это, в свою очередь, способствует правильному выбору направления поисковых и разведочных работ на нефть и газ в пределах отдельных нефтеносных провинций.

Степень изученности темы исследования

Историко-геологический метод прогноза нефтегазоносности или бассейновое моделирование зиждется на органогенно-миграционной теории происхождения нефти и учении о стадийности образования углеводородов. Современные основы метода были разработаны выдающимися отечественными учеными в течение всего XX века: Н.Б. Вассоевичем, И.М. Губкиным, Б.А. Соколовым, Н.В. Лопатиным, Ю.И. Галушкиным, Алленом, Хэнчелом др.

Современное понятие «бассейновое моделирование» включает в себя численное моделирование геологических процессов в осадочных бассейнах на протяжении их формирования, которое математически воспроизводит эволюцию бассейна осадконакопления, его прогрев, геохимические преобразования и движение флюидов. Существуют пакеты специального программного обеспечения, позволяющие объединить моделирование этих сложных физических и химических процессов в стройную систему. Прогрессивные вычислительные

мощности позволяют производить полноценные расчёты даже для трёхмерных нефтегазовых систем.

Сегодня бассейновое моделирование рассматривается ведущими мировыми нефтегазовыми компаниями как обязательный элемент геологоразведочных работ. Научный мир так же рассматривает моделирование нефтегазоносных систем в качестве основного направления, обеспечивающего прогноз нефтегазоносности. В то же время, применение его зачастую ограничивается региональным или поисково-оценочным этапами. В диссертационной работе описаны две связанные между собой модели разного разрешения и масштаба, их построение дало возможность получить прикладные результаты как на поисково-оценочном, так и на разведочном этапе.

Рассмотренные в диссертационной работе геологические структуры, в силу своей нефтегазоперспективности, нередко становились объектом внимания исследователей, в том числе, вклад в развитие представлений о геологии региона внесли В.Б. Белозёров, В.С. Бочкарёв, Н.А. Брылина, О.М. Гринев, Е.Е. Данненберг, О.Г. Жеро, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, А.А. Нежданов, И.И. Нестеров, В.С. Сурков, Р.В. Требс, Ю.А. Чикишев, А.С. Фомичев, Б.Н. Шурыгин и др. Процесс генерации углеводородов и его региональные особенности как ключ к формированию целостной картины образования залежей углеводородов освещен в работах Н.Б. Вассоевича, И.В. Гончарова, А.Э. Конторовича, Н.В. Обласова, В.В. Самойленко, О.Ф. Стасовой, А.Н. Фомина и др. Актуальность моделирования нефтегазовых систем, обеспечивающих прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов подчеркивают защищённые в последнее время диссертации (Афанасенков А.П., И.А. Санникова, А.В. Полищук, Я. Хоуцян, А.А. Дешин, К.В. Мусихин, С.В. Малышева и др.).

Исследование, ставшее основой работы, проведено в два этапа.

Объектом первого (регионального) этапа диссертационного исследования стал участок площадью 25 000 км2 на северо-западе Томской области. В тектоническом отношении он охватывает восточный борт Нижневартовского свода, Александровский свод и разделяющий их Колтогорский прогиб.

Территория характеризуется хорошей степенью геолого-геофизической изученности. Однако, изученность крайне неравномерна, имеются участки с низкой плотностью бурения. Информации для корректной детерминистической оценки ресурсов недостаточно, в связи с отсутствием на западном борту Александровского свода классических антиклинальных ловушек.

Объектом второго (локального) этапа исследований выбран участок, покрытый 3D сейсморазведкой общей площадью 481 км2 в районе Трайгородско-Кондаковского нефтяного месторождения, расположенного в купольной части Александровского свода. Малая мощность коллекторов, сложное геологическое строение и аномальные температурные градиенты не позволили дать достоверную оценку углеводородного потенциала осевой части Александровского свода на региональном этапе. Нефтегазоносность верхнеюрских отложений Трайгородско-Кондаковского месторождения доказана бурением, но существуют геологические неопределённости, не позволяющие считать месторождение достоверно изученным. Залежи разделены на блоки разломами, экранирующие свойства которых не доказаны, водонефтяной контакт установлен условно для каждого из этих блоков и не вскрыт скважинами. Кроме того, очаг генерации в купольной части Александровского свода и наличие молодых посттуронских разрывных нарушений даёт основание предполагать миграцию УВ вверх и формирование залежей в меловых отложениях. Ключевая роль кайнозойских разломов в процессе вертикальной миграции нефти из нефтематеринских пород в меловые песчаные пласты на юго-востоке Западной Сибири подчёркивается ведущими учёными (А.Э. Конторович, В.А Конторович, А.Н. Фомин и др.) Специальные геохимические исследования, детальная дочерняя модель формирования залежей, созданная на локальном этапе и проведённый модельный эксперимент призваны снизить эти неопределённости.

Геолого-геофизические и геохимические исследования региона прошлых лет позволили сформировать концептуальную основу бассейновой модели. Основным источником генерации нефти на исследуемой территории являются породы баженовской свиты Колтогорского прогиба, как наиболее погруженной

части надрифтовой депрессии. Первичная миграция в нижележащий коллектор васюганской свиты активно протекала благодаря мощному флюидоупору, сформированному куломзинскими глинами и перекрывающему баженовскую свиту. Вторичные латеральные миграционные процессы объясняются силой Архимеда, выталкивающей углеводороды из погруженных зон в приподнятые. Это приводит к заполнению антиклинальных ловушек положительных структур по обе стороны Колтогорского прогиба углеводородами. Кроме того, существует аномально сильно прогретая область в осевой части Криволуцкого вала, выделенная и оконтуренная по скважинным данным, где так же возможна генерация нефти. (Рисунок 1).

Рисунок 1 - Концептуальная схема формирования залежей углеводородов

(иллюстрация автора)

Цель исследования.

Цель диссертационного исследования заключается в реконструкции геологических условий формирования залежей углеводородов, и прогноз нефтегазоносности на основе бассейнового моделирования.

Основные задачи исследований:

- восстановить тектоническую историю и закономерности заполнения осадочного бассейна;

- проанализировать палеоструктурный и палеогеографический факторы, определяющие литофациальный состав целевого интервала разреза;

- оценить углеводородные системы - зоны развития коллекторов, покрышек и нефтематеринских толщ, и их эволюцию;

- уточнить представления о динамике аномалий теплового поля с целью локализации площадей генерации нефти газа;

- уточнить знания о количественном содержании, составе и зрелости органического вещества нефтематеринских пород и нефти в залежах;

- численно смоделировать процессы генерации, миграции, аккумуляции и консервации залежей углеводородов во времени, локализовать зоны, перспективные на накопление нефти и газа;

- установить генетические связи флюидов в модельных зонах аккумуляции с материнскими породами;

- оконтурить перспективные зоны, оценить ресурсный потенциал модельных залежей углеводородов.

Методика исследований.

Исследования выполнены на основе принципов бассейнового моделирования и органогенно-миграционной теории образования залежей углеводородов. Бассейновая модель интегрирует результаты исследований тектоники, седиментации, процессов изменения температуры недр и катагенеза органического вещества, отражает процессы генерации, латеральной и вертикальной миграции, аккумуляции и консервации залежей углеводородов, локализует перспективные зоны аккумуляции нефти и газа.

Возможность формирования залежей в меловых отложениях Трайгородско-Кондаковского месторождения в результате миграции углеводородов по проводящим разломам оценена при помощи модельного эксперимента.

Специальными геохимическими исследованиями изучены нефти, газы, экстракты нефтесодержащих пород, образцы керна нефтегазоматеринских пород. Виды исследований и методики их выполнения детально описаны во второй главе данной работы. Для определения степени катагенеза органического вещества автор использовал не только общепринятые соотношения с отражательной способности витринита (Яо) (определения выполнены в лаборатории ИГиРГИ), но и запатентованные зависимости от молекулярного состава (Патенты РФ № 2004117234, Яи 2634254 С1) и от температуры максимума интенсивности разложения ОВ породы (Ттах), определяемого пиролизом [34].

