География и геология / Техника и технология геологоразведочных работ

К.г.-м.н. Лобова Г.А., студент Власова А.В.

Томский политехнический университет, Россия

ТЕПЛОВОЙ ПОТОК НЮРОЛЬСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ И СТРУКТУР ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ

Актуальность. Территория исследований (рис. 1) – сосредоточение основных нефтепромыслов Томской области. Здесь распространены баженовская (повсеместно) и тогурская (зонально) нефтематеринские толщи, резервуары в отложениях осадочного чехла и фундамента, что и определяет нефтегазоносность района.

Рис. 1. Схема нефтегазоносности Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления: 1 – месторождения: а – нефтяное; б – конденсатное; в – газовое; 2 – граница Нюрольской мегавпадины ; 3 – структура III порядка и ее номер; 4 – речная сеть; 5 – исследуемая скважина и ее условный номер; 6 – условный номер месторождения; 7 – граница зоны распространения тогурской свиты. Структуры III порядка: 1 – Кулан-Игайская впадина; 2 – Тамрадская впадина; 3 – Осевой прогиб; 4 – Тамянский прогиб; 5 – Фестивальный вал; 6 – Игольско-Таловое куполовидное поднятие

Последняя оценка ресурсов углеводородного сырья Томской области была выполнена на основе методов сравнительной геологической аналогии (под руководством А.Э. Конторовича, 2001). Предстоящая оценка ресурсов будет выполняться на генетической основе с использованием модели термической истории материнских отложений.

Одним из основных факторов, определяющих термический режим материнских отложений, интенсивность нефтегенерации, является плотность глубинного теплового потока [3 и др.]. Цель наших исследований – восстановить площадное распределение плотности теплового потока.

Методика исследований. Применена компьютерная технология [1] палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования осадочных бассейнов. Палеотемпературное моделирование включает решение обратных задач нестационарной геотермии с подвижной границей – расчет значений теплового потока из основания. Решены обратные задачи геотермии в моделях распространения тепла 39 глубоких скважин (рис. 1).

Исходные данные. Для решения обратной задачи геотермии использованы как замеры пластовых температур, полученные при испытаниях скважин, так и палеотемпературы, рассчитанные [2] по отражательной способности витринита (ОСВ) – R°_vt (табл.)

№ п/п	Условный номер скважины	Пластовые температуры		Температуры по ОСВ
		Интервал, м	Температура, ºС	Глубина, м			R^0vt, %			Палеотемпература, ºС
1	Ай-1	2156	67	2700			0,62			96
		862	31	3150			0,76			115
2	Во-1	2400-2406	74	2882			0,67			102
		2650-2660	80	2991			0,70			106
3	Глу-1	2569-2574	100	2539		0,76			115
				2613		0,76			115
4	Гл-2	2928-2950	108	-			-			-
		2932-2948	107
		2962-2967	107
5	Дв-15	2689-2692	83	2684			0,59			92
		2682-2684	89	2686			0,58			91
6	Ел-2	2632-2640	84	-			-			-
		2650-2657	85
7	ЗМ-31	2713-2718	85	2706	0,58			91
				2713	0,59			92
8	ЗК-223	2756-2759	92	2746			0,59			92
		2748-2753	92
9	ЗЛ-183	2660-2664	95	-			-			-
10	Иг-2	2750-2823	92	2800			0,70			106
		2760-2773	90
		2740-2773	95
11	Ко-262п	2584-2593	90	-			-			-
12	Ку-141	2753-2763	84	2661			0,67			102
		2660-2662	82	2676			0,68			104
		2791-2795	86
13	ЛЯ-63	2476-2483	95	-			-			-
14	Мы-62	2368-2380	84	2360			0,53			84
15	На-3	2885-2891	98	2917	0,76			115
				3282	0,80			120
16	Ню-1	2499-2527	75	2700	0,52			83
				2822	0,55			87
				2892	0,58			91
				2894	0,60			94
				3089	0,59			92
				3199	0,62			96
17	П-1п	2262-2295	71	2800			0,59			92
		2325-2350	73
18	Пу-86	2630-2703	90	2677			0,76			115
19	Ре-280	2156-2178	67	2911			0,68			104
		2318-2323	68
20	СА-1	2840-2850	94	-			-			-
		3262-3310	113
21	СФ-1	3145-3165	123	-			-			-
		3130-3145	118
22	СЮ-2	2674-2707	78	2800			0,59			92
23	Та-1	2798-2806	88	2760			0,59			92
		2781-2787	88
24	Т-1	2442-2521	82	-			-			-
25	Там-1	2984-3008	100	2590			0,62			96
		2936-2957	98
		2754-2762	87
		2682-2694	86
		2593-2597	84
26	Т-1п	2853-2860	107	2885			0,73			111
27	Фед-4	2838-2842	92	-			-			-
		3064-3095	99
28	Ча-1	2641-2647	88	2600	0,62			96
				2645	0,70			106
				2650	0,67			102
				2734	0,73			111
29	Чв-1	2765-2772	97	2917			0,76			115
		2744-2776	97
30	Ша-1	2494-2502	89	2452			0,59			92
		2450-2468	87
31	Ши-296	2737-2748	105	2713			0,70			106
		2704-2709	102
		2473-2483	93
32	ЮЧ-337	2812-2820	103	-			-			-
		2686-2707	98
33	ЮФ-1п	2790-2820	90	2843	0,67			102
				2917	0,72			109
				3059	0,70			106
34	Ар-40	-	-	2820		0,64			99
				2890		0,65			100
				2983		0,62			96
35	Г-1п	-	-	2874		0,80			120
36	За-50	-	-	2835	0,75			114
				2840	0,80			120
37	Са-1п	-	-	2640	0,58			91
				2962	0,73			111
38	Фе-255	-	-	2793	0,66			101
				3122	0,80			120
				3159	0,80			120
39	ЮП-263	--	-	2663	0,76			115
				2707	0,76			115

Рис. 2. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания Нюрольской мегавпадины (значения изолиний в мВт/м²). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1

Результаты исследований представляются в виде карты распределения фундаментального геодинамического параметра - плотности теплового потока из основания осадочного чехла (рис. 2).

Литература:

1. Исаев В.И. Интерпретация данных гравиметрии и геотермии при прогнозировании и поисках нефти и газа. – Томск: Изд-во ТПУ, 2010. – 172 с.

2. Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. – 2006. – Т. 47. – № 6. – С. 734–745.

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