Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)

Цель исследований - критериальное выделения и оценки достоверности первоочередных районов для поисков залежей углеводородов в отложениях доюрського фундамента на примере слабовивчених земель Усть-Тимской мегазападины и структур Нюрольськой мегазападины - на примере земель развитой промышленной инфра...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Veröffentlicht in:	Геофизический журнал
Datum:	2018
Hauptverfasser:	Лобова, Г.А., Исаев, В.И., Кузьменков, С.Г., Лунева, Т.Е., Осипова, Е.Н.
Format:	Artikel
Sprache:	Russian
Veröffentlicht:	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України 2018
Online Zugang:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/145525
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Zitieren:	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) / Г.А. Лобова, В.И. Исаев, С.Г. Кузьменков, Т.Е. Лунева, Е.Н. Осипова // Геофизический журнал. — 2018. — Т. 40, № 4. — С. 73-106. — Бібліогр.: 51 назв. — рос.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-145525
record_format	dspace
spelling	Лобова, Г.А. Исаев, В.И. Кузьменков, С.Г. Лунева, Т.Е. Осипова, Е.Н. 2019-01-22T19:17:36Z 2019-01-22T19:17:36Z 2018 Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) / Г.А. Лобова, В.И. Исаев, С.Г. Кузьменков, Т.Е. Лунева, Е.Н. Осипова // Геофизический журнал. — 2018. — Т. 40, № 4. — С. 73-106. — Бібліогр.: 51 назв. — рос. 0203-3100 DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i4.2018.140611 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/145525 553.98.041(571.1) Цель исследований - критериальное выделения и оценки достоверности первоочередных районов для поисков залежей углеводородов в отложениях доюрського фундамента на примере слабовивчених земель Усть-Тимской мегазападины и структур Нюрольськой мегазападины - на примере земель развитой промышленной инфраструктуры Томской области. Мета досліджень — критеріальне виділення і оцінювання достовірності першочергових районів для пошуків покладів вуглеводнів у відкладах доюрського фундаменту на прикладі слабовивчених земель Усть-Тимської мегазападини і структур Нюрольської мегазападини — на прикладі земель розвиненої промислової інфраструктури Томської області. The aim of the study is to identify and assess the primary research areas of hydrocarbon reservoirs in pre-Jurassic basement by the example of underexplored areas of the Ust-Tym mega-depression and structures of the Nurol’ka mega-depression which are located on the well-developed oilfield infrastructure areas of Tomsk region. Авторы благодарят профессора Старостенко Виталия Ивановича за участие и постоянное внимание к нашим исследованиям. ru Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України Геофизический журнал Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) Нафтогазоносність колекторів кори вивітрювання і палеозою південного сходу Західного Сибіру (прогнозування важко видобувних запасів) Oil and gas reservoirs of weathering crusts and Paleozoic basement in the southeast of Western Siberia (forecasting of hard-to-recover reserves) Article published earlier
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
title	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)
spellingShingle	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) Лобова, Г.А. Исаев, В.И. Кузьменков, С.Г. Лунева, Т.Е. Осипова, Е.Н.
title_short	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)
title_full	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)
title_fullStr	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)
title_full_unstemmed	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)
title_sort	нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока западной сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)
author	Лобова, Г.А. Исаев, В.И. Кузьменков, С.Г. Лунева, Т.Е. Осипова, Е.Н.
author_facet	Лобова, Г.А. Исаев, В.И. Кузьменков, С.Г. Лунева, Т.Е. Осипова, Е.Н.
publishDate	2018
language	Russian
container_title	Геофизический журнал
publisher	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
format	Article
title_alt	Нафтогазоносність колекторів кори вивітрювання і палеозою південного сходу Західного Сибіру (прогнозування важко видобувних запасів) Oil and gas reservoirs of weathering crusts and Paleozoic basement in the southeast of Western Siberia (forecasting of hard-to-recover reserves)
description	Цель исследований - критериальное выделения и оценки достоверности первоочередных районов для поисков залежей углеводородов в отложениях доюрського фундамента на примере слабовивчених земель Усть-Тимской мегазападины и структур Нюрольськой мегазападины - на примере земель развитой промышленной инфраструктуры Томской области. Мета досліджень — критеріальне виділення і оцінювання достовірності першочергових районів для пошуків покладів вуглеводнів у відкладах доюрського фундаменту на прикладі слабовивчених земель Усть-Тимської мегазападини і структур Нюрольської мегазападини — на прикладі земель розвиненої промислової інфраструктури Томської області. The aim of the study is to identify and assess the primary research areas of hydrocarbon reservoirs in pre-Jurassic basement by the example of underexplored areas of the Ust-Tym mega-depression and structures of the Nurol’ka mega-depression which are located on the well-developed oilfield infrastructure areas of Tomsk region.
issn	0203-3100
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/145525
citation_txt	Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) / Г.А. Лобова, В.И. Исаев, С.Г. Кузьменков, Т.Е. Лунева, Е.Н. Осипова // Геофизический журнал. — 2018. — Т. 40, № 4. — С. 73-106. — Бібліогр.: 51 назв. — рос.
work_keys_str_mv	AT lobovaga neftegazonosnostʹkollektorovkoryvyvetrivaniâipaleozoâûgovostokazapadnoisibiriprognozirovanietrudnoizvlekaemyhzapasov AT isaevvi neftegazonosnostʹkollektorovkoryvyvetrivaniâipaleozoâûgovostokazapadnoisibiriprognozirovanietrudnoizvlekaemyhzapasov AT kuzʹmenkovsg neftegazonosnostʹkollektorovkoryvyvetrivaniâipaleozoâûgovostokazapadnoisibiriprognozirovanietrudnoizvlekaemyhzapasov AT lunevate neftegazonosnostʹkollektorovkoryvyvetrivaniâipaleozoâûgovostokazapadnoisibiriprognozirovanietrudnoizvlekaemyhzapasov AT osipovaen neftegazonosnostʹkollektorovkoryvyvetrivaniâipaleozoâûgovostokazapadnoisibiriprognozirovanietrudnoizvlekaemyhzapasov AT lobovaga naftogazonosnístʹkolektorívkorivivítrûvannâípaleozoûpívdennogoshoduzahídnogosibíruprognozuvannâvažkovidobuvnihzapasív AT isaevvi naftogazonosnístʹkolektorívkorivivítrûvannâípaleozoûpívdennogoshoduzahídnogosibíruprognozuvannâvažkovidobuvnihzapasív AT kuzʹmenkovsg naftogazonosnístʹkolektorívkorivivítrûvannâípaleozoûpívdennogoshoduzahídnogosibíruprognozuvannâvažkovidobuvnihzapasív AT lunevate naftogazonosnístʹkolektorívkorivivítrûvannâípaleozoûpívdennogoshoduzahídnogosibíruprognozuvannâvažkovidobuvnihzapasív AT osipovaen naftogazonosnístʹkolektorívkorivivítrûvannâípaleozoûpívdennogoshoduzahídnogosibíruprognozuvannâvažkovidobuvnihzapasív AT lobovaga oilandgasreservoirsofweatheringcrustsandpaleozoicbasementinthesoutheastofwesternsiberiaforecastingofhardtorecoverreserves AT isaevvi oilandgasreservoirsofweatheringcrustsandpaleozoicbasementinthesoutheastofwesternsiberiaforecastingofhardtorecoverreserves AT kuzʹmenkovsg oilandgasreservoirsofweatheringcrustsandpaleozoicbasementinthesoutheastofwesternsiberiaforecastingofhardtorecoverreserves AT lunevate oilandgasreservoirsofweatheringcrustsandpaleozoicbasementinthesoutheastofwesternsiberiaforecastingofhardtorecoverreserves AT osipovaen oilandgasreservoirsofweatheringcrustsandpaleozoicbasementinthesoutheastofwesternsiberiaforecastingofhardtorecoverreserves
first_indexed	2025-11-24T06:29:55Z
last_indexed	2025-11-24T06:29:55Z
_version_	1850843059989774336
fulltext	НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 73 УДК 553.98.041(571.1) DOI: 10.24028/gzh.0203-3100.v40i4.2018.140611 Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) Г. А. Лобова1, В. И. Исаев1,2, С. Г. Кузьменков2, Т. Е. Лунева1, Е. Н. Осипова1, 2018 1Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия 2Югорский государственный университет, Ханты-Мансийск, Россия Поступила 1 июня 2018 г. Вивчення і освоєння важковидобувних запасів доюрського нафтогазоносного комплексу Західного Сибіру — нового об’єкта розвитку сировинної бази та видобутку нафти в Росії, визначили необхідність апробації спеціальної стратегії, концептуальної схеми прогнозування та пошуків. Мета досліджень — критеріальне виділення і оціню- вання достовірності першочергових районів для пошуків покладів вуглеводнів у відкладах доюрського фундаменту на прикладі слабовивчених земель Усть-Тимської мегазападини і структур Нюрольської мегазападини — на прикладі земель розвиненої промислової інфраструктури Томської області. Об’єкт досліджень — імовірні доюрські резервуари — колектори пермотріасової кори вивітрювання і колектори в палеозойських породах фундаменту. Поклади в корі вивітрювання пов’язані з колекторами, утвореними за глинисто-кременистими, карбонатними породами, вулканітами кислого складу, а також за певних умов, по ультрабазитах. У корінному фундаменті резервуари співвідносяться з вторинними колекторами, утвореними з вапняку, граніту, ріоліту. Основна нафтоге- нерувальна товща — нижньоюрські тогурські відклади. Дослідження проведено в рамках концепції переважно вертикальної міграції вуг- леводнів, територіально — в межах поширення нафтоматеринських світ. Відновлення термічної історії нафтоматеринських світ, яке кумулятивно враховує температури ло- калізованих палеоосередків генерації нафти, виконано розв’язанням прямої і оберне- ної задач геотермії. Дослідження ґрунтуються на спеціальній технології, що охоплює інтегральний аналіз результатів картування осередків генерації тогурських нафт за гео- температурним критерієм і прогнозного картування резервуарів кори вивітрювання та корінного палеозою за даними глибокого буріння, зональне нефтогеологічне районування та ранжування земель за ступенем перспективності. На території Усть-Тимської мега- западини як першочерговий району пошуків у резервуарі кори вивітрювання виділено зону північно-східного борту мегазападини, для пошуків у палеозойському резервуарі — перспективний район, що об’єднує землі північно-східного схилу Північнопарабельскої мегамонокліналі і прилеглої південної частини Пижинського мезопрогину. Для території Нюрольської мегазападини як перспективного району пошуків у резервуарі кори виві- трювання визначено землі, що охоплюють південні борти Кулан-Ігайської і Тамрадської западин і зону їх зчленування. Для вивчення і освоєння резервуара корінного палеозою визначено ділянку південного борту Кулан-Ігайської мезозападини і зони її зчленування з Тамрадською мезозападиною, а також ділянку південно-східного борту Нюрольскої мегазападини і прилеглих земель Чузіксько-Чижапської мезоседловини. Достовірність прогнозу перспективних земель доюрського нафтогазоносного комп- лексу підтверджено зіставленням з результатами випробувань глибоких свердловин — близько 70—80 %. Це аргументує раніше сформульовану ресурсоефективну стратегію і технологію пошуків покладів нафти в доюрській основі Західного Сибіру. Ключові слова: термічна історія осередків генерації тогурських нафт, резервуари кори вивітрювання і корінного палеозою, зональне нефтогеологічне районування, Усть- Тимська і Нюрольска мегазападини. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 74 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Введение. В рамках стратегии развития сырьевой базы и добычи нефти в России требуются новые идеи и технологии по- исков, разведки и разработки месторож- дений с трудноизвлекаемыми запасами [Конторович, 2018]. Наряду с залежами сланцевой нефти к таким объектам от- носятся и глубокозалегающие скопления углеводородов (УВ) в доюрских отложени- ях фундамента Западно-Сибирской плиты. Сложившаяся в последние годы экономи- ческая и геополитическая обстановка, при- водящая к росту цен на сервисные услуги и нефтегазовое оборудование, побуждает планировать мероприятия по наращива- нию добычи, в первую очередь, в рамках существующих фонда скважин и лицензи- онных границ. В этом отношении прове- дение таких работ на землях юго-востока Западной Сибири, где расположены не- фтепромыслы Томской области, имеют большую актуальность и перспективу. В пределах юго-востока Западно-Си- бир ской нефтегазоносной провинции для меловых и верхнеюрских резервуаров основным источником генерации углево- дородов является рассеянное органическое вещество (РОВ), сосредоточенное в верхне- юрских баженовских отложениях. Для ниж- неюрского и доюрского нефтегазоносных комплексов (НГК) основным источником УВ является РОВ нижнеюрской тогурской толщи. Нефтегазоносность доюрских отложе- ний в пределах Томской области была ус- тановлена еще в середине прошлого века Рис. 1. Положение территорий исследований (Нюрольская мегавпадина — контур сплошной линией, Усть- Тымская мегавпадина — контур пунктирной линией) на схематической карте размещения месторождений углеводородов Томской области: 1 — месторождение УВ с залежами: а) во всех НГК, б) в доюрском НГК: 1 — Арчинское, 2 — Урманское, 3 — Южно-Урманское, 4 — Нижнетабаганское, 5 — Тамбаевское, 6 — Южно-Тамбаевское, 7 — Южно-Табаганское, 8 — Солоновское, 9 — Калиновое, 10 — Северо-Калиновое, 11 — Герасимовское, 12 — Останинское, 13 — Северо-Останинское, 14 — Селимхановское, 15 — Сатпаев- ское, 16 — Вехнекомбарское, 17 — Восточно-Верхнекомбарское, 18 — Лугинецкое, 19 — Средне-Глуховское, 20 — Фестивальное, 21 — Речное, 22 — Ясное, 23 — Чкаловское, 24 — Конторовичское, 25 — Советское; 2 — речная сеть; 3 — административная граница. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 75 бурением глубокой скважины на Колпа- шевской площади. Массовое открытие залежей в доюрском фундаменте относят к середине 70-х годов прошлого столетия. На 2018 г. в этом регионе на государствен- ный баланс поставлено 25 месторождений с залежами, приуроченными как к про- межуточному структурному этажу — не- фтегазоносному горизонту зоны контакта (НГГЗК), так и к коренным отложениям палеозоя, которые нередко гидродинами- чески объединяются в одну залежь (рис. 1). Однако открытие этих месторождений можно считать случайным, поскольку спе- циальных технологий для поисков и раз- ведки на этот горизонт ранее практически не предлагалось. Перед добывающими компаниями в настоящее время этот во- прос стоит достаточно остро. И для ре- шения этой проблемы в ПАО «Газпром нефть» принимается решение о создании специальных групп с участием работни- ков НТЦ «Газпром нефть», специалистов из профильных дирекций и добывающих предприятий холдинга, а также инноваци- онных университетов и научных центров [Проектная…, 2018]. В 2018 г. губернатором Томской области поддержан инвестиционный проект «ПА- ЛЕОЗОЙ», предполагающий сотрудниче- ство компаний-инвесторов и томского на- учного сообщества по разработке техноло- гии поисков потенциально продуктивных объектов в отложениях доюрского ком- плекса. Инвестором выступило дочернее общество ПАО «Газпром нефть» — ООО «Газпромнефть-Восток», имеющее лицен- зию на право пользования недрами Пара- бельского участка недр Томской области. Часть научного сопровождения взяли на себя ученые Томского политехническо- го университета. Эти исследовательские работы будут касаться вопросов текто- ники, методов потенциальных полей и геохимии. По сообщению ИА Neftegaz.ru [Новостная…, 2018] договор о проведении исследований по «ПАЛЕОЗОЮ» подпи- сали ректор Томского политехнического университета П. Чубик и генеральный директор ООО «Газпромнефть-Восток» В. Мисник. Работа продлится до 2022 г. Договором первоочередным объектом исследований определена Нюрольская структурно-фациальная зона с последую- щим расширением работ на всю террито- рию Томской области. Еще в 2013 г., в ходе выполнения науч- но-исследовательской работы в рамках ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса Рос- сии на 2007—2013 гг.», научной группой сотрудников Томского политехнического университета и Югорского государствен- ного университета разработана стратегия поисков УВ в доюрском основании Запад- ной Сибири [Исаев и др., 2014]. Стратегия основана на следующих концептуальных положениях: 1) основным источником УВ является РОВ тогурской свиты; 2) ключе- вым фактором плотности генерации УВ является термическая история главной фазы нефтеобразования (ГФН); 3) мигра- ция УВ преимущественно вертикальная; 4) резервуары аккумуляции представлены корой выветривания и породами палеозоя; 5) аккумулирующие возможности коры определяются ее мощностью, петротипами доюрских пород и тектоникой; 6) аккуму- лирующие возможности палеозоя опреде- ляются петротипами пород и тектоникой. Возможность вертикального межпла- стового перемещения УВ из нижнеюрской (нефтепроизводящей) зоны в доюрские разуплотненные отложения до 250 м уста- новлена экспериментально по результатам послойного изучения «прямыми» метода- ми органической геохимии продуктивных, над- и подпродуктивных отложений [Кор- жов и др., 2013]. Восстановление термиче- ской истории нефтематеринской свиты, кумулятивно учитывающее температуры локализованных палеоочагов генерации нефти, основывается на решении прямой и обратной задачи геотермии [Starostenko et al., 2006; Исаев и др., 2016; Isaev et al., 2018]. Балансовая модель процессов не- фтегазообразования [Бурштейн и др., 1997] позволяет по геотемпературному критерию выполнить картирование оча- ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 76 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 гов интенсивного образования нефти из РОВ тогурских отложений: с 95 °С — вхож- дение материнских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН). В применяемом подходе оценки плотности генерации неф- ти [Isaev et al., 2014], учитывающем дина- мику геотемператур материнских отложе- ний, расчетная плотность генерированных УВ напрямую зависит от времени нахож- дения материнской свиты в ГЗН и геотем- ператур ГЗН. Оценка плотности генерации тогурских нефтей выполняется в условных единицах, что является достаточным для использования этих данных в последую- щем площадном районировании. Интегральный учет латерального рас- пространения материнских отложений, плотности генерации углеводородов, пе- тротипов пород доюрского фундамента и плотности тектонических нарушений является основой для выявления перспек- тивных участков для постановки последу- ющих поисковых работ. Цель настоящих исследований — вы- полнить в рамках принятых концептуаль- ных положений зональное районирование нефтеносности доюрских отложений в Усть-Тымской и Нюрольской мегавпади- нах, расположенных в пределах Томской области, и предложить первоочередные районы (участки) для изучения и освое- ния доюрских резервуаров: раздельно для коллекторов промежуточного пермо- триасового этажа и коллекторов внутрен- него палеозойского фундамента. Эти мегавпадины являются землями нефте- промыслов Томской области с развитой инфраструктурой (Нюрольская) и земля- ми переходной области (Усть-Тымская) к слабоизученному Правобережью Оби [Исаев и др., 2018,а]. Геолого-структурная характеристика и нефтегазоносность Усть-Тымской мегав- падины. Усть-Тымская мегавпадина пред- ставляет собой крупную подково образную отрицательную структуру I-го поряд- ка, южный борт которой через Северо- Парабельскую мегамоноклиналь сопря- гается с Парабельским мегавыступом (рис. 2, а). С запада, севера и востока ме- гавпадина оконтуривается положительны- ми структурами I-го порядка. Мегадепрес- сия осложнена структурами II-го порядка: Неготским, Пыжинским и Сампатским ме- зопрогибами. Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол унаследует рельеф фун- дамента, который формируется на фраг- менте салаирской складчатости — Усть- Тымском срединном массиве [Исаев, 2010]. В герцинский цикл тектогенеза на первом этапе развития при погружении бассей- на накапливаются значительные толщи карбонатно-терригенных отложений, ко- торые в наиболее прогнутых территориях на стадии инверсии почти не подвергаются складчатой деформации и представляют интерес как потенциальный нефтеносный комплекс. В триасовый период глобально- го проявления рифтогенеза формируется Усть-Тымский грабен-рифт, выполненный терригенно-вулканогенными породами и корами выветривания различного типа, которые, в свою очередь, также представ- ляют интерес в нефтегазоносном отноше- нии, образуя резервуары с трещиноваты- ми и кавернозными вторичными коллек- торами. Основными нефтегазоносными ком- плексами на этой территории являются меловой, верхнеюрский, среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский (доюрский). меловой Нгк объединяет залежи пла- стов группы А в киялинской свите (K1br-g) и группы Б в тарской (K1v) и куломзинской (K1v-b) свитах. Разрабатываемый верхне- юрский Нгк включает пласт Ю0 баженов- ской свиты (J3tt), базальный пласт Ю 0 1 в ба- рабинской пачке и горизонт Ю1 васюган- ской свиты (J3k-o). Основным источником УВ для залежей в этих НГК является РОВ сапропелевого типа баженовской свиты. Высокий генерационный потенциал этих отложений в пределах исследуемого райо- на тяготеет к северо-западу и обусловлен достаточной мощностью (до 30 м) и высо- ким содержанием Сорг (до 12 %). Важно от- метить, что к юго-востоку Сорг неуклонно уменьшается до 6—8 % в переходной зоне и достигает 2—3 % в марьяновской свите (континентальном аналоге баженовской ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 77 Рис. 2. Обзорная схема нефтегазоносности Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления (А) на структурно-тектонической основе [Конторович, 2002] и схема распределения значений плотности гене- рации тогурских нефтей [Лобова, 2013] (Б): 1 — месторождения: а — нефтяное, б — газовое, в — газо- конденсатное; (2—3) границы тектонических элементов: 2 — I порядка, 3 — II порядка и условный номер структуры; 4 — граница зоны распространения тогурской свиты; (5—6) — условный номер месторождения с залежами: 5 — в коре выветривания: Ясное (1), 6 — в коре выветривания и палеозойском фундаменте: Чкаловское (2); (7—8) — скважина на локальной структуре, ее условный индекс и полученные прямые признаки нефтегазоносности доюрских отложений при бурении: 7 — приток УВ при испытании, 8 — при- знаки УВ в керне; 9 — изолинии значений плотности генерации тогурских нефтей, усл. ед. Структуры II порядка: Неготский (1), Пыжинский (2), Сампатский (3) — мезопрогибы; Зайкинская (4), Караминская (5) — мезоседловины. свиты) и свита постепенно теряет свой генерационный потенциал. Залежи в среднеюрском Нгк представ- лены пластами Ю2—7 континентальной тю- менской свиты (J2b-bt). С пластами Ю14—15 салатской (J1t2-J2a1) и Ю16—17 урманской (J1h-p) свит нижнеюрского Нгк связаны структурно-литологические и тектониче- ски экранированные залежи. Наиболее перспективными представляются зоны разгрузки палеопотоков с палеовершин эрозионных выступов фундамента [Ли- фанов и др., 2011]. Залежи углеводородов в палеозойском (доюрском) Нгк связаны как с внутрен- ними резервуарами, приуроченными к осадочно-органогенным породам среднего и верхнего палеозоя (пласты М1—10), так и к дезинтегрированным породам кор вы- ветривания (НГГЗК, пласт М). Эрозионно- тектонические выступы фундамента, сло- женные эффузивами кислого состава, яв- ляются наиболее перспективными зо нами на поиски залежей нефти и газа [Смир нов и др., 2009]. Основным источни ком УВ для доюрского НГК признается РОВ тогур- ской свиты [Костырева, 2005; Фомин, 2011; Костырева и др., 2014], которая залегает в наиболее гипсометрически низких участ- ках отрицательных структур, занимает порядка 60 % территории исследования и картируется [Конторович, 2002] в цен- тральных и восточных частях мегавпади- ны, а также заливообразно — на северном и юго-восточном склоне Парабельского мегавыступа и озерообразно — в южной части Северо-Парабельской мегамонокли- нали (см. рис. 2, а). Толщины тогурской свиты достигают 100 м, концентрация Сорг — до 5 % , катагенетическая преобразован- ность РОВ — на уровне градации МК1 1— МК2, что определяет достаточно высокий ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 78 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Рис. 3. Схематические карты распространения и толщин пород коры выветривания [Лобова и др., 2015] (а) и распространения петротипов пород фундамента [Недоливко, Ежова, 2005; Лифанов, 2012] (б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку а: 1 — изопахиты отложений коры выветривания, м; 2 — скважина, использованная для построения карты: в числителе условный индекс, в знаменателе — толщина коры выветривания, м. К рисунку б: 3 — скважина, вскрывшая породы фундамента, ее условный индекс (табл. 2); 4—14 — фации комплексов пород фундамента (4 — аспидная; 5 — базальтовая; 6 — базиты; 7 — глинисто-кремнистая; 8 — глинисто-сланцевая; 9 — гранодиориты; 10 — гранитоиды; 11 — карбонатная; 12 — терригенно-карбонатная; 13 — риолитовая; 14 — терригенная); 15 — тектонические нарушения. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2. региональный потенциал этих отложений. Необходимо отметить, что территория исследования имеет неравномерную плот- ность геолого-геофизической изученности и низкую плотность бурения глубоких скважин на Правобережье Оби. Более хо- рошо изучены земли Левобережья. Здесь установлена промышленная нефтегазо- носность и открыты месторождения УВ с залежами, приуроченными как к коре выветривания, так и объединенному ре- зервуару коры выветривания и коренных пород фундамента. Есть некоторые разночтения в факти- ческих данных по месторождению Ясное (см. рис. 2, а, условный номер 1), где на баланс поставлена залежь нефти в пласте М. Однако по результатам обобщения гео - ло го-геофизических материалов [Вол ков, 2001] в доюрском разрезе на скважи нах 20, 21 и 22 кора выветривания не вы де ля- ется. Приток нефти в скважине 21 дебитом 17,9 м3/сут получен при испытании верх- ней части палеозойских отложений. Ин- тересно отметить, что на более глубоком горизонте в этой же скважине из кислых эффузивных пород получен приток воды. Залежь на Чкаловском месторождении (см. рис. 2, а, номер 2) приурочена к еди- ному резервуару, объединяющему тре- щи новато-кавернозный коллектор ко ры вы ветривания, образованный по карбо- нат ным породам, и коренного палеозоя (пласты М—М1). Прямые признаки нефтенасыщения доюрского фундамента (табл. 1) получе- ны при строительстве глубоких скважин Колпашевская 2, Снежная 133, где в керне встречены битумы и обнаружен запах УВ. При испытании палеозойского интервала в скважине Колпашевская 7 получен не- значительный приток нефти с водой. На Правобережье признаки УВ встречены только в скважине Толпаровская 2. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 79 Т а б л и ц а 1. Данные по испытанию доюрских отложений в Усть-Тымской мегавпадине Площадь и номер скважины Индекс (рис. 2 а, 4 б, 5 б) Интервал ис- пытания (за- легания), м Отложения Горизонт, (пласт) При- ток, м3/сут Тип флюида Нефте- про яв- ления Береговая 1 па- раметрическая Б1п 2576—2610 Пермь—триас Не испытывался 2610—2632 Палеозой Не испытывался Вертолетная 360 В360 (3080—3121) Пермь—триас Не испытывался (3121—3140) Палеозой Не испытывался Западно- Сильгинская 18 З-С18 2381—2482 Нижняя юра+ пермь—триас — 5,17 Вода — Кананакская 2 параметриче- ская Кан2п (2527—2555) Пермь—триас Не испытывался (2555—2586) Палеозой Не испытывался Каргасокская 1 Кар1 2891—2904 2872—2880 Нижняя юра +палеозой — сухо — — Колпашевская 2 опорная К2о 2977—2987 Палеозой PZ 0,53 Вода В керне Колпашевская 7 К7 2860—2870 Палеозой PZ 0,5 Вода+нефть — Новоникольская 1 параметриче- ская НН1п 3034—2980 Палеозой PZ сухо — — 3977—3924 Палеозой PZ сухо — — 4183—4114 Палеозой PZ сухо — — Никольская 3 Ник3 2760—2717 Нижняя юра+ пермь—триас НГГЗК (М) 1,6 Вода — (2718—2760) Палеозой Не испытывался Песчаная 1 Пес1 2870—2948 Нижняя юра+палеозой — сухо — — Северо- Сильгинская 25 С-С25 2432—2448 Палеозой PZ 0,78 Вода — Северо- Сильгинская 9 С-С9 2599—2639 Нижняя юра+палеозой — 3,2 Вода — Снежная 133 Сн133 2623—2624 Палеозой — 0,5 Вода В керне Сенькинская 37 параметриче- ская С37п 3102—3106 Палеозой PZ сухо — — Толпаровская 3 То3 3349—3362 Палеозой PZ 0,68 Вода — 3320—3325 Палеозой PZ 4,5 Вода — 3303—3308 Палеозой PZ 2,1 Вода — Толпаровская 2 То2 3248—3307 Пермь—триас НГГЗК (М) — — В керне Трассовая 317 Тр317 2904—2949 Нижняя юра +палеозой — сухо — — Трассовая 315 Тр315 2988—2996 Палеозой — сухо — — Тымская 1 опор- ная Т1о 2937—2960 Палеозой — 0,9 Вода — Усть-Тымская 1 У-Т1 (2965—2967) Пермь—триас Не испытывался Чкаловская 26 Чк26 2907—3062 Пермь—триас НГГЗК (М) 50 Нефть/газ/кон- денсат — Чунжельская 1 Чу1 3030—3082 Палеозой PZ 0,1 Вода — Южно- Пыжинская 1 па- раметрическая ЮП1п 3198—3211 3217—3228 Палеозой PZ сухо — — 3170—3183 Палеозой PZ сухо — — 3137—3154 Палеозой PZ сухо — — Ясная 21 Я21 2875—2913 Пермь—триас НГГЗК (М) 17,9 Нефть — 2962—2956 Палеозой PZ 0,43 Вода — результаты испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных дел скважин» (фондовые материалы томского филиала фгу «территориальный фонд геологической информации по сибирскому федеральному округу»). ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 80 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Резервуар коры выветривания Усть- Тымской мегавпадины. НГК, приуро- ченный к корам выветривания разново- зрастных пород фундамента, выходящего на доюрскую поверхность, назван нефте- газоносным горизонтом зоны контакта — НГГЗК [Kontorovich, 2007]. Трещинные, трещинно-поровые, трещинно-ка вер ноз- ные, карстовые вторичные коллекторы образуются в зонах плотной локализации дизъюнктивных нарушений и латерально тяготеют к эрозионно-тектоническим вы- ступам фундамента [Медведев и др., 2006; Тугарева и др., 2013]. Анализ результатов бурения 38 скважин, вскрывших кору вы- ветривания, показал неравномерное ее распространение на территории исследо- вания (рис. 3, а). Максимальная толщина пермо-триасовых образований наблюдает- ся в районе Трассовой площади до 122 м (см. рис. 3, а, индекс Т316). В центральной части идет уменьшение толщин до полного выклинивания. Вещественный состав пород, выходя- щих на поверхность фундамента и изу- ченных по фондовым и опубликованным материалам [Недоливко, Ежова, 2005; Лифанов, 2012] с использованием фунда- ментальных работ [Конторович и др., 1975; Елкин и др., 2001], показал большое раз- нообразие петротипов (рис. 3, б, табл. 2). Подвергаясь гипергенным процессам, гра- нитоидные, гранодиоритовые и риолито- вые магматические тела, имеющие здесь распространение, создают предпосылки к образованию коллекторов с хорошими емкостными и фильтрационными свой- ствами (ФЕС) [Мариненкова и др., 2005; Конторович, 2012]. Наиболее высокими емкостными свойствами обладают отло- жения кор выветривания, образованные по кремнисто-карбонатным, глинисто- кремнистым породам, вулканитам кисло- го состава и их туфам различного возрас- та [Запивалов, Исаев, 2010; Ковешников, Недоливко, 2012б]. Таким образом, зоны Т а б л и ц а 2. Петротипы пород доюрского фундамента, вскрытых глубокими сква- жинами в Усть-Тымской мегавпадине и структурах ее обрамления Площадь и номер скважины Индекс (рис. 3, б) Петротип пород фундамента [источник информации] Басмасовская 1 Ба1 Терригенные породы [Смирнов и др., 2002] Береговая 1 параметрическая Б1п Глинистые сланцы с прослоями филлитизированных алевролитов [Смирнов и др., 2002] Вертолетная 360 В360 Гранитоиды* Каргасокская 1 Кар1 Темно-серые до черных глинистые, углисто-глинистые, глинисто- карбонатные сланцы с линзами известняков и покровов диабазов [Смирнов и др., 2002] Киндальская 440 Кин440 Черные глинистые сланцы [Смирнов и др., 2002] Киев-Еганская 357 КЕ357 Конгадиабазы, липариты [Смирнов и др., 2002] Колпашевская 2 К2 Аргиллиты (D3), эффузивы кварцевые, кварцевые кератофиры, фельзиты [Конторович и др.,1975] Кочебиловская 1 Кч1 Аргиллиты, песчаники и дайки диабазов [Брылина, 2001] Летняя 1 Ле1 Щелочные граниты (Т) [Смирнов и др., 2002] Лесная 1 Лес1 Щелочные гранитоиды (Т) [Смирнов и др., 2002] Можанская 1 Мо1 Конгадиабазы [Брылина, 2001] Нарымская 2 Нар2 Гранитоиды (R3) [Смирнов и др., 2002] Никольская 2 Ник2 Эффузивные кислые породы туринской серии (T1-2) [Смирнов и др., 2002] Парабельская 2 Пар2 Гранодиориты (С3) [Смирнов и др., 2002] ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 81 Рис. 4. Cхема соотношения распределения плотности аккумулированных тогурских нефтей и качества коллекторов в резервуаре коры выветривания (а) и схема выделения первоочередных участков для поис- ков залежей углеводородов в отложениях коры выветривания (б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку а: 1 — изолинии плотности аккумуляции тогурских нефтей, усл. ед.; 2 — зона отсутствия коры выветривания в пределах распространения тогурской свиты; 3 — зона отсутствия оценки плотности генерированных то- гурских нефтей; 4 — зона коллекторов коры выветривания с «улучшенными» ФЕС; 5 — зоны коллекторов коры выветривания с «хорошими» ФЕС. К рисунку б: 6 — перспективный район, номер ранжирования. Интенсивность закраски пропорциональна степени перспективности; 7—8 — скважины (табл. 1) (7 — с притоком воды из интервала пород коры выветривания; 8 — с неиспытанным интервалом коры выве- тривания); 9 — границы перспективных участков. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2. Площадь и номер скважины Индекс (рис. 3, б) Петротип пород фундамента [источник информации] Песчаная 1 Пе1 Кварцевый порфирит [Смирнов и др., 2002] Сенькинская 7 С7 Граниты [Брылина, 2001] Пайдугинская 1 Па1 Глинистые сланцы аспидной фармации [Смирнов и др., 2002] Соболиная 170 Со170 Темно-серые измененные алевролиты, аргиллиты, песчаники, глинисто-хлоритовые сланцы с линзами доломитизированных известняков и покровов базальтов [Брылина, 2001] Тибинакская 241 Ти241 Граниты, гранодиориты, кислые эффузивы, гнейсы, гранито-гнейсы, кремнистые, кварц-биотитовые сланцы [Смирнов и др., 2002] Толпаровская 2 То2 Спилиты, миндалекаменные базальты, гиалобазальты и их туфы, пластовые тела долеритов, битуминозные сланцы [Брылина, 2001] Траверсная 1 Тр1 Конгадиабазы [Смирнов и др., 2002] Усть-Тымская 1 УТ1 Кремнистая порода [Смирнов и др., 2002] Усть-Сильгинская 1 УС1 Известняки [Конторович и др.,1975] Чкаловская 26 Чк26 Метаморфизованный порфирит, метаморфизованный известняк с элементами рассланцевания и брекчированности, углистый известняк мраморизованный, доломитовый мрамор [Недоливко, Ежова, 2005] Чунжельская1 Чу1 Гранитоиды (PZ3) [Смирнов и др., 2002] Ясная 21 Я21 Кислые эффузивные породы (гранофир)* * Данные по определению петротипов пород изучены и сведены из первичных «дел скважин», годовых отчетов пго «томскнефтегазгеология» и обобщения геолого-геофизических материалов по томской области (мате- риалы томского филиала фбу «территориальный фонд геологической информации по сфо»). ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 82 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 выхода глинисто-кремнистых, магматиче- ских пород кислого состава и их туфов на поверхность фундамента учитываем как зоны распространения «улучшенных» кол- лекторов. Образование коры выветрива- ния по породам аспидной формации, как и по глинисто-сланцевым формациям, не способствует формированию «хороших» коллекторов [Сынгаевский, Хафизов, 1990]. Коллекторы с неблагоприятными ФЕС формируются в коре выветривания, образованной также по магматическим породам основного состава. Площадное распространение зон коллекторов коры выветривания с неблагоприятными ФЕС учтены при построении схемы, показан- ной на рис. 4, а. Районирование резервуара коры вы- ветривания Усть-Тымской мегавпадины. Ранее сделана оценка распределения плот- ности генерации тогурских нефтей Усть- Тымской мегавпадины и структур ее об- рамления (см. рис. 2, б). Оценка выполнена на основе применения метода палеотемпе- ратурного моделирования для разрезов 10 представительных скважин [Лобова, 2013]. На локальном участке распространения тогурской свиты (в юго-западной части территории исследований) плотность ге- нерации тогурских нефтей не могла быть корректно оценена из-за отсутствия здесь представительной скважины, необходи- мой для палеотемпературных расчетов. Используя карту распределения плот- ности генерации тогурских нефтей (см. рис. 2, б) и карту толщин отложений коры выветривания (см. рис. 3, а), построе- на схематическая карта распределения плотности первично-аккумулированных тогурских нефтей в резервуаре коры вы- ветривания (см. рис. 4, а). Распределение плотности аккумуляции тогурских нефтей Рис. 5. Cхема распределения петротипов пород, тектонических нарушений и качества коллекторов в палео- зойском фундаменте (а) и схема выделения первоочередных участков для поисков залежей углеводородов в палеозойском резервуаре (б) Усть-Тымской мегавпадины. К рисунку а: 1—3 — области петротипов пород (1 — с «потенциально улучшенными» ФЕС, 2 — с «потенциально средними» ФЕС, 3 — с «потенциально неблагоприятными» ФЕС); 4—6 — зона коллекторов (4 — с «лучшими» ФЕС, 5 — с «хорошими» ФЕС, 6 — с «удовлетворительными» ФЕС). К рисунку б: 7 — изолинии значений плотности генерации тогур- ских нефтей, усл. ед.; 8 — перспективный участок, номер ранжирования (интенсивность закраски про- порциональна степени перспективности); 9—11 — результат испытания коренных отложений палеозоя в скважине (табл. 1) (9 — приток воды; 10 — «сухо»; 11 — доюрский фундамент не испытан). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2—4. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 83 получено путем перемножения значений толщин коры выветривания (см. рис. 3, а) и значений плотности генерации тогурских нефтей (см. рис. 2, б). Таким образом, на- ряду с распределением объемов генериро- ванных нефтей учитывается распределе- ние аккумулирующих объемов резервуа- ра, обусловленных его толщинами. Оценка плотности аккумуляции нефти выполня- лась в условных единицах. На рис. 4, а видно, что район с наиболь- шей плотностью ресурсов (более 20 усл. ед.) протягивается широкой полосой с за- пада на восток, охватывая южные скло- ны Трайгородского мезавала, западную и центральную части Неготского мезопро- гиба, северо-западный локальный участок Северо-Парабельской мегамоноклинали и затем, значительно сужаясь, охватыва- ет юго-восточный борт Неготского мезо- прогиба и прилегающую зону сочленения с Пыжинским мезопрогибом и северным склоном Северо-Парабельской мегамоно- клинали. Ранжирование перспективных участ- ков для поисков в отложениях коры вы- ветривания Усть-Тымской мегавпадины проводим с учетом качества коллектора в резервуаре. В табл. 3 приведено сопостав- ление результатов районирования резер- вуара коры выветривания (см. рис. 4, б) и данных по испытанию интервала зоны контакта пород фундамента и осадочного чехла в глубоких скважинах. Наибольший интерес относительно перспектив нефтегазоносности представ- ляет район 1, который объединяет земли северо-восточного борта Усть-Тымской мегавпадины. В пределах этого района рас- положена скважина Вертолетная 360 (см. рис. 4, б, индекс В360), при бурении кото- рой были вскрыты доюрские породы, но испытание на продуктивность в этой части разреза не проводилось. Т а б л и ц а 3. Сопоставление результатов районирования резервуара коры выветри- вания и данных по ис пы танию отложений зоны контакта в глубоких скважинах Усть- Тымской мегавпадины (* — ран жиро вание по степени перспективности) Район (рис. 4, б) Аккумулирован- ные ресурсы, усл. ед./качество кол- лектора Скважины, распо- ложенные в районе (рис. 4, б) Результаты испытания Нефте- про яв- ленияГоризонт Приток, м3/сут Тип флюида 1 10—20/«улуч- шенные» ФЕС Вертолетная 360 (В360) НГГЗК Не испытывался — 2 20—50/«хо рошие» ФЕС Чкаловская 26 (месторождение Чкаловское) НГГЗК 50 Нефть, конден- сат, газ — 3 10/«улучшенные» ФЕС — — — — — 4 10—20/«хоро шие» ФЕС Толпаровская 2 (То2) НГГЗК — — В кер- не За пределами распростра- нения тогур- ской свиты — Никольская 3 (Ник3) НГГЗК 1,6 Вода — Западно- Сильгинская 18 (ЗС18) НГГЗК 5,17 Вода — Ясная 21 (месторож- дение Ясное) НГГЗК (PZ?) 17,9 Нефть — результаты испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин», геологических отчетов каргасокской нефтеразведочной экспедиции (фондовые материалы томского филиала фгу «территориальный фонд геологической информации по сибирскому федеральному округу»). ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 84 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Северный борт Неготского мезопро- гиба и зона его сочленения с восточным склоном Трайгородского мезовала — пер- спективный район 2. При «хорошем» ка- честве коллектора отмечается высокое значение плотности аккумуляции нефти, а полученный приток УВ из интервала коры выветривания при испытании в скв. 26 Чкаловского месторождения (см. рис. 4, б, индекс Чк26) подтверждает высокую пер- спективность этого района. Перспектиный район 3 тектонически приурочен к южному борту Пыжинского мезопрогиба и зоне его сочленения на юге — с северной частью Зайкинской мезосед- ловины, на западе — с восточным склоном Северо-Парабельской мегамоноклинали. Здесь, наряду с коллекторами «хорошего» качества, имеются участки и с «улучшен- ными» ФЕС. Однако о прямых признаках нефтенасыщения разреза на этом участке сведений в настоящее время нет. Локальный район 4 расположен в цен- тральной части Северо-Парабельской ме- гамоноклинали и сопредельном южном врезе Усть-Тымской мегавпадины. В сква- жине Усть-Тымская 1 (см. рис. 4, б, УТ1) кора выветривания толщиной 2 м, пред- ставленная переотложенными кремнисты- ми породами, вскрыта на глубине 2965 м, однако опробование этого интервала не проводилось. При бурении скважины Толпаровская 2 (индекс То2) из интерва- ла коры выветривания был поднят керн с признаками нефтенасыщения, что под- тверждает перспективность этого участка. Необходимо отметить, что резерву- ар НГГЗК, вскрытый скважинами Ни- кольская 3 (индекс Ник3) и Западно- Сильгинская 18 (индекс ЗС18) за предела- ми распространения нефтематеринской тогурской свиты, водоносен. Таким образом, выделяем и предлагаем первоочередной район поисков для изуче- ния и освоения резервуара коры выветри- вания усть-тымской мегавпадины — район 1 — зону северо-восточного борта мега- впадины. Палеозойский резервуар Усть-Тымской мегавпадины. Скопления УВ в коренных породах фундамента образуют как массив- ные, так и тектонически, литологически экранированные локальные залежи, ко- торые приурочены к вторичным коллек- торам по осадочным, метаморфическим и магматическим породам. Коллекторские свойства в палеозойских толщах форми- руются под воздействием таких процес- сов, как гипергенез, доломитизация, вы- щелачивание. Формирование вторичных коллекторов происходит в тектонически ослабленных зонах активной флюидоми- грации. Такие зоны напрямую связаны с проявлением дизъюнктивной тектоники, вызывающей повышенную трещинова- тость горных пород, что само по себе вле- чет за собой улучшение фильтрационно- емкостных свойств коллектора. Наилучшими ФЕС обладают коллек- торы, образованные в результате мета- соматической проработки магматиче- ских пород кислого состава и глинисто- кремнистые разности [Isaev, Nguen, 2013; Нгуен, Исаев, 2017]. В зонах распростране- ния магматических пород основного и уль- траосновного состава, а также глинистых сланцев существуют неблагоприятные условия для формирования вторичных коллекторов [Isaev et al., 2008; Ковешни- ков, Недоливко, 2012а]. Таким образом, наличие кислых магма- тических пород или глинисто-кремнистых образований является критерием для вы- деления в коренном фундаменте областей с потенциально улучшенными ФЕС. А интенсивность разрывной тектоники яв- ляется руководящим признаком для раз- деления этих областей на зоны с лучшими, хорошими и удовлетворительными ФЕС. Используя схему распространения петро- типов пород фундамента (см. рис. 3, б), вы- делены области латерального распростра- нения пород фундамента с «потенциально улучшенными» ФЕС, «потенциально сред- ними» ФЕС и «потенциально неблагопри- ятными» ФЕС (рис. 5, а). Затем, с учетом интенсивности разрывной тектоники в фундаменте определены зоны коллекто- ров с «лучшими», «хорошими» и «удовлет- ворительными» ФЕС. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 85 Районирование палеозойского резер- вуара Усть-Тымской мегавпадины. С уче- том зон коллекторов «лучших», «хороших» и «удовлетворительных» ФЕС и распре- деления значений плотности генерации тогурских нефтей выделены и проранжи- рованы четыре перспективных района (рис. 5, б). 1-й район объединяет земли северо- восточного склона Северо-Парабельской мегамоноклинали и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба. Значе- ния плотности генерации тогурских неф- тей изменяются от 85 усл. ед на западе до 25 усл. ед. на востоке. В пределах района прямого подтверждения нефтегазоносно- сти не имеется (табл. 4). 2-й район, представленный зоной кол- лекторов с «хорошими» ФЕС, протягива- ется вдоль северо-восточного борта Усть- Т а б л и ц а 4. Сопоставление результатов районирования резервуара палеозойско- го фундамента и данных испытания глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины ( — ранжирование по степени перспективности) Район, (рис. 5, б) Генерированные ресурсы, усл.ед./качество коллектора Скважины, располо- женные в районе (ин- декс на рис. 5, б) Результаты испытания Нефте- про яв- ленияОбъект Приток, м3/сут Тип флюида 1 25…85/«лучшие» ФЕС — — — — — 2 50…80/«хоро- шие» ФЕС Вертолетная 360 (В360) PZ Не испы- тывался — — 3 70…85/«хоро- шие» ФЕС Сенькинская 37п (С37п) PZ «Сухо» — — 4 50…80/«удов- летворительные ФЕС Чкаловская 26 (Чк26) PZ 100…500 Нефть — Трассовая 315 (Т315) Нижняя юра+ PZ «Сухо» — — В пределах распростра- нения тогур- ской свиты 80/«неудовлет- ворительные» ФЕС Колпашевская 7 (К7) PZ 0,5 Вода+пленка нефти — Колпашевская 2 (К2) PZ — — В керне Толпаровская 3 (То3) PZ 0,7…4,5 Вода — Новоникольская 1 па- раметрическая (Нн1п) PZ «Сухо» — — За пределами распростра- нения тогур- ской свиты — Тымская 1 (Т1п) PZ 0,9 Вода — Южно—Пыжинская 1 (Ю—П1п) PZ «Сухо» — — Чунжельская 2 (Чу1) PZ 0,1 Вода — Снежная 133 (Сн133) PZ 0,5 Вода В керне Северо—Сильгинская 9 (Сс9) PZ 3,2 Вода — Сильгинская 25 (Сс25) PZ 0,78 Вода — Каргасокская 1 (Кар1) Нижняя юра+PZ «Сухо» — — Ясная 21 (Я21) PZ 0,43 Вода Песчаная 1 (Пе1) Нижняя юра+PZ «Сухо» — — результаты испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы томского филиала фбу «территориальный фонд геологической информации по сибирскому федеральному округу») и опубликованных данных по скв. Чкаловская 26 [Недоливко, ежова, 2005]. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 86 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Тымской мегавпадины. Плотность генера- ции тогурских нефтей высокая — возрас- тает от 50 до 80 усл. ед. На Вертолетной площади в скв. 360 (см. рис. 5, б, индекс В360) палеозойские породы вскрыты, но не испытывались на продуктивность. 3-й район также представлен зоной коллекторов с «хорошими» ФЕС. Участок занимает земли у южного вреза Северо- Парабельской мегамоноклинали и сопре- дельную часть Парабельского мегавысту- па. Плотность генерации тогурских неф- тей высокая от 70 до 85 усл. ед. В пределах этого района в скважине 37 (индекс С37п), пробуренной на Сенькинской площади, при испытании притока практически не получено. 4-й район, представленный зоной кол- лекторов с «удовлетворительными» ФЕС, приурочен к сочленению северо-западного борта Усть-Тымской мегавпадины и струк- тур прилегающего Александровского сво- да. Плотность генерации тогурских нефтей варьирует от 50 до 80 усл. ед. Выявляется диссонанс ранжирования этого участка, как последнего по перспективности, с от- крытием месторождения на Чкаловской площади (см. рис. 5, б, номер 2), связанное с доюрским НГК. Вместе с тем, при испы- тании скважин на Трассовой структуре (индекс Е315) из палеозойских отложений притока не получено (см. табл. 1). Необходимо отметить, что отложения палеозоя, вскрытые скважинами, располо- женными за пределами распространения тогурской нефтематеринской свиты, водо- носны или «сухие», за исключением сква- жины Снежная 133 (индекс Сн133), где в керне были обнаружены прямые признаки УВ. Явно не согласуется наш прогноз по палеозойскому резервуару — высокая плотность генерации нефти и «неудовлет- ворительные» ФЕС коллектора — с ре- зультатами испытания скв. Толпаровская 3 (индекс То3), где получен значительный приток воды (табл. 4). Однако отметим, что в остальном выполненное районирование палеозойского резервуара согласуется со- поставлением с данными опробования и испытаний 16 глубоких скважин. В целом согласованность составляет порядка 75 %. Таким образом, выделяем и предлагаем первоочередной район поисков для изуче- ния и освоения палеозойского резервуара усть-тымской мегавпадины — район 1, объединяющий земли северо-восточного склона Северо-Парабельской мегамоно- клинали и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба. Геолого-структурная характеристика и нефтегазоносность Нюрольской мегав- падины. Нюрольская мегавпадина, струк- тура I порядка, приурочена к Центрально- Западно-Сибирской геосинклинальной складчатой системе и имеет отличитель- ные черты развития, тектоническое и геологическое строение с Усть-Тымской депрессией. В основании отрицательной Нюрольской депрессии лежит Межов- ский срединный массив, в опущенном блоке которого формируется в палеозое Нюрольская впадина [Исаев, 2010]. Здесь развиты слабо дислоцированные и сла- бо метаморфизованные карбонатные и терригенные толщи от раннего девона до раннего карбона, представляющие инте- рес в нефтегазоносном отношении. В за- ключительную фазу герцинской складча- тости, в карбоне—перми, имеет развитие магматическая деятельность, результатом которой явилось распространение липа- ритовой формации. В заключительную стадию формирования консолидирован- ного фундамента, в конце перми и нача- ле триаса, на территории исследования проявляется рифтовая тектоника [Исаев и др., 2018б]. Развивается мощная вулка- ническая деятельность, в результате кото- рой накапливаются на огромной террито- рии вулканогенно-осадочные породы от ультраосновного до кислого составов. К концу позднего триаса территория иссле- дования представляет собой горную стра- ну, где идет интенсивная денудация и об- разование кор выветривания различного профиля, представляющих определенный интерес в образовании резервуаров для залежей УВ в последующую стадию гео- логического развития. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 87 В Нюрольском нефтегазоносном райо- не выделяются следующие НГК: доюрский, нижнеюрский (геттанг-раннетоарский, позднетоар-ааленский), среднеюрский (байос-батский), верхнеюрский (келловей- волжский) и меловой (неокомский) [Кон- торович, 2002]. Для среднеюрского, верхнеюрского и ме- лового Нгк нефтегенерирующей является повсеместно распространенная баженов- ская свита, сложенная верхнеюрскими битуминозными карбонатно-кремнисто- глинистыми отложениями. Для нижнеюрского и доюрского Нгк основными нефтематеринскими порода- ми в пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления являются тогур- ские отложения. По генезису рассеянное органическое вещество в тогурской свите является типично озерным, сапропелево- гумусового типа и содержанием Сорг от 1,5 до 10 %. Уровень катагенеза РОВ варьирует от МК 3 1 в центральной части территории исследования, постепенно уменьшаясь в радиальном направлении, до градации МК1 1 [Kontorovich et al., 2009]. Мощность тогурских отложений в наиболее погру- женной части Нюрольской мегавпадины, в Тамрадской впадине, достигает 140 м [Конторович, 2002]. Ряд исследователей [Ablya et al., 2008; Ступакова и др., 2015; Blackbourn, 2015b] предлагают также рассматривать девон- ские доманиковые толщи как самостоя- тельный генерирующий источник УВ для резервуаров внутреннего палеозоя. Доюрский Нгк включает нефтегазонос- ный горизонт зоны контакта палеозойских и мезозойских пород (НГГЗК) и палео- зойский резервуар. Под НГГЗК понима- Рис. 6. Схематические карты нефтегазоносности доюрского НГК (а) на структурно-тектонической основе [Конторович, 2002] и распределения значений плотности генерации тогурских нефтей, усл. ед., [Лобова, Власова, 2013] (б) Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления: 1—3 — месторождения (1 — в па- леозойском фундаменте: Нижнетабаганское (9); 2 — в коре выветривания: Речное (1), Фестивальное (2), Тамбаевской (4); 3 — в объединенном резервуаре коры выветривания и коренного палеозоя: Среднеглу- ховское (3), Южно-Тамбаевское (5), Урманское (6), Арчинской (7), Южно-Урманское (8)); 4 — структуры III порядка: 1 — Кулан-Игайская впадина, 2 — Тамрадская впадина, 3 — Осевой прогиб, 4 — Тамянский прогиб; 5 — Фестивальный вал, 6 — Игольско-Таловое куполовидное поднятие; 5, 6 — скважина на ло- кальной структуре, ее условный индекс и полученные прямые признаки нефтегазоносности доюрских отложений при бурении (5 — приток УВ при испытании, 6 — признаки УВ в керне). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1, 2. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 88 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 ется толща пермо-триасовых отложений, обосабливающаяся в пласт М. В пределах изучаемой территории открыты место- рождения нефти и газоконденсата с зале- жами в пласте м (рис. 6, а). В палеозой- ском резервуаре открыты месторождения различного фазового состояния, основная часть которых приурочена к Чузикско-Чи- жап ской мезоседловине. Известны мес - то рождения с залежами, приуроченны- ми к пластам группы М, гидродинамиче- ски объединенными в единый резервуар (М—М1—10). Получены прямые признаки нефтенасыщения доюрских пород при ис- пытании скважин на различных площадях и в керне (см. рис. 6, а). Резервуар коры выветривания Нюроль- ской мегавпадины. Ранее была построена карта толщин отложений коры выветри- вания [Luneva et al., 2016] на основании данных по 73 скважинам (рис. 7, а). На территории исследования на поверх- ность фундамента выходят гетерогенные и полифациальные породы (рис. 7, б, табл. 5), которые и предопределяют возникновение разнообразных профилей кор выветрива- ния. При этом образующиеся горные по- роды обладают разными коллекторскими свойствами. Установлено [Ковешников, Недоливко, 2012б; Blackbourn, 2015а], что гранитоидные, гранодиоритовые, рио- литовые магматические тела и карбонат- ные, глинисто-кремнистые породы, имею- щие здесь распространение, подверга -ясь гидротермальным проработкам, создают пред посылки к образованию кол лекторов с «хорошими» ФЕС. Таким образом, по кар- бонатным, гли нис то-крем нис тым и магма- тическим породам кис лого состава на по- верхности фунда мента образу ются зоны с «улучшенными» кол лектора ми [Kontorov- ich, 2007; Koveshnikov et al., 2016]. На Фестивальном вале скважинами вскрыты серпентины, при выветривании Рис. 7. Схематические карты распространения и толщин коры выветривания [Luneva et al., 2016] (а), распро- странения петротипов пород фундамента [Конторович и др., 2001] и тектонических нарушений [Конторо- вич, 2002] (б) Нюрольской мегавпадины. К рисунку а: 1 — скважины, использованные для построения карты изопахит: в числителе — условный индекс скважины, в знаменателе — толщина коры выветривания, м; 2 — изопахиты коры выветривания, м. К рисунку б: 3 — скважины, вскрывшие породы фундамента, с литологической характеристикой доюрских отложений (табл. 5); 4—11 — фации комплексов пород фун- дамента с указанием их возраста (4 — ультрабазиты, 5 — граниты, 6 — глинисто-кремнистые сланцы, 7 — карбонаты, 8 — терригенные породы, 9 — глинистые сланцы, 10 — липариты, 11 — андезито-базальты). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1, 6. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 89 Т а б л и ц а 5. Петротипы пород доюрского фундамента, вскрытые глубокими сква- жинами в Нюрольской мегавпадине и структурах ее обрамления Площадь и номер скважин Условный индекс (рис. 7, б) Петротипы пород фундамента [источник информации] Верхне-Васюганская 2 ВВа2 Глинистые органогенно-обломочные известняки Салатская 21 Са21 Известняки [Конторович и др., 1975] Водораздельная 1, 2 Во1, Во2 Известняки органогенные обломочные* Глуховская 1 Гл1 Чередование песчаников и алевритистых аргиллитов с прослоями конгломератов. Эффузивные породы — кварцевые порфириты* Еллей-Игайская 1, 2, 4 ЕИ1,ЕИ2, ЕИ4 Известняки доломитизированные, трещиноватые, с прожилками кальцита* Еллейская 1 Ел1 Туфогенные известковистые, трещиноватые, слоистые породы* Елле-Кагальская 1 ЕК1 Фораминиферово-амфипоровые известняки* Западно-Лугинецкая 180 ЗЛ180 Эффузивы кислого состава* Западно-Лугинецкая 181 ЗЛ181 Известняки скрытокристаллические трещиноватые* Зимняя 1 З1 Средние эффузивы [Елкин и др., 2001] Квензерская 1, 2 Кв1, Кв2 Эффузивы среднего состава* Колотушная 260 Ко260 Известняки [Конторович и др., 1975] Куланская 100 Ку100 Известняки скрытокристаллические, прослоями органогенные* Кулгинская 161 Ку161 Гнейсы [Конторович и др., 1975] Майская 390 Ма390 Известняки органогенные* Майская 392 Ма392 Карбонатные и глинисто-сланцевые пород* Моисеевская 2 М2 Порфириты кварцевые [Елкин и др., 2001] Мыльджинская 1 Мы1 Глинистые сланцы и известняки [Конторович и др., 2001] Нижнетабаганская 3 Нтб3 Известняки трещиноватые, трещины выполнены кальцитом* Нижнетабаганская 11 Нтб11 Аргиллиты, углистые аргиллиты [Костырева, 2005] Нижнетабаганская 16 Нтб16 Брекчированные аргиллиты, мелкозернистые песчаники [Костырева, 2005] Нюльгинская 1 Ню1 Вулканогенно-осадочные породы* Пешеходная 1 параметрическая П1п Туфы, порфириты, средние эффузивы [Елкин и др., 2001] Речная 280 Ре280 Глинисто-кремнистые, известковистые слабометаморфизованные трещиноватые породы* Речная 281, 282, 285 Ре281,Ре282, Ре285 Органогенные известняки* Северо-Фестивальная 1, 2 СФ1, СФ2 Сильно карбонатизированные серпентиниты* Средненюрольская 45 СрН-45 Известняки [Конторович и др., 1975] Тамратская 1параметрическая Т1п Эффузивные породы и метаморфизованные аргиллиты* Тамратская 3 Т3 Глины с прослоями карбонатизированных песчаников* Угольная 21 Уг21 Известняки трещиноватые* Урманская 1 Ур1 Известняки трещиноватые, трещины выполнены кальцитом* Урманская 7 Ур7 Бокситоподобные проницаемые породы, залегающие на глинистых известняках* ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 90 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 которых в определенных условиях воз- можно образование неплохих коллекто ров. При выветривании на последней ста дии по ним могут развиваться каолиниты, за счет которых улучшаются коллекторские свойства породы. «Хорошие» коллекторы образовались локально только на выступах фундамента и вскрыты двумя скважинами, к которым и приурочены две мелкие за- лежи нефти. Коллекторы с «неудовлетворительны- ми» ФЕС формируются в коре выветри- вания, образованной по магматическим породам основного состава и по породам глинисто-сланцевой формации. Залежи углеводородов, как правило, приурочены к эрозионно-тектоническим выступам доюрского основания и связаны со сложнопостроенными литологически-, тектонически- и стратиграфически экра- нированными ловушками. Районирование резервуара коры вы- ветривания Нюрольской мегавпадины. Выделение перспективных участков про- водилось на основе распределения плот- ности генерации тогурских нефтей (см. рис. 6, б), толщин коры выветривания и качества петротипа пород фундамента (см. рис. 7). Распределение относительной плотности аккумуляции тогурских нефтей (рис. 8, а) было получено путем перемно- жения значений толщин коры выветрива- ния (см. рис. 7, а) и значений плотности генерации нефти (см. рис. 6, ). На схему (см. рис. 8, a) вынесены зоны с «улучшен- ными» ФЕС коллекторов, образованными по кремнисто-карбонатным и магматиче- ским породам кислого состава. Учитывая плотность аккумулирован- ных тогурских нефтей, а также качество коллектора с учетом величины площадей участков в зонах, прогнозные перспек- Площадь и номер скважин Условный индекс (рис. 7, б) Петротипы пород фундамента [источник информации] Фестивальная 252, 255 Фе252, Фе255 Серпентиниты с трещинами, выполненными кальцитом* Фестивальная 253 Фе253 Литокластические туфы * Чагвинская 1, 4 Ча1, Ча4 Глинисто-кремнистые аргиллиты, туфиты * Чагвинская 2 Ча2 Эффузивные породы и их туфы * Чагвинская 3 Ча3 Метаморфизованные, карбонатизированные осадочные породы* Чарымовская 80 Чр80 Известняки [Конторович и др., 1975] Черталинская 3 Че3 Переслаивание диабазов и кавернозных известняков * Шингинская 297 Ши297 Липаритовые, фельзитовые порфиры* Южно-Мыльджинская 27 ЮМ27 Сланцы биотитовые [Костырева, 2005] Южно-Табаганская 130 Ютб130 Доломиты скрытокристаллические, глинистые, кавернозные и трещиноватые * Южно-Табаганская 134 Ютб134 Биокластические известняки, чередующиеся с глинистыми известняками и аргиллитами [Костырева, 2005] Южно-Урманская 1, 3 ЮУ1, ЮУ3 Метаморфизованные глинисто-алевритистые и сидеритизованные известково-кремнистые породы * Южно-Фестивальная 1 параметрическая, Фестивальная 3 ЮФ1п, ЮФ3 Базальты, карбонатизированные диабазы, интенсивно брекчированные и карбонатизированные спилиты* * Данные по определению петротипов пород изучены и сведены из первичных «дел скважин», годовых отчетов пго «томскнефтегазгеология» и обобщения геолого-геофизических материалов по томской области (мате- риалы томского филиала фбу «территориальный фонд геологической информации по сфо»). ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 91 тивные участки ранжированы по степени перспективности (рис. 8, б). Наибольший интерес относительно пер- спектив нефтегазоносности представля ет зона 1, которая представлена двумя участ- ками. участок 1.1 охватывает южные бор- та Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и зону их сочленения. На данном участке совпали высокая плотность аккумулиро- ванныхой тогурскихой нефтейи и «улуч- шенные» ФЕС пласта М. В пределах этого участка открыто газонефтяное Средне- глуховское месторождение (см. рис. 8, б, условный номер 3), что подтверждает вы- сокую перспективность участка. Локальный участок 1.2 приурочен к центральной части Осевого прогиба. О прямых признаках нефтенасыщенности этих земель сведений пока не имеется. зона 2 представлена девятью участками. Наибольший интерес представляет учас- ток 2.1, который тектонически приуро- чен к зоне сочленения Кулан-Игайской мезовпадины, юго-восточному борту Ню- роль ской мегавпадины и примыкающей тер ритории Чузикско-Чижапской ме зо сед- ло ви ны. Перспективность данно го участ- ка подтверждается открытием в южной час ти участка промышленных скоплений УВ в пласте М различного фазо во го со- стояния на Урманском (6), Там ба ев ском (4), Юж но-Тамбаевском (5), Юж но-Ур ман- ском (8) и Арчинском (7) мес то рож дениях (см. рис. 8, б). Кроме того, при испытании скважин на Нижнета баганской площа- ди получены притоки пластовой воды с пленкой нефти на скважинах 10 и 13 (см. рис. 8, б, Нтб10, Нтб13). В разрезе скважи- ны Северо-Табаганской 51 (Стб51) пласт М оказался насыщен газоконденсатом. Гра- ницы участка 2.1 хорошо подтверждаются данными опробования скважины Смоляная 4 (См4), где при испытании интервала коры выветривания притока не получено. участок 2.2 приурочен к юго-восточной части Фестивального вала и северному Рис. 8. Cхемы соотношения распределения плотности аккумуляции тогурских нефтей и качества коллек- торов (а), районирования и ранжирования участков по степени перспективности для поисков залежей УВ в отложениях коры выветривания (б) Нюрольской мегавпадины. К рисунку а: 1 — изолинии плотности аккумуляции тогурских нефтей с учетом мощности коры выветривания, усл. ед.; 2 — зона отсутствия коры выветривания в пределах распространения тогурской свиты; 3 — зоны коллекторов коры выветривания с «улучшенными» ФЕС. К рисунку б: 4 — районирование, ранжирование зон и участков с учетом качества коллекторов (интенсивность закраски пропорциональна степени перспективности); 5, 6 — результат ис- пытания коры выветривания в скважине (5 — приток воды; 6 — «сухо»). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2 и 6. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 92 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 борту Нюрольской мегавпадины. Перспек- тивность этого участка подтверждается от- крытием одноименного месторождения (см. рис. 8, б, номер 2) с залежью нефти в коре выветривания, сложенной изме- ненными трещиноватыми серпентинита- ми. На Северо-Фестивальной структуре (индекс СФ1) из этих отложений получен приток нефти. На локальном участке 2.9 (не первых перспектив), расположенном на юго- западном борту Кулан-Игайской впадины и примыкающей территории Нюрольской мегавпадины, при испытании коры выве- тривания в скважине Поньжевая 300 (см. рис. 8, б, индекс По300) получен непро- мышленный приток нефти. На локальных участках 2.3—2.8 сведе- ний о прямых признаках нефтенасыщения коры выветривания к настоящему време- ни не имеется. На Северо-Айсазской структуре (см. рис. 8, б, индекс СА1) получены прямые признаки нефтеносности, однако из-за плохого качества коллектора при испыта- нии получен незначительный приток, что вполне подтверждает нахождение этой структуры в неперспективной зоне. Необходимо отметить, что в скважинах, расположенных за пределами распростра- нения тогурской свиты, получены или при- токи пластовой воды, или «сухо». Лишь в скважине Фестивальная 255 (Фе255) при испытании интервала коры выветривания получен разгазированный фильтрат буро- вого раствора. Диссонансом к концепции «главного ис- точника УВ» является Речное газоконден- сат ное месторождение (см. рис. 8, б, но- мер 1), расположенное за пределами рас- пространения тогурской свиты. Можно предположить, что основным источником Рис. 9. Cхемы распределения специализированных областей петротипов пород, тектонических наруше- ний и качества коллекторов в палеозойском фундаменте (а), районирования и ранжирования участков по степени перспективности для поисков в отложениях палеозоя (б) Нюрольской мегавпадины. К рисунку а: 1—3 — области петротипов пород (1 — с высокой вероятностью образующие «улучшенные коллекторы», 2 — с вероятностью образующие «хорошие» коллекторы, 3 — не образующие коллекторы). Зоны коллек- торов: 4 — с «лучшими» ФЕС, 5 — с «хорошими» ФЕС, 6 — с «удовлетворительными» ФЕС. К рисунку б: 7 — изолинии комплексного параметра, характеризующего плотность аккумуляции нефти, усл. ед.; 8—10 перспективные зоны и участки, диапазон значений комплексного параметра в усл. ед. (8 — более 30; 9 — от 20 до 30; 10 — менее 20); 11, 12 — результат испытания коренного палеозоя в скважине (11 — приток воды; 12 — «сухо»). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2 и 6. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 93 УВ здесь являются палеозойские домани- ковые толщи, так как скважина пробурена в пределах распространения карбонатных среднедевонских отложений. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и выделение прогноз- ных перспективных участков резервуара коры выветривания (табл. 6) показывает согласованность, формализованно оцени- ваемую в 75 %. Подводя итог изложенному, выделяем и предлагаем как первоочередный район по- Т а б л и ц а 6. Сопоставление результатов прогнозного районирования резервуара коры выветривания и данных по испытанию отложений зоны контакта в глубоких скважинах Нюрольской мегавпадины (* — ранжирование по степени перспективности) Зона, участок (рис. 8, б)* Аккумулирован- ные ресурсы, усл.ед./качество коллектора Скважины, расположенные в зоне, на участке (условный ин- декс на рис. 8, б) Результаты испытания Пласт (объект) Тип флюида 1.1 Более 40/«улучшен- ные» ФЕС Скважины Среднеглуховского месторождения М Нефть 1.2 — — — 2.1 0-40/«улуч- шенные» ФЕС Скважины Урманского место- рождения М Нефтегазоконден- сат Скважины Южно-Урманского месторождения М Нефтегазоконден- сат Скважины Арчинского место- рождения М Нефтегазоконден- сат Скважины Южно-Тамбаевского месторождения М Нефть Нижнетабаганская 13 (Нтб-13) М Вода+пленка нефти Нижнетабаганская 10 (Нтб-10) М Вода+пленка нефти Нижнетабаганская 9 (Нтб-9) М+PZ Вода Северо-Табаганская 51 (СТб-51) М+PZ Газоконденсат 2.2 Северо-Фестивальная 1 (СФ-1) М Нефть Скважины Фестивального ме- сторождения М Нефть, газ 2.3—2.8 — — — 2.9 Поньжевая 300 (По-300) Триас Нефть Неперспективная зона 110/«неудовлет- ворительные» ФЕС Северо-Айсазская 1 (СА-1) Триас Фильтрат бурового раствора+нефть За пределами распространения тогурской свиты Шингинская 297 (Ши-297) tm+PZ Сухо Скважины Речного месторож- дения М Газоконденсат Лосинская 1 (Ло-1) М+PZ Вода Мыльджинская 54 параметриче- ская (Мы-54п) М+PZ Вода Пуглалымская 86 (Пу-86) tm+M+PZ Вода Смоляная 4 (См-4) Ю14+М+Pz Сухо Фестивальная 253 (Фе-253) М Вода Фестивальная 255 (Фе-255) М Фильтрат бурового раствора+раство- ренный газ результаты испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы томского филиала фбу «территориальный фонд геологической информации по сибирскому федеральному округу»). ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 94 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 исков для изучения и освоения резервуара коры выветривания Нюрольской мегавпа- дины участок 1.1 — южные борта кулан- игайской и тамрадской впадин, а также зону их сочленения. Палеозойский резервуар Нюрольской мегавпадины. Палеозойские отложения характеризуются широким спектром пе- трографических разновидностей. По дан- ным исследователей [Елкин и др., 2001; Ablya et al., 2008; Ступакова и др., 2015; Koveshnikov et al., 2016], палеозойские породы можно условно разделить на три группы. Из сводной табл. 7 следует, что первая группа объединяет петротипы по- род с высокой вероятностью образующих коллекторы с «лучшими» ФЕС. Ко второй группе отнесены породы, образующие коллекторы с «хорошими» ФЕС. В третью группу вошли петротипы пород, обладаю- щие низкой вероятностью формирования в них коллекторов. Эти отложения при вы- ветривании могут образовывать плотные глинистые разности. Используя такую градацию, выделя- ем зоны распространения коллекторов с учетом разрывных нарушений, которые, несомненно, оказывают влияние на фор- мирование коллекторов в палеозойских отложениях (рис. 9, а). Районирование палеозойского резер- вуара Нюрольской мегавпадины. Выделе- ние перспективных зон в палеозойском ре- зервуаре проводим следующим образом. Выделенным на схеме зонам с различ- ным по качеству ФЕС (см. рис. 9, а) при- сваиваем следующие весовые коэффи- циенты: «лучшим» — 3, «хорошим» — 2 и «удовлетворительным» — 1. На следующем этапе перемножением матрицы весовых коэффициентов и матрицы распределе- ния значений плотности генерации неф- ти (см. рис. 6, б) строим схему изолиний комплексного параметра, характеризую- щего плотность аккумуляции тогурских нефтей в резервуаре коренного палеозоя (см. рис. 9, б). Выделение перспективных зон и участ- ков выполняется по следующим гранич- ным значениям комплексного параметра: зоны и участки, имеющие более 30 усл.ед., являются наиболее перспективными, от 30 до 20 усл. ед. — средние по перспективно- сти и менее 20 усл. ед. — менее перспек- тивные. Вследствие этого были выделены три перспективные зоны и участки в них, которые в свою очередь проранжированы с учетом их площадей. Наиболее перспективной определяет- ся зона 1. В этой зоне проранжированы Т а б л и ц а 7. Характеристика пород, слагающих палеозойский резервуар Нюроль- ской мегавпадины Группа Вероятность образования коллектора/качество ФЕС Петротипы пород фундамента 1 Высокая/«лучшие» Карбонатные отложения (известняки, доломиты, доломитизированные известняки, в том числе биогермные постройки среднего-верхнего девона и нижнего карбона). Эффузивные и интрузивные породы преимущественно кислого состава (разнообразные лавы, туфы, туффиты, а также гранитоиды палеозойского возраста). 2 Средняя/«хорошие» Метаморфические породы (глинисто-кремнистые, глинистые с прослоями метапесчаников, метааргиллитов; кремнистые сланцы контактово-измененные вблизи интрузий и древние протерозойские сланцы). Серпентиниты. 3 Низкая/«плохие» Базальты, глинистые сланцы, филлиты, глинистые известняки. ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 95 пять участков. Высокая перспективность участка 1.1, приуроченного к южному бор- ту Кулан-Игайской мезовпадины и зоне сочленения с Тамрадской мезовпадиной и северо-восточному склону Фестивального вала, подтверждается наличием нефтяно- го Среднеглуховского месторождения (см. рис. 9, б, условный номер 3) и получени- ем прямых признаков нефтенасыщения в керне на Глуховской структуре (индексы Гл1, Гл3). Скважина Южно-Фестивальная 1 (ЮФ-1п), расположенная на границе участка, вскрыла непроницаемые поро- ды, при испытании которых притока не получено. Ранжир участка 1.2, который протяги- вается вдоль западного борта Нюрольской мегавпадины и охватывает примыкаю- щие локальные участки Средневасюган- ского мезовала на севере и Чузикско- Чижапской мезоседловины на юге, под- тверждается открытым газонефтяным Южно-Тамбаевским месторождением (см. рис. 9, б, номер 5) и непромышленным при- током УВ на Тамбаевской площади (индек- сы Там2, Там3). На Северо-Тамбаевской структуре (СТам2) получен приток воды с раство- ренным газом. В северной части участка в скважине Квензерская 1 (Кв1) притока не получено. Такой результат диссонирует с положением скважины на землях с вы- сокой перспективностью. На локальном участке 1.3, располо- женном в южной части Нюрольской ме- гавпадины и участке 1.4, тяготеющему к юго-западному борту Кулан-Игайской впа- дины, на настоящий момент прямых при- знаков нефтенасыщения не установлено. Согласно исследованиям [Конторович и др., 2001], фундамент на локальном участ- ке 1.5, расположенном на юго-западном склоне Средневасюганского мегавала, сложен карбонатными породами и, в со- ответствии с градацией (табл. 8), отнесен к первой группе, в которой такие породы отличаются высокой вероятностью обра- зования коллекторов с хорошими ФЕС. Однако по данным бурения скважин 261 и 263 на Южно-Пионерской площади (ЮП261, Юп263) были вскрыты заглини- зированные и мраморизованные извест- няки, при испытании которых притока не было получено. в зоне 2 выделены три участка. Наи- большими перспективами обладает уча- Т а б л и ц а 8. Сопоставление результатов прогнозного районирования резервуара палеозойского фундамента и данных по испытанию отложений палеозоя в глубоких скважинах Нюрольской мегавпадины (* — ранжирование по степени перспективности) Зона, участок (рис. 9, б)* Скважины, расположенные в зоне, на участке (условный индекс на рис. 9) Результаты испытания Пласт (объект) Тип флюида 1.1 Глуховская 1 (Гл1) PZ Нефтепроявления в керне Глуховская 3 (Гл3) PZ Нефтепроявления в керне Южно-Фестивальная 1параметрическая (ЮФ-1п) PZ Сухо Скважины Среднеглуховского месторождения М1 Нефть 1.2 Тамбаевская 3 (Там3) PZ Вода+пленка нефти Тамбаевская 2 (Там2) PZ Нефть Северо-Тамбаевская 2 (СТам2) PZ Вода+фильтрат бурового раствора +растворенный газ Квензерская 1 (Кв1) PZ Сухо Скважины Южно-Тамбаевского месторождения М1 Нефть, газ 1.3—1.4 — — — ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 96 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Зона, участок (рис. 9, б)* Скважины, расположенные в зоне, на участке (условный индекс на рис. 9) Результаты испытания Пласт (объект) Тип флюида 1.5 Южно-Пионерская 261 (ЮП261) Сухо — Южно-Пионерская 263 (ЮП263) Сухо — 2.1 Широтная 51 (Ш51) PZ Нефть, газ Кулгинская 140 (Ку140) PZ Сухо Кулгинская 142 (Ку142) PZ Вода с газом Майская 1 (Ма1) PZ Сухо Скважины Урманского месторождения М1 Нефть/газ/конденсат Скважины Нижнетабагнского месторождения М1-10 Нефть 2.2—2.3 — — — 3.1 Восточно-Арчинская 50 (Вар50) PZ Нефть/газ/конденсат Скважины Арчинского месторождения М1-10 Нефть/газ/конденсат Скважины Южно-Урманского месторождения М1 Нефть/газ/конденсат Северо-Табаганская51 (СТб51) PZ Газ/конденсат Нюльгинская 1 (Ню1) PZ Сухо Чагвинская 1 (Ча1) PZ Сухо Чагвинская 3 (Ча3) PZ Сухо 3.2 — — — 3.3 Западно-Еллейская 5 (ЗЕл-5) PZ Вода Среднеюлжавская 10 (СрЮ10) PZ Нефть Северо-Юлжавская 1 (СЮ1) PZ Газ/конденсат Бесперспективные земли в пределах распространения тогурской свиты Тальянская 1 (Т1) PZ Сухо Черталинская 3 (Чер3) PZ Сухо Чворовая 3 (Чв3) PZ Вода Смоляная 1 (См1) PZ Сухо Смоляная 2 (См2) PZ Сухо За пределами распространения тогурской свиты Еллей-Игайская 2 (ЕИ2) PZ Нефть/газ/вода Еллей-Игайская 1 (ЕИ1) PZ Сухо Хылькинская 1 (Х1) PZ Нефть Водораздельная 2 (Во2) PZ Сухо Лосинская 1 (Ло1) PZ Сухо Чагвинская 3 (Ча3) PZ Сухо Игольская 2 (Иг2) PZ Сухо Западно-Крапивинская 223 (ЗК223) PZ Сухо Поселковая 3 (Пос3) PZ Вода Лонтынь-Яхская 59 (ЛЯ59) PZ Сухо Глухариная 1 (Гл1) PZ Вода Мыльджинская 54 параметрическая (Мы54п) PZ Сухо Пуглалымская 86 (Пу86) PZ Вода Речная 280 (Ре280) М+PZ Сухо Южно-Мыльджинская 28 (ЮМ28) PZ Сухо Верхнезаячья 81 (Вз81) PZ Сухо Пешеходная 1 параметрическая(П1п) PZ Сухо Шингинская 297 (Ши297) tm+М+PZ Сухо Западно-Лугинецкая 180 (ЗЛ180) PZ Газ/конденсат/вода Западно-Лугинецкая 183 (ЗЛ183) PZ Вода Сосновская 1 (Со1) PZ Сухо результаты испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы томского филиала фбу «территориальный фонд геологической информации по сибирскому федеральному округу»). ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 97 сток 2.1. Он объединяет земли в пределах сочленения Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и центральную часть Чузикско- Чижапской мезоседловины. Откры- тые промышленные залежи на Южно- Тамбаевском и Нижнетабаганском место- рождениях (см. рис. 9, б, номера 5 и 9) в палеозойских отложениях подтверждают надежность выделения данного перспек- тивного участка. В скважинах Кулгинская 142 (Ку142) и Широтная 51 (Ш51) получены непромышленные притоки УВ. В скважине Майская 1 (Ма1), располо- женной на Лавровском мезовале, при ис- пытании притока не получено. Необходи- мо отметить, что скважина пробурена на участке, который отнесен нами к зоне с «плохими» коллекторами. Здесь практиче- ски нет разрывных нарушений. На участке 2.2, приуроченном к зоне сочленения юго-восточной части Осевого прогиба и северо-западной части Тамян- ского прогиба, и на участке 2.3 — к север- ному склону Игольско-Талового поднятия с прилегающей зоной Кулан-Игайской впадины, подтверждения о нефтегазонос- ности на настоящий момент не имеется. зона 3 также разбита на три участка. участок 3.1 характеризуется неравнознач- ными площадями по нефтегазонасыщен- ности палеозойских отложений. В южной части, тяготеющей к Чузикско-Чижапской мезоседловине, открыты Арчинское и Южно-Урманское месторождения (услов- ные номера 7 и 8), получены прямые при- знаки в скважинах Восточно-Арчинской 50 (ВАр50) и Северо-Табаганской 51 (Сб51). Северная часть, расположенная на восточном склоне Лавровского мезовала и южном борту Нюрольской мегавпадины, по-видимому сложена породами с невы- сокими коллекторскими свойствами, по- скольку в скважинах на Чагвинской (Ча1, Ча3) и Нюльгинской (Ню1) площадях при- тока при испытании получено не было. Ранг для участка 3.2, расположенном на юго-западном борту Южно-Нюрольской мезовпадины, определен с учетом его зна- чительной площади, однако подтвержде- ния/неподтверждения нефтегазонасыщен- ности палеозойских отложений на этом участке на настоящее время не имеется. На участке 3.3, локально тяготеющему в тектоническом отношении к западному склону Лавровского мезовала, прямые признаки нефтенасыщенности палеозой- ских отложений отмечены на Среднеюл- жавской (СрЮ10) и Северо-Юлжавской (СЮ1) структурах, где при испытании по- лучены притоки нефти и газоконденсата. Наряду с этим при испытании скважины Западно-Еллейская 5 (ЗЕл5) получен при- ток пластовой воды. В пределах распро- странения тогурских отложений, на про- гнозируемых бесперспективных землях, при испытании интервалов палеозоя в скважинах или были получены притоки воды, или приток отсутствовал вообще. Такой результат подтверждает состоятель- ность критериев районирования. Необходимо отметить, что за предела- ми распространения нефтематеринской тогурской свиты на Западно-Лугинецкой, Еллей-Игайской, Хылькинской площадях (см. рис. 9, б, индексы ЗЛ180, ЕИ2, Х1) получены притоки углеводородов. Кол- лектор в резервуаре палеозоя на данных площадях сложен карбонатными девон- каменноугольными отложениями, а зна- чит, можно предположить наличие дома- никового источника УВ. Это согласуется с работами [Ablya et al., 2008; Ступакова и др., 2015], где на Еллей-Игайской площади в качестве нефтематеринской выдвигает- ся лесная толща (ее нижняя часть лохков- ского возраста) или же кыштовская свита (также D1 1), входящая в состав рифогенно- го комплекса пород. Следует отметить, что в 17 скважинах, расположенных за пределами распростра- нения тогурской свиты, получены прито- ки воды без признаков углеводородов или «сухо», что вполне согласуется с результа- тами районирования. Сопоставление результатов испытаний глубоких скважин и прогнозных перспек- тивных участков резервуара палеозойско- го фундамента (см. табл. 8) показывает определенную согласованность порядка 70 %. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 98 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Таким образом, выделяем и предлага- ем как первоочередные районы поисков для изучения и освоения резервуара па- леозойского фундамента Нюрольской мегавпадины: 1) земли южного борта Кулан-Игайской мезовпадины и зону со- чле нения с Тамрадской мезовпадиной, се веро-восточный склон Фестивального ва ла — участок 1.1; 2) юго-восточный борт Нюрольской ме гавпадины и примыкающие земли Чу- зик ско-Чижапской мезоседловины — уча- сток 1.2. Выводы. Концептуальный анализ ре- зультатов палеотемпературного моделиро- вания, давшего распределение плотности генерации тогурских нефтей, и результа- тов выполненного прогноза коллекторов коры выветривания и коренного палеозоя, основанного на данных глубокого буре- ния, позволил выполнить зональное рай- онирование доюрских резервуаров юго- востока Западной Сибири. Определены первоочередные зоны, районы и участки для постановки поисковых работ на труд- ноизвлекаемые запасы доюрского НГК Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин и структур их обрамления. Достоверность прогноза перспективных земель доюр- ского НГК Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин аргументирована сопостав- лением с результатами испытаний глубо- ких скважин, согласованностью порядка 70—80 %. 1. На территории Усть-Тымской ме- гавпадины и структур ее обрамления в качестве первоочередного района поис- ков залежей нефти в резервуаре коры выветривания выделена и предложена пер спективная зона северо-восточного бор та мегавпадины (порядка 1650 км2). В качестве первоочередного для поисков в палеозойском резервуаре выделен и предложен перспективный район, объеди- няющий земли северо-восточного склона Северо-Парабельской мегамоноклинали и примыкающей южной части Пыжинского мезопрогиба (порядка 7800 км2). 2. Для территории Нюрольской мега- впадины и структур ее обрамления в ка- честве наиболее перспективного района поисков залежей нефти в резервуаре коры выветривания определены земли, охваты- вающие южные борта Кулан-Игайской и Тамрадской впадин и зону их сочленения (порядка 1100 км2). Как первоочередные районы для изучения и освоения резервуа- ра коренного палеозоя определен участок южного борта Кулан-Игайской мезовпа- дины и зона ее сочленения с Тамрадской мезовпадиной (порядка 900 км2), а также участок юго-восточного борта Нюроль- ской мегавпадины и примыкающих земель Чузикско-Чижапской мезоседловины (по- рядка 1200 км2). Заключение. В настоящей статье реко- мендованы перспективные зоны, районы и участки для поисков залежей УВ в до- юрском основании Нюрольской и Усть- Тымской мегавпадин. В контексте выпол- ненного зонального районирования глав- ным поисковым признаком становится «зона разуплотнения» в палеозое. В этой связи, согласно рекомендованным основам технологии поисков [Исаев и др., 2014], гео - физический комплекс должен включать сейсморазведку и гравиразведку. Сейсморазведка по своим техническим условиям призвана, в первую очередь, обеспечивать прогнозирование геологи- ческого разреза на всю мощность оса- дочного чехла. Гравиразведка призвана выполнять прогноз распределения плот- ности в фундаменте с погрешностью не более ±0,02 г/см3 и дискретностью (по ла- терали) порядка 0,5 км. Принципиальная схема последующей комплексной интер- претации должна состоять в следующем: эффект чехла исключается из наблюден- ного гравитационного поля (геологическая редукция, математическое программиро- вание [Старостенко, 1978; Isaev, 2013]) и остаточное поле интерпретируется в тер- минах «зон разуплотнения/уплотнения» фундамента. Настоящие исследования выполнены в рамках ранее сформулированной страте- гии поисков залежей нефти в доюрском основании Западной Сибири [Исаев и др., 2014], включающей концептуальные по- ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 99 ложения о нижнеюрской тогурской свите как основном источнике УВ и о преиму- щественно вертикальной миграции угле- водородов. Однако в процессе исследова- ний получен заметный «диссонанс» для части земель Нюрольской мегавпадины, а именно в районе Чузикско-Чижапской мезоседловины (см. рис. 6, а). Эти земли по районированию резервуа- ра коры выветривания отранжированы на 2 место (см. рис. 8, б), а по районированию резервуара коренного палеозоя — на 2—3 место (см. рис. 9, б). Вместе с тем на этих землях расположен ряд известных место- рождений с залежами УВ как в коре вы- ветривания, так и породах коренного па- леозоя. Поэтому нельзя исключить версию ряда авторов [Ступакова и др., 2015 и др.], предлагающих рассматривать девонские доманиковые толщи как генерирующий источник УВ для доюрских резервуаров. В этой связи представляет несомненный интерес выявление и восстановление тер мической истории возможных очагов ге нерации девонских нефтей. Эту нетри- виальную, но актуальную задачу можно попытаться решить на основе палеотем- пературного моделирования [Starostenko et al., 2006; Исаев и др., 2016; Isaev et al., 2018]. авторы благодарят профессора старо- стенко виталия ивановича за участие и постоянное внимание к нашим исследова- ниям. Брылина Н. А. Отчет «Комплексное сейсмогео- логическое обоснование направлений поис- ков залежей в нефтегазоносных комплек- сах Усть-Тымской впадины». Т. 1. Томск: ФГУП «СНИИГГиМС», 2001. 64 с. Бурштейн Л. М., Жидкова Л. В., Конторо- вич А. Э., Меленевский В. Н. Модель ката- генеза органического вещества (на примере баженовской свиты). геология и геофизика. 1997. Т. 38. № 6. С. 1070—1078. Волков В. И. Создание систематизированной оперативной геолого-геофизической ин- формации для обеспечения тематических и научно-исследовательских работ на терри- тории Томской области. Томск: ОАО «Том- скнефтегазгеология», 2001. 199 с. Елкин Е. А., Краснов В. И., Бахарев Н. К., Бе- лова Е. В., Дубатолов В. Н., Изох Н. Г., Клец А. Г., Конторович А. Э., Перегое- дов Л. Г., Сенников Н. В., Тимохина И. Г., Хро мых В. Г. Стратиграфия нефтегазонос- ных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, фи- лиал «ГЕО», 2001. 163 с. Запивалов Н. П., Исаев Г. Д. Критерии оценки нефтегазоносности палеозойских отложе- ний Западной Сибири. вестник томск. гос. ун-та. 2010. № 341. С. 226—232. Исаев Г. Д. Геология и тектоника палеозоя За- Список литературы падно-Сибирской плиты. литосфера. 2010. № 4. С. 52—68. Исаев В. И., Лобова Г. А., Коржов Ю. В., Кузи- на М. Я., Кудряшова Л. К., Сунгурова О. Г. Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании За- падной Сибири. Томск: Изд-во ТПУ, 2014. 112 с. Исаев В. И., Лобова Г. А., Мазуров А. К., Фо- мин А. Н., Старостенко В. И. Райониро- вание баженовской свиты и клиноформ неокома по плотности ресурсов сланце- вой и первично-аккумулированной нефти (на примере Нюрольской мегавпадины). геофиз. журн. 2016. Т. 38. № 3. С. 29—51. doi: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100. v38i3.2016.107778. Исаев В. И., Лобова Г. А., Мазуров А. К., Старо- стенко В. И., Фомин А. Н. Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти то- гурской и баженовской материнских свит. геология нефти и газа. 2018а. № 1. С. 15—39. Исаев В. И., Лобова Г. А., Стоцкий В. В., Фо- мин А. Н. Геотермия и зональность слан- цевой нефтеносности Колтогорско-Урен- гойского палеорифта (юго-восток Запад- ной Сибири). геофиз. журн. 2018б. Т. 40. № 3. С. 54—80. doi: 10.24028/gzh.0203-3100. v40i3.2018.137173. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 100 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Ковешников А. Е., Недоливко Н. М. Вторично- катагенетические преобразования доюр- ских пород Западно-Сибирской геосини- клизы. известия томск. политехн. ун-та. 2012а. Т. 320. № 1. С. 82—86. Ковешников А. Е., Недоливко Н. М. Коры вы- ветривания доюрских отложений Западно- Сибирской геосинеклизы. известия томск. политехн. ун-та. 2012б. Т. 320. № 1. С. 77— 81. Конторович А. Э. Пора идти вглубь. Нефтедо- быче нужны новые технологии. еженедель- ная газета научного сообщества «поиск». 2018. № 3. Конторович А. Э., Бурштейн Л. М., Елкин Е. А., Жилина И. В., Иванов И. А., Конторо- вич В. А., Лившиц В. Р., Моисеев С. А., Рыж- кова С. В., Тищенко Г. И., Шурыгин Б. Н. Ко- личественная оценка ресурсов углеводород- ного сырья Томской области, с уточнением ресурсов по лицензионным участкам. Кн. 1. Новосибирск, Томск: Изд. ИНГГ СО РАН, 2001. 264 с. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салма- нов Ф. К., Сурков В. С., Трофимук А. А., Эр- вье Ю. Г. Геология нефти и газа Западной Си бири. Москва: Недра, 1975. 680 с. Конторович В. А. Палеозойские отложения За- падной Сибири — резерв воспроизводства минерально-сырьевой базы региона. В кн.: пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Хмао. Т. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервис, 2012. С. 37—43. Конторович В. А. Тектоника и нефтегазонос- ность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. 253 с. Коржов Ю. В., Исаев В. И., Жильцова А. А., Латыпова О. В. Распределение ароматиче- ских углеводородов в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода). геофиз. журн. 2013. Т. 35. № 1 С. 113—129. doi: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100. v35i1.2013.116338. Костырева Е. А. Геохимия и генезис палеозой- ских нефтей юго-востока Западной Сиби- ри. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. 