Научная новизна.

1. Впервые для северо-запада Томской области на основе новых методических приёмов реконструирована тектоническая и термическая история на базе трёхмерной модели формирования седиментационного бассейна.

2. С учётом вновь полученных результатов геохимических анализов и выявленных термобарических особенностей разреза рассчитана интенсивность генерации углеводородов во времени, общая масса генерации составляет 15,2 млрд. т.

3. Сознанная трёхмерная модель позволила впервые оценить надежность консервации залежей УВ с учетом перестройки структурных планов в циклы тектонической активизации региона. Комплексирование физических, химических, гидродинамических свойств разреза в бассейновой модели впервые дало возможность наиболее обоснованного прогноза нефтеносности. В результате проведённых исследований получена пространственная модель распределения зон аккумуляции углеводородов на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Впервые на мало изученных бурением территориях восточного борта Колтогорского прогиба выявлены литологически-экранированные перспективные зоны аккумуляции углеводородов в верхнеюрских отложениях

4. Впервые при помощи модельного эксперимента оценена возможность заполнения ловушек углеводородами и формирования промышленно значимых залежей в меловых отложениях Трайгородско-Кондаковского месторождения.

Защищаемые положения.

1. Особенности тектонического развития предопределили формирование на северо-западе Томской области двух зон с повышенной интенсивностью теплового потока: Колтогорского прогиба и купольной части Александровского свода.

2. Время начала интенсивной генерации жидких углеводородов в районе Криволуцкого вала - маастрихт, в ипрский век началось активное образование и первичная миграция нефти из баженовской свиты Ильякского прогиба. Общая масса генерации нефти на территории исследования составила 15,2 млдр т.

3. На территории Трайгородско-Кондаковского месторождения в ловушках раннемелового возраста не формируются залежи углеводородов, несмотря на наличие посттуронских условно-проницаемых разломов.

Степень достоверности результатов исследования

Степень достоверности выполненного исследования определяется полнотой геолого-геофизической и геохимической изученности территорий, рассмотренных на разных этапах работы. Результаты регионального этапа в большинстве своём носят качественный характер. В то время как на локальном уровне использована исчерпывающая доступная геолого-геофизическая информация, получены количественные оценки, согласующиеся с фактическими данными.

Теоретическая значимость исследования.

Исследования, проведённые в рамках диссертационной работы, охватывают лишь небольшой участок на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. При этом рассматриваемый участок может рассматриваться, как представительный так как охватывает зоны генерации (как аномальные, так и стандартные), области миграции и аккумуляции углеводородов. Таким образом, использованные методические приёмы и результаты могут быть транслированы

на другие участки Западной Сибири, а также отдалённые терригенные нефтегазовые бассейны.

Практическая значимость исследования.

В границах регионального этапа работ исследования позволили оценить ресурсный потенциал верхнеюрских отложений, выделить новые перспективные на нефть поисковые объекты. Уточнить представление об очагах генерации и основных путях миграции углеводородов.

Для территории, исследованной на локальном этапе, ресурсный потенциал верхнемеловых и юрских отложений оценен количественно.

Выполнена оценка проводящей роли разломов в формировании Трайгородско-Кондаковского месторождения. Результаты моделирования показали низкую вероятность возникновения залежей в нижнемеловых пластах. Возможность такой оценки может быть применена на участках с недоказанными перспективами нефтегазоносности меловых отложений.

Результаты оформлены в виде карт, схем, бассейновых моделей, составленных лично автором и при его участи.

Внедрение результатов работы.

На основании исследований для АО «Томскнефть» ВНК подготовлены рекомендации, легшие в основу программы геологоразведочных работ на Трайгородско-Кондаковском лицензионном участке недр, заложены поисково-оценочные и разведочные скважины. Результаты исследований применяются для принятия управленческих решений о лицензировании и распределении объёмов геологоразведочных работ по всей изученной территории.

Апробация работы.

Результаты исследований апробированы на конференциях и совещаниях различного уровня: 22-ой конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2020» (Геленджик, 2020); научно-практической конференции по вопросам разведки и разработки месторождений нефти и газа на территории Восточной Сибири (Красноярск, 2020); международной Российской нефтегазовой технической конференции SPE

(Society of Petroleum Engineers Europe Limited) (онлайн, 2021), всероссийской междисциплинарной молодёжной научной конференции с международным участие «Азимут ГЕОнаук - 2023» (Томск, 2023); всероссийской (с международным участием) научно-технической конференции «Геологические науки - 2023» (Саратов, 2023).

Личный вклад автора.

В работе использованы данные и результаты многолетних геолого-геофизических и геохимических исследований, выполненных и собранных АО «ТомскНИПИнефть», а также литературные источники и фондовые материалы.

Автор изучил литолого-петрофизические и геохимические свойства элементов нефтегазоносной системы. Построил трёхмерный каркас бассейновой модели с последующим наполнением его петрофизическими и генерационными свойствами.

Адаптировал к региону модель прогрева недр и преобразования органического вещества нефтегазоматеринских толщ.

Построил и откалибровал тепловую модель для палео- и современных условий. Калибровка выполнена на современные данные 386 замеров термометрии при испытании пластов и определения температурного градиента по 5 скважинам и расчётные значения степени катагенеза органического вещества по 51 скважине по отражательной способности витринита и геохимическим параметрам.

На основании бассейнового моделирования и геохимических корреляций автор изучил механизм миграции, аккумуляции и консервации УВ в ловушках. Локализовал перспективные на нефть и газ зоны и дал количественную оценку ресурсного потенциала юрских отложений.

Автор провёл модельный эксперимент, с помощью которого оценил возможность формирования промышленно-значимых залежей углеводородов в нижнемеловых отложениях Трайгородско-Кондаковского месторождения.

Диссертация выполнена в институте АО «ТомскНИПИнефть» и Национальном исследовательском Томском государственном университете, под руководством доцента кафедрой палеонтологии и исторической геологии, доцента к.г.-м.н. - Татьянина Геннадия Михайловича.

Структура диссертации

Задачи исследования определили структуру работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка сокращений, списка использованной литературы, списка иллюстраций, списка таблиц, пяти приложений. Диссертация изложена на 226 страницах, содержит 105 рисунков, 13 таблиц. Список использованной литературы состоит из 106 пунктов, 20 из которых на иностранном языке.

Благодарности.

Автор благодарен своему научному руководителю - доценту кафедры палеонтологии и разведочной геологии Томского государственного университета Татьянину Геннадию Михайловичу. Автор признателен профессору Национального Исследовательского Томского политехнического университета д.г.-м.н. - Гончарову И.В. за ценные советы и консультации, благодарен сотрудникам АО «ТомскНИПИнефть» - Самойленко В.В., Обласову Н.В., Фадеевой С.В. за совместную работу и помощь в настройке и калибровке модели, Молодых П.В., Голященко А.В., Франц О.А., Боброву А.В., Чернову А.Г. и др. за поддержку. За неоценимую помощь в освоении программного обеспечении и экспертное мнение Петриченко Ю.А. ООО «РН-Эксплорейшен». Автор признателен компании АО «Томскнефть» ВНК за возможность использования геолого-геофизических материалов.

1 Геологическое строение и нефтегазоносность северо-запада

Томской области

Общая характеристика.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция - одна из крупнейших в мире, она простирается на большей части молодой эпигерцинской плиты и продолжается на шельф Карского моря. Фундамент неоднородный: на западе -герцинский, в центральной, восточной и северной частях преимущественно байкальский, на юге салаирский, каледонский и герцинский.

Глубина его залегания варьирует от 1,5-2 км до 10 км и более, регионально погружается на север, северо-восток. Основание чехла рассекает система грабенов, выполненных отложениями триаса и ранней юры Т-11 мощностью 5-8 км.

Нефтегазоносны отложения палеозоя, нижней, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела. В качестве регионально прослеживаемых нефтегазоматеринских пород рассматриваются глинисто-кремнистые породы баженовской свиты, глинистые отложения нижнего мела.

Трёхмерная модель формирования залежей углеводородов, послужившая основой данной работы, описывает лишь небольшой участок юга Западной Сибири на северо-западе Томской области.

Однако, этот участок включает в себя часть регионального Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, протянувшегося с юга на север через всю ЗападноСибирскую плиту, крупную положительную структуру - Александровский свод, ядро доюрского основания которого выполнено гранитной интрузией, что является распространённым явлением для юга Западной Сибири.

Так, выступы гранитоидных массивов наблюдаются на кровле фундамента в районе Каймысовского свода, в южной части Демьянского мегавала, в центральной зоне Красноленинского свода и др. Область сочленения отрицательной и положительной структур также представляет интерес.

Общегеологические представления о термобарических характеристиках разреза и условиях генерации углеводородов позволяют сделать предположение о том, что основным источником генерации является наиболее погруженная область, из которой нефть и газ мигрируют под действием гравитационных сил в замкнутые антиклинальные ловушки.

Таким образом, использованные методические приёмы и полученные результаты могут быть транслированы на существенно большую область, охватывающую южную часть нефтегазоносной провинции со схожими геологическими условиями.

Район работ расположен на северо-западе Томской области и условно ограничен на севере и западе административными границами и простирается на юго-восток до Чкаловского месторождения.

Включает в себя лицензионные участки недр - Советский, Нижневартовский, Вахский, Трайгородско-Кондаковский №58, Куль-Еганский №56, Аленкинский №54, Проточный-1 уч. №110-1, Проточный-2 блок №110-2 (Рисунок 1.1 ).

На территории работ пробурено 510 поисково-оценочных и разведочных скважин. Керн нефтематеринских пород представлен в 56 скважинах в объёме 651 м., пиролитические исследования проведены для 53 образцов баженовской свиты.

Исследовано 137 образцов нефти из 66 скважин. Сейсморазведочные работы выполнены в объёме 22166 пог. км 2D съёмки и 1074 км2 3Э съемки.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В качестве базовой информации для стратиграфической характеристики исследуемой территории использованы Решения межрегиональных стратиграфических комитетов [67-69]. Стратиграфическое районирование осадочного чехла исследуемого региона обобщено и сведено в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Стратиграфическое районирование

эра период отдел век начало конец район свита район свита район свита

кайнойзой палеоген палеоцен датский 66 61.6 Ганькинская -

« Й верхний Маастрихт 72.1 66 ьякский Ганькинская й

кампан 83.6 72.1 | 3 а Тюменско- к с _ и

Славгородская | Васюганский £ £ СО о ей о м е & м (О 3 Березовская

Сантон 86.3 83.6 ч о и с Ипатовская

Коньяк 89.8 86.3

турон 93.9 89.8 8 О Кузнецовская Кузнецовская

сеноман 100.5 93.9 5 б Омско-Ларьякский Покурская -

о Ч е м нижний альб 113 100.5

апт 125 113

мезозой й и к с и а я I £ 1 8 Вартовская й и к с и о & 'Э 3 3 3 к о »3 и С Вартовская 14 Нижневартовский Алымская

баррем 129.4 125 Ванденская Ванденская

готерив 132.9 129.4

валанжин 139.8 132.9

к «С Тарская К «С 3 Мегионская Мегионская

берриас 145 139.8 П") Куломзинская

юрская верхний титон 152.1 145 Пурпейско-Васюганский Бажен -

кимеридж 157.3 152.1 Георгиевская

оксфорд 163.5 157.3 Васюганская

средний келловей 166.1 163.5

бат 168.3 166.1 Нюрольский Тымский Тюменская й и Тюменская -

байос 170.3 168.3

аален 174.1 170.3

Салатская к с в е в а к л Пешковская

нижний тоар 182.7 174.1

Тогурская о Тогурская

поздний плинсбах 182.7 Урманская Урманская

Ниже, на рисунке Рисунок 1.2 отражено положение участка исследования на всех схемах структурно-фациального районирования осадочного чехла Западной Сибири.

Рисунок 1.2 - Положение участка исследования на схемах структурно-

фациального районирования

В разрезе Западной Сибири выделяют три структурных этажа (Рисунок 1.3):

1) Складчатый фундамент, сложенный формациями почти исключительно палеозойского возраста.

2) Рифтовый (или промежуточный) структурный этаж, представленный базальтами, иногда базальтами и риолитами преимущественно раннего триаса, сменяющимися вверх по разрезу базальт-терригенными, а потом и чисто терригенными толщами среднего и позднего триаса.

3) Ортоплатформенный чехол, сложенный юрскими и более молодыми, практически почти недислоцированными осадочными толщами, которые и вмещают почти все месторождения углеводородов Западной Сибири. Мощность чехла увеличивается в северном направлении, достигая 6 км и более.

м •— Е

Ь-------- к. ф • меловые отложения ,..........—............. .^отЛ--;....' / ..................... ..................... .... ------------------...------......• ____... ■ ............. .....„,..- ....-Я— I А.. юрк: <ие отложения , ^ Г ПЩш ' \ \ леозойский фундамент

1« ' ^ •---------- <4. «Л-Л ' Т Ч.ж! . . . 1 Гту--' •7 » 1 5 г» 1 па

Рисунок 1.3 - Схематическое строение осадочного чехла изучаемой области

(В.А. Конторович, 2009)[39]

Первые два этажа обычно называют доюрским основанием Западно -Сибирской плиты, эти этажи характеризуются блоковым строением.

ДОЮРСКОЕ ОСНОВАНИЕ.

Под поверхностью доюрского основания несогласно залегает складчатый фундамент, сложенный различными по возрасту и составу блоками горных пород. Принципиальная актуализированная геолого-формационная модель доюрского основания рассмотрена в работе Л.В. Смирнова и В.С. Суркова [15]. Докембрийские толщи развиты локально в Красноленинском и Шаимском районах, нерасчлененные образования архея и протерозоя выделены по структурному принципу в сводах крупнейших антиклинориев фундамента [20].

На большей части Колтогорского мегапрогиба и в пределах Дальнестрежевской мезоседловины отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла залегают на эффузивно-осадочной толще, сформировавшейся в процессе раннетриасового рифтогенеза.

Аналогичные породы вскрыты скважинами в западных районах Александровского свода на Среднепроточной, Куль-Еганской, Александровской, Панковской, Горстовой, Южно-Охтеурской и Новонадеждинской площадях.

В центральной части Александровского свода получил развитие крупный гранитный батолит, над которым в рельефе мезозойско-кайнозойских отложений выделяется Криволуцкий вал - наиболее контрастная структура Александровского свода.

В юго-восточной части Александровского свода и в зоне его сочленения с Колтогорским мезопрогибом получили развитие, преимущественно, карбонатные породы, вскрытые скважинами Сутыгинская-1, Северо-Сутыгинская-2 и Полонская-1. Крупное поле карбонатных пород позднего девона - раннего карбона получило развитие к северо-востоку от Криволуцкого гранитного батолита, на Вахском куполовидном поднятии и к югу от него. На Обской, Пойменной, Полуденной, Назинской, Южно-Назинской площадях доюрское основание сложено терригенными породами.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Зубков Владимир Андреевич, 2024 год

Список использованной литературы

1. Анализ позитивного и негативного влияния разрывных нарушений на сохранность залежей углеводородов на юго-востоке Пермского края / К. В. Попова, Л. С. Додонова, А. В. Габнасыров [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 4. - С. 4-11.

2. Брылина Н. А. Моделирование геологического строения, районирование и оценка перспектив нефтегазоносности нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область) / Н. А. Брылина, Л. И. Камынина, Б. М. Волков. - Томск : Томский филиал ФБУ «ТФГИ по Сибирскому федеральному округу», 1998. - 91 с.

3. Варзарова Э. Г. Особенности вещественного состава пород фундамента Западно-Сибирской плиты (Александровский свод) / Э. Г. Варзарова, И. Ф. Гертнер, Г. Г. Кравченко // Современные тенденции развития нефтегазовой и машиностроительной отраслей : материалы I Междунар. конф., Пермь, 25 мая 2016 г. - Пермь, 2016. - С. 11-16.

4. Вассоевич Н. Б. Нефтегазоносный бассейн - основной элемент нефтегеологического районирования крупных территорий / Н. Б. Вассоевич, А. Я. Архипов, Ю. К. Бурлин // Вестник МГУ. Серия 4 : Геология. - 1970. - № 5. - С. 13-24.

5. Вассоевич Н. Б. О нефтематеринских отложениях терригенного типа // Геологический сборник : (даклады и статьи) // Научное Инженерно-техническое общества (НИТО) нефтяников при ВНИГРИ. - Л., 1955. - Вып. 3. - С. 281-290.

6. Вассоевич Н. Б. Современные достижения в развитии органогенно-миграционной теории образования и накопления нефти и газа / Н. Б. Вассоевич, Б. А. Соколов // Известия вузов. Геология и разведка. - 1976. - № 5. - С. 67-72.

7. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западносибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества / Ю. А. Филипцов, И. В.

Давыдова, Л. Н. Болдушевская [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - С. 52-57.

8. Влияние мезозойско-кайнозойских тектонических процессов на формирование верхнеюрских и меловых залежей углеводородов в северной части Александровского свода / В. А. Конторович, А. Ю. Калинин, Л. М. Калинина, М. В. Соловьев // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55, № 5-6. - С. 847-861.

9. Галимов Э. М. Природа биологического фракционирования изотопов / Э. М. Галимов. - М. : Наука, 1981. - 247 с.

10. Галушкин Ю. И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности : монография / Ю. И. Галушкин. - М. : Научный мир, 2007. -457 с.

11. Генерационный потенциал органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири (Томская область) / И. В. Гончаров, С. В. Фадеева, В. В. Самойленко [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 11. - С. 12-16.

12. Генетические типы и природа флюидов углеводородных залежей юго-востока Западной Сибири / И. В. Гончаров, Н. В. Обласов, А. В. Сметанин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 11. - С. 8-13.

13. Геологическое строение фундамента центральной части ЗападноСибирской платформы (Юганско-Колтогорский регион) / К. С. Иванов, Н. П. Костров, Н. В. Вахрушева [и др.]. - Екатеринбург : ИГГ УрОРАН, 2018. - 325 с.

14. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов [и др.]. - М. : Недра, 1975. - 680 с.

15. Геолого-формационная карта фундамента юго-востока ЗападноСибирской плиты (Томская, Новосибирская, Омская области) масштаба 1:1 000 000 / ред. В. С. Сурков; сост.: О. Г. Жеро, А. И. Недоспасов [и др.]. -Новосибирск : Фонды СНИИГ-ГиМС, 2008. - 209 с.

16. Геолого-формационная модель доюрского основания ХМАО-Югры / Л. В. Смирнов, А. И. Недоспасов, В. С. Сурков, А. В. Тугарева // Пути реализации

нефтегазового потенциала ХМАО-Югры : материалы XX науч.-практ. конф., Ханты-Мансийск, 11 авг. 2016 г. - Ханты-Мансийск, 2017. - С. 228-237.

17. Гончаров И. В. Генетические типы нефтей Томской области / И. В. Гончаров, С. В. Носова, В. В. Самойленко // Химия нефти и газа : материалы V Междунар. конф., Томск, 22-26 сент. 2003 г. - Томск, 2003. - С 10-13.

18. Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири / И. В. Гончаров. -М. : Недра, 1987. - 181 с.

19. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:1000000 (третье поколение). Серия Алтае-Саянская. Лист №-44. Новосибирск. Объяснительная записка / Г. А. Бабин, А. И. Черных, А. Г. Головина [и др.]. - СПб. : Изд-во ВСЕГЕИ, 2015. - 392 с.

20. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Третье поколение. Карта доплиоценовых образований. Серия : Западно-Сибирская. 1:1000000 / под. ред. Д. А. Аронсон. - Тобольск : ООО Геотэкс, 2006. - Лист О-42.

21. Губкин И. М. Учение о нефти / И. М. Губкин. - М. : Наука, 1975. - 384

с.

22. Гурари Ф. Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) / Ф. Г. Гурари. - Новосибирск : СНИИГГиМС, 2003. - 141 с.

23. Даненберг Е. Е. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область) / Е. Е. Даненберг, В. Б. Белозёров, Н. А. Брылина. - Томск : Изд-во Том. политехн. ун-та, 2006. - 291 с.

24. Захрямина М. О. Принципиальная модель строения ачимовской толщи Сургутского и Нижневартовского сводов и ее взаимоотношение с шельфовыми пластами неокома // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 5863.

25. Зубков В. А. Трёхмерная модель формирования залежей углеводородов на северо-западе Томской области / В. А. Зубков, П. В. Молодых,

И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, В. И. Ахтемейчук // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 9. - С. 88-92. - 0,55 / 0,5 а.л. В переводной версии журнала, входящей в Scopus

Zubkov V. A. 3d model of hydrocarbon accumulation formation in the northwestern part of Tomsk region / V. A. Zubkov, P. V. Molodykh, I. V.Goncharov, V. V.Samoilenko, N. V. Oblasov, V. I. Akhtemiychuk // Neftyanoe Khozyaystvo-Oil Industry. - 2020. - № 9. - P. 88-92.

26. Зубков В. А. Поэтапное моделирование процесса формирования залежей Трайгородско-Кондаковского нефтяного месторождения / В. А. Зубков, П. В. Молодых, И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Р. С. Кашапов // Нефтяное хозяйство - 2022. - № 2. - С. 32-37. - 0,64 / 0,6 а.л.

В переводной версии журнала, входящей в Scopus

Zubkov V. A. Step-by-step modeling of the formation of deposits in the Traigorod-Kondakovskoye oil field / V. A. Zubkov, P. V. Molodykh, I. V.Goncharov, V. V.Samoilenko, R.S. Kashapov // Neftyanoe Khozyaystvo-Oil Industry. - 2022. - № 2. - P. 32-37.

27. Зубков В. А. Результаты применения бассейнового моделирования для северо-запада Томской области / В. А. Зубков, И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов // Геомодель 2020 : сб. материалов 24-й науч.-практ конф. по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа, Геленджик, 5-8 сент. 2020 г. - М., 2020. - 497 с. - 0,27 / 0,2 а.л.

В переводной версии журнала, входящей в Scopus

Zubkov V. A. Basin immersion for the north-west of Tomsk Region / V. A. Zubkov, I. V.Goncharov, V. V.Samoilenko, N.V. Oblasov // Geomodel 2020, September 5-8, 2021.

28. Зубков М. Ю. Региональный прогноз нефтеносности баженовской свиты // Геология и геофизика. - 2017. - Т. 58, № 3-4. - С. 504-510.

29. Иванов К. С. О времени заложения системы триасовых рифтов Западной Сибири / К. С. Иванов, Ю. В. Ерохин // Доклады Российской академии наук. Науки о Земле. - 2019. - Т. 486, № 1. - С. 88-92.

30. Исаев В. И. Мезозойско-кайнозойский ход температур на поверхности Земли и геотермический режим юрских нефтематеринских отложений (южная палеоклиматическая зона Западной Сибири) / В. И. Исаев, А. А. Искоркина // Геофизический журнал. - 2014. - Т. 36, № 5. - С. 64-80.

31. Исаев В. И. Нефтегазоносность нижнеюрского и ачимовского резервуаров Нюрольской мегавпадины / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, Е. Н. Осипова // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55, № 12. - С. 1775-1786.

32. Калмыков Г. А. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала / Г. А. Калмыков, Н. С. Балушкина. - М. : ГЕОС, 2017. -247 с.

33. Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность / Ю. Н. Карогодин. - М. : Недра, 1980. - 242 с.

34. Катагенез органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири (Томская область) / И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, С. В. Фадеева // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 10. - С. 32-37.

35. Клещев К. А. Нефтяные и газовые месторождения России : справочник : в 2 кн. / К. А. Клещев, В. С. Шеин. - М. : ВНИГНИ, 2010. - Кн. 2 : Азиатская часть России. - 720 с.

36. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов / В. И. Исаев, Р. Ю. Гуленок, О. В. Веселов [и др.] // Геология нефти и газа. - 2002. - № 6. - С. 48-54.

37. Конторович А. Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности / А. Э. Конторович. - М. : Недра, 1976. - 250 с.

38. Конторович А. Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А. Э. Конторович, С. В. Ершов, В. А. Казаненков // Геология и геофизика. - 2017. - Т. 55, №5-6. - С. 745-776.

39. Конторович В. А. Мезо-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50, № 4. - С. 461-474.

40. Конторович В. А. Модель формирования неокомского клиноформного комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с учетом изостазии / В. А. Конторович, В. В. Лапковский, Б. В. Лунев // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 65-72.

41. Конторович В. А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири / В. А. Конторович. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. - 253 с.

42. Костырева Е. А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири / Е. А. Костырева. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. - 183 с.

43. Крутенко Д. С. Эксклюзивная карта мезозойско-кайнозойского теплового потока западных районов Томской области на фоне тектонической карты фундамента Западно-Сибирской плиты В.С. Суркова. / Д. С. Крутенко // Проблемы геологии и освоения недр : труды XXV Международного симпозиума имени академика М.А. Усова. - Томск, 2021. -Т. 1. - С. 206-208.

44. Курчиков А. Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности /

A. Р. Курчиков. - М. : Недра, 1992. - 231 с.

45. Лобова Г. А. Влияние палеоклимата на геотермический режим и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовских отложений юго-востока Западной Сибири (Новосибирская область) / Г. А. Лобова, В. В. Стоцкий,

B. И. Исаев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9, № 3. - С. 1-24. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/31_2014.pdf (дата обращкния: 04.03.2023).

46. Лопатин Н. В. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н. В. Лопатин, Т. П. Емец. - М. : Наука, 1987. - 76 с.

47. Мкртчян О. М. Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных шельфовых пластов неокома Среднего Приобья / О. М. Мкртчян, Н. М. Белкин, В. А. Дегтярев // Советская геология. - 1985. - № 11. - С. 115-122.

48. Молекулярные параметры катагенеза органического вещества пород баженовской свиты Томской области / И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, С. В. Носова // Геология нефти и газа. - 2004. - № 5. - С. 53-59.

49. Мусихин К. В. Условия формирования и сохранения коллекторских свойств пород и залежей углеводородов нижне- среднеюрских отложений Фроловской мегавпадины : дис. ... канд. геол.-минерал. наук / К. В. Мусихин. -М., 2020. - 154 с.

50. Наумов А. Л. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири / А. Л. Наумов, Ф. 3. Хафизов // Геология нефти и газа. - 1986. - № 6. - С. 31-35.

51. Наумов А. Л. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья / А. Л. Наумов, Т. М. Онищук, М. М. Биншток // Геология и разведка нефтяных и газовых отложений Западной Сибири : сб. науч. - Тюмень, 1977. - Вып. 64. - С. 39-49.

52. Наумов А. Л. Принципы составления региональных корреляционных стратиграфических схем // Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири : сб. науч. тр. - Л, 1984. - С. 145-152.

53. Наумов А. Л. Прогноз распространения неокомских литологических ловушек в слабоизученных районах Западной Сибири : сб. науч. тр. / А. Л. Наумов, Т. М. Онищук. - Л. : ВНИГРИ, 1989. - 109 с.

54. Нежданов А. А. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / А. А. Нежданов. - Новосибирск : Наука, Сиб. отд-ние, 1990. - 60 с.

55. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, М. Э. Рояк, А. Н. Фомин // Геофизический журнал. - 2009. - Т. 31, № 2. - С. 15-46.

56. Нижнемеловые отложения Томской области (геологическое районирование) / Н. А. Брылина, Л. И. Камынина, В. А. Москаленко, Т. Н. Шатилова // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. - Томск, 2000. - Т. 1. - С. 231-233.

57. Новый подход к кинетическим исследованиям органического вещества баженовской свиты / Р. С. Кашапов, И. В. Гончаров, Н.В. Обласов [и др.] // Геология нефти и газа. - 2020. - № 3. - С. 51-59.

58. Обласов В. Н. Геохимия углистого органического вещества и его роль в формировании месторождений нефти и газа не территории Томской области : дис. ... канд. геол.-минерал. / В. Н. Обласов. - Томск, 2010. - 155 с.

59. Опредение кинетических параметров пиролитической деструкции органического вещества нефтегазоматеринских пород / Р. С. Кашапов, Н.В. Обласов, И. В. Гончаров [и др.] // Нефтегазования геология. Теория и практика. -2019. - Т. 14, № 1. - С. 1-19. - URL: https://cyberleninka.ru/article/n/opredelenie-kineticheskih-parametrov-piroliticheskoy-destruktsii-organicheskogo-veschestva-nefte gazomaterinskih-porod/viewer (дата обращения: 23.02.2023).

60. Оценка перспектив нефтеносности отложений баженовской свиты на территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК / С. В. Парначев, Д. В. Воробьев, И. В. Гончаров // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 4. - С. 22-26.

61. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А. Э. Конторович, В. А. Конторович, С. В. Рыжкова, Б. Н. Шурыгин // Геология и геофизика. - 2013. - Т. 54, № 8. - С. 972-1012.

62. Парначев В. П. Основы геодинамического анализа : учеб. пособие / В. П. Парначев. - Томск : Изд-во НТЛ, 2011. - 308 с.

63. Природа и возраст гранитоидов центральной части Западно-Сибрской платформы (на примере Криволуцкого батолита) / Ю. В. Ерохин, К. С. Иванов, В. А. Коротеев [и др.] // Доклады Российской академии наук. Науки о Земле. - 2021. - Т. 496, № 1. - С. 5-10.

64. Природа углеводородных газов юго-востока Западной Сибири / И. В. Гончаров, В. Г. Коробочкина, Н. В. Обласов, В. В. Самойленко // Геохимия. -2005. - № 8. - С. 892-898.

65. Разработка эффективной методики оценки ресурсов углеводородов с применением сравнительно-исторического метода и геотермии как нового метода разведочной геофизики / А. А. Искоркина, И. В. Брылина, А. А. Корниенко, В. И.

Исаев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2015. - Т. 326, № 7. - С. 60-69.

66. Реконструкции мезозойско-кайнозойского климата и оценка его влияния на геотермическую историю и реализацию нефтегенерационного потенциала баженовских отложений юго-востока Западной Сибири / В. И. Исаев, А. А. Искоркина, А. К. Исагалиева, В. В. Стоцкий // Вестник Российской академии естественных наук (ЗСО). - 2015. - Вып. 17. - С. 8-18.

67. Решение 5-го Межведомственного Регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. - Тюмень : ЗапСибНИГИИ, 1991. - 53 с.

68. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири / О. С. Дзюба, Н. К. Могучева, В. В. Сальяник, Б. Н. Шурыгин. - Новосибирск : СНИИГГиМС, 2004. - 114 с.

69. Решения Межведомственного совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской равнины. Рассмотрены и утверждены Межведомственным стратиграфическим комитетом РФ от 29 янв. 1999 г. - Новосибирск : СНИИГГИМС, 1999. - 80 с.

70. Самойленко В. В. Геохимия органического вещества баженовской свиты юго-востока Западной сибири и генетически связанных с ним флюидов : дис. ... канд. геол.-минерал. / В. В. Самойленко. - Томск, 2011. - 181 с.

71. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья / О. М. Мкртчян, И. Л. Гребнева, В. П. Игошкин [и др.]. - М. : Наука, 1990. - 109 с.

72. Сейсмостратиграфическая модель неокома Западной Сибири Гогоненков / Г. Н. Гогоненков, Ю. А. Михайлов, С. В. Потапьев [и др.] // Разведочная геофизика. - М., 1989. - Вып. 6. - 49 с.

73. Соколов Б. А. Процессы образования и миграции нефти и газа / Б. А. Соколов - М. : Недра, 1965. - 276 с.

74. Стоцкий В. В. Районирование нижнемеловых резервуаров Колтогорского мезорогиба по плотности генерации и аккумуляции баженовских нефтей / В. В. Стоцкий, Е. Н. Осипова, О. С. Исаева // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017. - Т. 328, № 12. - С. 47-62.

75. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности / под. ред. Н. Н. Ростовцева. - Л. : Недра,1978. -183 с

76. Сурков В. С. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты / В. С. Сурков, О. Г. Жеро. - М. : Недра, 1981. - 143 с

77. Схемы районирования Усть-Тымской мегавпадины по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской свит / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, В. И. Старостенко, А. Н. Фомин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2015. - Т. 326, № 12. - С. 6-19.

78. Тиссо Б. Образование и распространение нефтей : пер. с англ. / Б. Тиссо, Д. Вельте ; под ред. Н. Б Вассоевича. - М. : Мир, 1981 - 501с.

79. Углеводородные и гетероатомные соединения - показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов / Т. Л. Виноградова, В. А. Чахмахчев, З. Г. Агафонова [и др.] // Геология нефти и газа. -2001. - № 6. - С. 49-55.

80. Углистое органическое вещество нижней и средней юры Западной Сибири и его роль в ыормировании углеводородных скоплений / И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, С. В. Носова // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 8. - С. 19-23.

81. Ухлова Г. Д. Прогноз песчаных тел в клиноформной части неокома запада Сургутского свода (ачимовский нефтегазоносный комплекс) : автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. / Г. Д. Ухлова. - Новосибирск, 2001. - 20 с.

82. Фомин А. Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна / А. Н. Фомин. - Новосибирск : ИНГГ СО РАН, 2011. - 331 с.

83. Эволюция температурного поля осадочного чехла Западно-Сибирской плиты / А. Д. Дучков, Ю. И. Галушкин, Л. В. Смирнов, Л. С. Соколова // Геология и геофизика. - 1990. - № 10. - С. 51-60.

84. Allen P. A. Basin Analysis: Principles and Applications / P. A. Allen, J. R. Allen. - 2 nd. ed. - [S. l.] : Blackwekk publishing, 1990. - 549 p.

85. Basin and Petroleum System Modeling / M. M. Al-Hajeri, J. Derks, T. Fuchs [et al.] // Oilfield Review. - 2009. - Vol. 21, № 2. - Р. 14-29.

86. Basin simulation and the design of the conceptual basin model / H. S. Poelchau, D. R. Baker, T. Hantschel [et al.] // Petroleum and basin evolution; insights from petroleum geochemistry, geology and basin modeling / eds.: D. H. Welte, B. Horsfield, D. R. Baker. - Berlin, 1997. - P. 3-70.

87. Espitalié J. Critical study of kinetic modelling parameters / J. Espitalié, F. Marquis, S. Drouet // Basin modeling : Advances and applications; proceedings of the Norwegian Petroleum Society conference. - Amsterdam, 1993. - Vol. 3. - P. 233-242.

88. Espitalié J. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. Première partie / J. Espitalié, G. Deroo, F. Marquis // Revue de l'Institut Francais du Pétrole. - 1985a. -Vol. 40. - № 5. - P. 563-579.

89. Hantschel T. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling / T. Hantschel, A. I. Kauerauf. - Berlin Heidelberg : Springer-Verlag, 2009. - 30 p. - URL: https://download.e-bookshelf.de/download/0000/0121/01/L-G-0000012101 -00023453 37.pdf (access date: 14.01.2023).

90. Jarvie D. M. Factors affecting Rock-Eval derived kinetic parameters, Organic geochemistry of hydrocarbon basins / D. M. Jarvie. - Amsterdam, Netherlands : Elsevier, 1991. - Vol. 93, № 1-2. - P. 79-99.

91. Kurchikov A. R. Stratigraphy and paleogeography of Berriasian-Lower Aptian deposits of West Siberia in connection with the clinoform structure of the section / A. R. Kurchikov, V. N. Borodkin // Russian Geology and Geophisics. - 2011. - Vol. 52, № 8. - P. 859-870.

92. Lerche I. Determination of paleoheat flux from vitrinite reflectance data / I. Lerche, C. G. S. C. Kendall, R. F. Yarzab // AAPG Bulletin. - 1984. - Vol. 68. - P. 1704-1717.

93. Maturation and petroleum generation / M. Radke, B. Horsfield, R. Littke, J. Rullkoetter // Petroleum and basin evolution; insights from petroleum geochemistry, geology and basin modeling / eds.: D. H. Welte, B. Horsfield, D. R. Baker. - Berlin, 1997. - P. 169-229.

94. McKenzie D. Some remarks on the development of sedimentary basins // Earth and Planetary Science Letters. - 1978. - № 40. - P. 25-32.

95. NIGOGA - The Norwegian Industry Guide to Organic Geochemical Analyse / H. M. Weiss, A. Wilhelms, N. Mills [et al.]. - [S. l] : SINTEF Petroleum Research : the Norwegian Petroleum Directorate, 2000. - 102 p.

96. Osborne M. J. Mechanisms for Generating Overpressure in Sedimentary Basins: a Reevaluation / M. J. Osborne, R. E. Swarbrick // AAPG Bulletin. - 1997. -Vol. 81, № 6. - P. 1023-1041.

97. Pelet R. Evaluation quantitative des poduits formes lors de l'evolution geochimique de la matiere organique // Revue de l'Institut Francais du Petrole. - 1985. -Vol. 40, № 5. - P. 551-562.

98. Pepper A. S. Simple Kinetic Models of Petroleum Formation. Part 1. Oil and Gas Generation from Kerogen / A. S. Pepper, P. J. Corvi // Marine and Petroleum Geology. - 1995. - Vol. 12. - P. 291-319.

99. Peters K. E. The biomarker guide / K. E. Peters, C. C. Walters, J. M. Moldowan. - Cambridge, U.K. : Cambridge University Press, 2005. - 1155 p.

100. Radke M. Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influence of the organic matter type / M.Radke, D. H. Welte, H. Wilsch // Organic Geochemistry. - 1986. - Vol. 10. - P. 51-63.

101. Sykes R. Guidelines for assessing the petroleum potential of coaly source rock using Rock-Eval pyrolysis / R. Sykes, L. R. Snowdon // Organic Geochemistry. -2002. - Vol. 33. - P. 1441-1455.

102. The effect of thermal maturity on distributions of dimethylnaphthalenes and thrimethylnaphthalenes in some Ancient sediments and petroleums / R. Alexander, R. I. Kagi, S. J. Rowland [et al.] // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1985. - Vol. 49. - P. 385-395.

103. The importance of kinetic parameters in modelling generation by cracking oil to gas; a case study in 1D from well 2/ 4-14 / P. Andresen, N. Mills, H. J. Schenk, B. Horsfield // Basin modelling; advances and applications; proceedings of the Norwegian Petroleum Society conference. - New York, 1993. - Vol. 3. - P. 563-571.

104. Timurziev A. I. Strike-slip faults in the West Siberian basin: implications for petroleum exploration and development / A. I. Timurziev, G. N. Gogonenkov // Russian Geology and Geophysics. - 2010. - Vol. 51, is. 3. - P. 304-316.

105. Wygrala B. P. Integrated Study of an Oil Field in the Southern Po Basin, Northern Italy : theses of PhD in geology / B. P. Wygrala. - Cologne, 1989. - 217 p.

106. Zubkov V. A. Basin modeling as a tool for research of regional oil and gas generation processes and the possibility of replacement of oil and gas riches illustrated through Traygorodsko-Kondakovskoye oil field / V. A. Zubkov, P. V. Molodykh, I. V.Goncharov, V. V.Samoilenko, S. V.Fadeeva // SPE Russian pe-troleum technology conference, October 12-15, 2021. - URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/21RPTC/3 -21RPTC/ D031S015R007/470446?redirectedFrom=PDF (access date: 14.12.2022). - 1,05 / 1,0 a.n.

Список иллюстраций

№

Обозначение, номер, наименование иллюстраций и таблиц, на которые дана ссылка в диссертации

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

Рисунок 1 - Концептуальная схема формирования залежей углеводородов Р исунок 1.1 - Обзорная карта района работ Р исунок 1.2 - Положение участка исследования на схемах структурно-фациального районирования Рисунок 1.3 - Схематическое строение осадочного чехла изучаемой области

Р исунок 1.4 - Фрагмент геолого-формационной карты фундамента юго-востока Западно-Сибирской плиты под редакций В.С. Суркова 2008

Р исунок 1.5 - Фотография фрагмента керна фации пляжа

Р исунок 1.6 - Фотография фрагмента керна фации переходной зоны пляжа

Р исунок 1.7 - Фотография фрагмента керна фации дальней зоны пляжа

Р исунок 1. 8 - Принципиальная схема строения клиноформных неокомских отложений Р исунок 1.9 - Фотографии фрагментов керна группы фаций

фондоморфной части клиноформы Р исунок 1.10 - Фотография фрагмента керна фации дальней зоны пляжа

Р исунок 1.1 1 - Схема распространения циклитов нижнего мела на территории Томской области Р исунок 1.1 2 - Схема рифтовой системы фундамента Западно-Сибирской плиты

Р исунок 1.1 3 -Структурная карта кровли баженовской свиты в туронском веке

Р исунок 1.14 - Структурная карта кровли баженовской свиты в неогеновом периоде

Р исунок 1.1 5 - Примеры генерализованных тектонических нарушений, выделенных в нижней части осадочного чехла

Р исунок 1.1 6 - Примеры выделенных тектонических нарушений, проникающих в нижне-верхнемеловые отложения

Р исунок 1.17 - Фрагмент тектонической карты фундамента Западно-Сибирской плиты Р исунок 1.1 8 - Фрагмент из структурной карты юрского структурного яруса осадочного чехла Р исунок 1. 19 - Выкопировка из схемы

Номер раздела, подраздела, приложения диссертации, в котором дана ссылка

Введение Глава 1

Страницы

17

Параграф 1 19

Параграф 1 20

Параграф 1 23

Параграф 1 31

Параграф 1 32

Параграф 1 33

Параграф 1 35

Параграф 1 40

Параграф 1 41

Параграф 1 42

Параграф 1 .2 48

Параграф 1 .2 51

Параграф 1 .2 52

Параграф 1 .2 53

Параграф 1 .2 55

Параграф 1 .2 57

Параграф 1 .2 58

Параграф 1 .3 64

8

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

стратиграфической углеводородов в

нефтегазогеологического районирования ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции Р исунок 1.20 - Схема стратиграфической приуроченности залежей углеводородов в Вартовском НГР.

Р исунок 1.21 - Распределение запасов и ресурсов Вартовского НГР Р исунок 1.22 - Схема приуроченности залежей

Александровском НГР

Рисунок 1.23 - Распределение запасов и ресурсов Александровского НГР

Р исунок 1.24 - Распределение запасов и ресурсов Нюрольско-Колтогорского НГР

Р исунок 2.1 - Схематическое изображение последовательности выделения УВ при пиролизе Rock-Буа1

Р исунок 2.2 -Типы ОВ пород по элементному составу (диаграмма ван Кревелена) и данным Rock-Eva1 Рисунок 2.3 - Диаграмма Н1-Ттах. Эволюция генерационного потенциала ОВ с ростом его термической зрелости

Р исунок 2.4 - Гистограмма распределения Н1 по Еа Р исунок 2.5 - Характеристика современного генерационного потенциала и типа ОВ пород до и после экстракции

Р исунок 2.6 - Взаимосвязь пиролитических параметров для пород-коллекторов района работ Р исунок 2.7 - Зависимость между выходом хлороформенного экстракта и пиролитическими данными

Р исунок 2.8 - Зависимость группового состава нефтематеринских и нефтенасыщенных пород Р исунок 2.9 - Взаимосвязь молекулярных параметров экстрактов из нефтематеринских и нефтенасыщенных пород

Р исунок 2.10 - Взаимосвязь молекулярных параметров катагенеза в экстрактах из нефтематеринских и нефтенасыщенных пород

Р исунок 2.11 - Изотопный состав углерода экстрактов из нефтематеринских и нефтенасыщенных пород района исследования и их хроматографических фракций

Р исунок 2.12 - Изотопный состав углерода экстрактов из нефтематеринских и нефтенасыщенных пород и их хроматографических фракций

Р исунок 2.13 - Изменение параметра Ттах для исследованных образцов пород в разрезе отложений Р исунок 2.14 - Оценка катагенеза ОВ баженовской свиты по молекулярным параметрам и параметрам пиролиза

Р исунок 2.15 - Оценка начального генерационного

Параграф 1.3

Параграф 1.3 Параграф 1.3

Параграф 1.3 Параграф 1.3 Пункт 2.2.2

Пункт 2.2.2 Пункт 2.2.2

Пункт 2.2.7 Пункт 2.3.1

Пункт 2.3.3 Пункт 2.4.1

Пункт 2.4.1 Пункт 2.4.2

Пункт 2.4.2

Пункт 2.4.3

Пункт 2.4.3

Пункт 2.5.1 Пункт 2.5.2

Пункт 2.5.2

41

42

43

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

56

57

58

59

60

61

62

потенциала (Н1о) ОВ пород баженовской свиты по молекулярным параметрам

Р исунок 2.16 - Зависимость TR от Ттах после корректировки Н1о по молекулярным параметрам Р исунок 2.17 - Зависимость значения константы Аррениуса от пиролитического параметра Ттах Р исунок 2.18 - Молекулярные параметры нефтей различных генетических типов Западной Сибири Р исунок 2.19 - Особенности группового состава проанализированных нефтей

Р исунок 2.20 - Взаимосвязь молекулярных параметров в нефтях района исследования

Р исунок 2.21 - Взаимосвязь молекулярных параметров катагенеза в нефтях района исследования Рисунок 2.22 Изотопный состав углерода нефтей района исследования и их хроматографических фракций

Р исунок 2.23 - Взаимосвязь изотопного состава углерода нефтей их хроматографических фракций Р исунок 2.24 - Взаимосвязь между молекулярным отношением Рг^ и ИСУ в нефтях района исследования

Р исунок 3.1 - Схема расположения регионального композитного профиля Reg-3

Р исунок 3.2 - Временной сейсмогеологический разрез по региональному композитному профилю Reg-3 Р исунок 3.3 - Элементы нефтегазоносной системы региональной модели

Р исунок 3.4 - Прогнозные карты эффективной мощности надугольной (А) и подугольной (Б) толщ (В.А. Конторович 2011)

Р исунок 3.5 - Ячеистая модель осадочных образований изучаемого участка

Р исунок 3.6 - Трехмерное представление структурной поверхности кровли баженовской свиты в районе расположения участка локального моделирования Р исунок 3.7 - Расчленение нижнемелового клиноформного комплекса

Р исунок 3.8 - Детальность построений юрских отложений.

Р исунок 3.9 - Выклинивание отложений тюменской и васюганской свит на эрозионно-тектонический выступ фундамента в районе скважины Чебачьей 217 на фрагменте временного вертикального среза МОГТ-3Б Р исунок 3.10 - Схема корреляции скважин Трайгородско-Кондаковского месторождения, с испытаниями доюрских образований Р исунок 3.11 - Элементы нефтегазоносной системы локальной модели

Р исунок 3.12 - Граничные условия для анализа теплового поля

Р исунок 3.13 - Автоматическое определение

Пункт 2.5.2 Параграф 2.6 Параграф 2.7 Пункт 2.7.1 Пункт 2.7.2 Пункт 2.7.2 Пункт 2.7.3

Пункт 2.7.3 Пункт 2.7.3

Пункт 3.1.1 Пункт 3.1.1 Пункт 3.1.1 Пункт 3.1.1

Пункт 3.1.1 Пункт 3.1.2

Пункт 3.1.2 Пункт 3.1.2 Пункт 3.1.2

Пункт 3.1.2

Пункт 3.1.2 Параграф 3.2 Пункт 3.2.1

63

64

65

66

67

68

69

70

71

72

73

74

75

76

77

78

79

80

81

82

83

84

85

температуры на поверхности бассейна Р исунок 3.14 - Изменение палеоглубины моря Р исунок 3.15 - Изменение температуры на поверхности осадков

Р исунок 3.17 - Значения плотности теплового потока на кровле фундамента на современном этапе с учётом геохимических исследования 2020 г. и примеры калибровки на современные и палеотемпературы Р исунок 3.18 - Сравнение значений плотности теплового потока на кровле Рисунок 3.16 - Модель МакКензи фундамента на современном этапе Р исунок 3.19 - Изменчивость показателя начального водородного индекса

Р исунок 3.20 - Распределение энергий активации и константы Аррениуса для пород баженовской свиты Р исунок 3.21 - Сравнение схематической карты катагенеза органического вещества в кровле юрского комплекса (Фомин 2011) с модельными данными Рисунок 3.22 - Значения плотности генерации углеводородов

Р исунок 3.23 - Диаграмма событий модельной нефтегазовой системы

Р исунок 3.24 - Корреляция нефть-НМП на основании молекулярного и изотопного анализа Р исунок 3.25 - Генетические типы нефтей Р исунок 3.26 - Очаги генерации и дальность миграции нефтей баженовского типа

Р исунок 3.27 - Закономерность изменения изотопного

состава углерода газообразных компонентов С3-1С4

Р исунок 3.28 - Генетические типы газов

Р исунок 3.29 - Варианты смешивания литотипов с

результатами влияния на проницаемость

Р исунок 3.30 - Формирование ловушки, перетока и

прорыва

Р исунок 3.31 - Расчёт миграции по методу перколяционного вытеснения

Р исунок 3.32 - Фрагмент структурной карты по подошве баженовской свиты с элементами дифференциации нефтегазоносных объектов Р исунок 3.33 - Ранжирование модельных разломов по возрасту (Зубков 2022, с корректировками) Р исунок 3.34 - Влияние степени проницаемости разломов на насыщение пласта Ю1 в пределах территории, изученной на локальном этапе бассейнового моделирования

Р исунок 3.35 Распределение процентного содержания литотипов в модельном слое Ю11

Р исунок 3.36 - Распределение модельных областей аккумуляции углеводородов в пласте Ю1 на территории выполнения локального этапа бассейнового моделирования.

Пункт 3.2.1 132

Пункт 3.2.1 132

Пункт 3.2.2 134

Пункт 3.2.2 135

Пункт 3.2.2 138

Пункт 3.3.1 141

Пункт 3.3.1 143

Пункт 3.3.1 145

Пункт 3.3.1 145

Пункт 3.3.1 146

Пункт 3.3.2 147

Пункт 3.3.3 148

Пункт 3.3.3 152

Пункт 3.3.4 154

Пункт 3.3.4 155

Пункт 3.4.1 157

Пункт 3.4.1 160

Пункт 3.4.1 161

Пункт 3.4.2 163

Пункт 3.4.1 165

Пункт 3.4.1 166

Пункт 3.4.1 168

Пункт 3.4.1 170

86. Р исунок 3.37 - Расчёт объёма резервуара после миграции гибридным методом

87. Р исунок 3.38 - Расчёт объёма резервуара после миграции комбинированным методом

88. Р исунок 3.39 - Сравнение балансового объёма нефти известных месторождений, объёма нефти на этих месторождениях в юрских пластах группы Ю1 и оценённого по бассейновой модели регионального этапа

89. Р исунок 3.40 - Выделение блоков на Трайгородско-Кондаковском месторождении по подсчёту запасов (ГБЗ 2019)

90. Р исунок 3.41 - Схема формирования залежей в районе Криволуцкого батолита

91. Р исунок 3.42 - Фрагменты подсчётных планов и модельных областей аккумуляции 1 блока

92. Р исунок 3.43 - Фрагменты подсчётных планов и областей модельных аккумуляций 2 блока

93. Р исунок 3.44 - Фрагменты подсчётных планов и областей модельных аккумуляций 3 блока

94. Р исунок 3.45 - Фрагменты подсчётных планов и областей модельных аккумуляций 4 блока

95. Р исунок 3.46 - Фрагмент подсчётного плана запасов УВ по залежам пласта Ю1м+3+4 с нанесёнными модельными областями аккумуляции и границами перспективной области 1

96. Р исунок 3.47 - Фрагмент подсчётного плана запасов УВ по залежам пласта Ю1му+3+4 с нанесёнными модельными областями аккумуляции и границами перспективной области 2

97. Р исунок 3.48 - Фрагмент подсчётного плана запасов УВ по залежам пласта Ю1м+3+4 с нанесёнными модельными областями аккумуляции и границами перспективной области 3

98. Р исунок 3.49 - Геолого-геофизическая характеристика разреза верхневасюганской подсвиты скважины 211 П.

99. Р исунок 3.50 - Фрагмент подсчётного плана запасов УВ по залежам пласта Ю11 с нанесёнными модельными областями аккумуляции и границами перспективной области 4

100. Р исунок 3.51 - Коэффициент трансформации органического вещества баженовской свиты на современном этапе TR [%].

101. Р исунок 3.52 - Фрагмент обзорной карты перспективного участка с нанесёнными модельными областями аккумуляции УВ

102. Р исунок 3.53 - Фрагменты сейсмических разрезов по Даненберговскому и Полуденному месторождениям

Параграф 3.5 171

Параграф 3.5 172

Пункт 3.5.1 172

Пункт 3.5.2 175

Пункт 3.5.2 176

Пункт 3.5.2 179

Пункт 3.5.2 180

Пункт 3.5.2 181

Пункт 3.5.2 182

Пункт 3.6.1 184

Пункт 3.6.1 185

Пункт 3.6.1 186

Пункт 3.6.1 187

Пункт 3.6.1 189

Пункт 3.6.2 190

Пункт 3.6.2 11

Пункт 3.6.2 192

Список таблиц

№ Обозначение, номер, наименование

иллюстраций и таблиц, на которые дана ссылка в диссертации

1. Таблица 1.1 - Стратиграфическое районирование

2. Таблица 2.1 - Перечень скважин, выбранных к отбору образцов кернового материала на геохимические исследования

3. Таблица 2.2 - Характеристика ОВ пород по водородному индексу

4. Таблица 2.3 - Характеристика генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород по методу Rock-Eva1

5. Таблица 2.4 - Оценка стадии катагенеза и стадии нефтегазообразования по данным отражательной способности витринита и данным пиролиза Rock-Eva1

6. Таблица 2.5 - Диапазон изменения параметров катагенеза для органического вещества баженовской свиты

7. Таблица 2.6 - Значения TR после корректировки Н1о по молекулярным параметрам

8. Таблица 2.7 - Совместные результаты пиролитического и кинетического исследования образцов пород баженовской свиты

9. Таблица 3.1 - Средние значения палеоглубин моря

10. Таблица 3.2 - Сравнение сгенерированных и аккумулированных масс УВ с балансовыми запасами

11. Таблица 3.3 - Сравнение аккумулированных масс УВ с балансовыми запасами

Номер раздела, подраздела, приложения диссертации, в котором дана ссылка Параграф 1.1

Параграф 2.1

Пункт 2.2.2 Пункт 2.2.2

Пункт 2.5.1

Пункт 2.5.2 Пункт 2.5.2 Параграф 2.6

Пункт 3.2.1 Пункт 3.5.1

Пункт 3.5.2

Страница

18 72

76 76

99

100 102 104

131 173

182

221

Приложение А

Рисунок А.1 Выкопировки из палеогеографических схем для района исследования [35, 61]

Таблица Б.1 Данные, использованные для определения степени катагенеза органического вещества

Площадь, месторождение скв. свита порода Глубина, м Исполнитель год Отражательная способность витринита Ттах Псевда отражательная способность витринита по Тмах 4МДБТ/1МДБТ Псевда отражательная способность витринита по 4/1МДБТ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

АЛЕКСАНДРОВСКОЕ 11 бажен 435 0,65

АЛЕНКИНСКОЕ 103 бажен 427 0,53 1,0 0,58

ВАХСКОЕ 82 в.васюган.? 2412,0 ИГиРГИ ? 2000 0,57