183 с. Костырева Е. А., Москвин В. И., Ян П. А. Гео- химия органического вещества и нефте- генерационный потенциал нижнеюрской тогурской свиты (юго-восток Западной Си бири). Нефтегазовая геология. теория и прак тика. 2014. Т. 9. № 1. http://www.ngtp.ru/ rub/1/13_2014.pdf. Лифанов В. А. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоноснос- ти нижнеюрских базальных горизонтов юго-востока Западной Сибири. В кн.: пути реа лизации нефтегазового и рудного потен- циа ла Хмао. Т. 1. Ханты-Мансийск: Издат- НаукСервис, 2012. С. 252—257. Лифанов В. А., Нассонова Н. В., Лапина Л. В. Особенности геологического строения ба- зальных пластов Ю10-11 в западной части Томской области. геология, геофизика и раз- работка нефтяных и газовых месторожде- ний. 2011. № 12. С. 4—11. Лобова Г. А. Нефтегазоносность Усть-Тымской мегавпадины. геофиз. журн. 2013. Т. 35. № 4. С. 28—39. doi: https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v35i4.2013.111389. Лобова Г. А., Власова А. В. Реконструкции геотермического режима материнской тогурской свиты и обоснование районов аккумуляции нефти в нижнеюрском и па- леозойском комплексах Нюрольской мега- впадины. Нефтегазовая геология. теория и практика. 2013. Т. 8. № 2. http://www.ngtp.ru/ rub/6/15_2013.pdf. Лобова Г. А., Пракойо Ф. С., Ахметов Е. М., Иса ева О. С. Оценка нефтегазоносности доюрских резервуаров Усть-Тымской мега- впадины (с использованием данных геотер- мии и бурения). известия томск. политехн. ун-та. 2015. Т. 326. № 4. С. 67—80. Мариненкова Н. Л., Мясникова Г. П., Солопа- хина Л. А., Яцканич Е. А. Коры выветрива- ния, их нефтегазоносность на территории ХМАО и приоритетные направления по- исковых работ. В кн.: пути реализации не- фтегазового и рудного потенциала Хмао. Т. 2. Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервис, 2005. С. 289—304. Медведев Н. Я., Курьянов Ю. А., Карого- дин Ю. Н., Кокшаров В. З. Пермо-триасовые эффузивы — новый важный нефтегазонос- ный комплекс прироста запасов и добычи ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 101 углеводородов Западной Сибири. В кн.: пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Хмао. Т. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервис, 2006. С. 147—157. Нгуен Х. Б., Исаев В. И. Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторожде- ния Белый Тигр. геофиз. журн. 2017. Т. 39. № 6. С. 3—19. doi: https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363. Недоливко Н. М., Ежова А. В. Петрографиче- ский состав и история формирования зоны контакта палеозойских и мезозойских отло- жений на Чкаловском нефтяном месторож- дении (по данным скважины 26). известия томск. политехн. ун-та. 2005. Т. 308. № 3. С. 36—43. Новостная лента ИА Neftegaz.ru от 05 мар- та 2018 г. URL: https://neftegaz.ru/news/ view/169610 (обращение 28.05.2018). Проектная революция. Интервью с генераль- ным директором ПАО «Газпром нефть» М. М. Хасановым. газпром. 2018. № 3. С. 20—26. Смирнов Л. В., Брылина Н. А., Алейников А. Н., Девятов В. П., Еханин А. Е., Зайцев С. П., Канарейкин Б. А., Недоспасов Б. А., Предте- ченская Е. А., Резник С. Н., Сапьяник В. В., Серебренникова О. В., Смирнова О. В., Сы- солова Г. Г., Шиганонова О. В. Отчет «Со- поставительный анализ геологического строе ния и нефтегазоносности различных ме га впадин Ю-В Западно-Сибирской плиты с применением новейших технологий обра- бот ки геолого-геофизической информации, с целью определения направлений нефтега- зо поисковых работ в слабоизученных райо- нах Томской области». Новосибирск: СНИ- ИГГиМС, 2002. 293 с. Смирнов Л. В., Фатеев А. В., Недоспасов А. И. Эрозионные выступы кислых эффузивов — перспективные объекты на поиск угле- водородов в породах фундамента (Томская область). геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. № 12. С. 14—17. Старостенко В. И. Устойчивые численные ме- тоды в задачах гравиметрии. Киев: Наук. думка, 1978. 228 с. Ступакова А. В., Соколов А. В., Соболева Е. В., Кирюхина Т. А., Курасов И. А., Бордюг Е. В. Геологическое изучение и нефтегазонос- ность палеозойских отложений Западной Сибири. георесурсы. 2015. № 2. С. 63—76. Сынгаевский П. Е., Хафизов С. Ф. Формация коры выветривания в осадочном цикле Западно-Сибирского бассейна. геология нефти и газа. 1990. № 11—12. С. 22—30. Тугарева А. В., Шпильман А. В., Мясников Г. П., Яковлева Н. П., Чернова Г. А, Мороз М. Л. Перспективы нефтегазоносности отложе- ний зоны контакта юры с триаса и палео- зоем на территории ХМАО-Югры. В кн.: пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Хмао. Т. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервис, 2013. С. 34—52. Фомин А. Н. Катагенез органического ве- щества и нефтегазоносность мезозой- ских и палеозойских отложений Западно- Сибирского мегабассейна. Новосибирск: Изд. ИНГГ СО РАН, 2011. 331 с. Ablya, E., Nadezhkin, D., Bordyg, E., Korneva, T., Kodlaeva, E., Mukhutdinov, R., Sugden, M. A. & Van Bergen, P. F. (2008). Paleozoic-sourced petroleum systems of the West Siberian Basin. What is the evidence? Organic Geochemistry, 39(8), 1176—1184. https://doi.org/10.1016/j. orggeochem.2008.04.008. Blackbourn, G. (2015a). Petroleum geology of the pre-Jurassic. ROGTEC Magazine, (27), 66—75. https://rogtecmagazine.com/rogtec_journal_ past_issues_21-39/?lang=ru. Blackbourn, G. (2015b). Petroleum geology of the West Siberian basin. ROGTEC Magazine, (26), 14—23. https://rogtecmagazine.com/rog- tec_journal_past_issues_21-39/?lang=ru. Isaev, V. I. (2013). Interpretation of High-Accuracy Gravity Exploration Data by Mathematic Pro- gramming. Russian Journal of Pacific Geology, 7(2), 92—106. Isaev, V. I., Gulenok, R. Yu., Isaeva, O. S. & Lobo- va, G. A. (2008). Density Modeling of the Base- ment of Sedimentary Sequenc and Prediction of Oil-Gas Accumulation: Evidence from South Sakhalin and West Siberia. Russian Journal of Pacific Geology 2(3), 191—204. Isaev, V. I., Iskorkina, A. A., Lobova, G. A., Staro- stenko, V. I., Tikhotskii, S. A. & Fomin, A. N. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 102 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 (2018). Mesozoic—Cenozoic Climate and Neo- tectonic Events as Factors in Reconstructing the Thermal History of the Source-Rock Bazhe- nov Formation, Arctic Region, West Siberia, by the Example of the Yamal Peninsula. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 54(2), 310—329. doi:10.1134/S1069351318020064. Isaev, V. I., Lobova, G. A. & Osipova, E. N. (2014). The oil and gas contents of the Low- er Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurol’ka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 55, 1418—1428. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2014.11.006. Isaev, V. I. & Nguen, H. B. (2013). Cavitation in Oil-Gas Reservoirs of the Crystalline Basement from the Well Logging Data on the White Ti- ger Field in Vietnam. Russian Journal of Pa- cific Geology, 7(4), 237—246. doi: 10.1134/ S1819714013040040. Kontorovich, V. A. (2007). Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic bound- ary in West Siberia: seismogeological criteria (example of the Chuzik-Chizhapka region- al oil-gas accumulation). Russian Geology and Geophysics, 48(5), 422—428. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2007.05.002. Kontorovich, A. E., Fomin, A. N., Krasavchi- kov, V. O. & Istomin, A. V. (2009). Catagenesis of organic matter at the top and base of the Ju- rassic complex in the West Siberian megabasin. Russian Geology and Geophysics, 50(11), 917— 929. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2009.10.001. Koveshnikov, A. E., Nesterova, A. C. & Dolga- ya, T. F. (2016). Fracture system influence on the reservoirs rock formation of Ordovician- Devonian carbonates in West Siberia tectonic depression. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 43. http://iopscience. iop.org/article/10.1088/1755-1315/43/1/012008/ pdf. Luneva, T., Lobova, G. & Fomin, A. (2016). Oil and gas perspectives of weathering crust reservoir of Nurol’ka mega-basin according to data of Geothermics. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 43. http://iopscience. iop.org/1755-1315/43/1/012014. Starostenko, V. I., Kutas, R. I., Shuman, V. N. & Legostaeva, O. V. (2006). Generalization of the Rayleigh-Tikhonov stationary geothermal problem for a horizontal layer. Izvestiya, Phys- ics of the Solid Earth, 42(12), 1044–1050. https:// doi.org/10.1134/S1069351306120081. Oil and gas reservoirs of weathering crusts and Paleozoic basement in the southeast of Western Siberia (forecasting of hard-to-recover reserves) G. A. Lobova, B. I. Isaev, S. G. Kuzmenkov, T. E. Luneva, E. N. Osipova, 2018 The study and development of hard-to-recover reserves in the pre-Jurassic petroleum of Western Siberia is a new focus for development of the resource base and oil production in Russia, identified the necessity of assessing a special strategy, a conceptual scheme for forecasting and exploration. The aim of the study is to identify and assess the primary research areas of hydrocarbon reservoirs in pre-Jurassic basement by the example of underexplored areas of the Ust-Tym mega-depression and structures of the Nurol’ka mega-depression which are located on the well-developed oilfield infrastructure areas of Tomsk region. Object of study is the potential pre-Jurassic reservoirs of Permo-Triassic weathering crust and Paleozoic basement. The accumulations of weathering crust are associated with reservoirs formed on clay and siliceous, carbonate and acid volcanic rocks, and, under certain conditions, by ultrabasites. The reservoirs of bedrock are associated with second- ary reservoirs formed by limestones, granites, rhyolites. The main oil source formation is the Lower-Jurassic Togur sediments. The study is carried out based on the concept of mainly vertical hydrocarbon migration. The research area is located in boundaries of the oil source formation. Thermal history reconstruction of oil source formation, cumulatively ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 103 taking into account the temperatures of the localized source kitchen, is carried out by solving the direct and inverse problems of geothermy. The studies are based on a special technology that includes an integrated analysis of mapping results of the Togur oil source kitchen by the geotemperature criterion and pre- dicting mapping of the weathering crust and the Paleozoic basement reservoirs according to the data of deep drilling, oil geological zoning and perspective areas ranking. In the territory of the Ust-Tym megadepression as the primary research area for the weathering crust reservoir the zone of the northeastern side of the megadepression has been selected. As the priority area for exploration of Paleozoic basement reservoirs the zone uniting the north-eastern slope of North-Parabel megamonocline and the adjacent southern part of Pyzhinsk mesodepression has been selected. As the perspective research area for the weathering crust reservoir the land of the south beads of Kulan-Igay and Tamrad basins and its adjacent areas for the territory of Nurol’ka megadepression have been identified. As the priority areas for research and development of Paleozoic basement reservoirs the south beads of Kulan-Igay basin and adjacent zone of Tamrad basin have been identified, as well as the lands of the south-eastern beads of Nurol’ka megadepression and the adja- cent lands of Chuzik-Chizhap mesosaddle. The reliability of the forecast for perspective areas of the pre-Jurassic petroleum play is identified by comparison with the results of well testing and is about 70—80 %. It argues the previously formulated resource-efficient strategy and technology of exploration for oil deposits in the pre-Jurassic basement of Western Siberia. Key words: thermal history of Togur oil source kitchen, reservoirs of weathering crust and Paleozoic basement, oil geological zoning, Ust-Tym and Nurol’ka megadepressions. Brylina, N. A. (2001). Integrated seismic and geo- logical substantiation of directions of search for deposits in oil and gas complexes of the Ust- Tym depression (Vol. 1). Tomsk: FGUP «SNIIG- GiMS» (in Russian). Burshteyn, L. M., Zhidkova, L. V., Kontorov- ich, A. E. & Melenevskiy V. N. (1997). The model of katagenesis organic matter (for ex- ample, the Bazhenov Formation). Geologiya i geofizika, 38(6), 1070—1078 (in Russian). Volkov, V. I. (2001). Creation of systematized oper- ational geological and geophysical information to provide thematic and research works at the Tomsk region. Tomsk: OAO «Tomskneftegaz- geologiya» (in Russian). Elkin, E. A., Krasnov, V. I., Bakharev, N. K., Be- lo va, E. V., Dubatolov, V. N., Izokh, N. G., Klets, A. G., Kontorovich, A. E., Peregoe- dov, L. G., Sennikov, N. V., Timokhina, I. G., Khromikh, V. G. (2001). Stratigraphy of oil and gas basins of Siberia. The Paleozoic of Western Siberia. Novosibirsk: Publ. house of SB RAS, branch “GEO” (in Russian). Zapivalov, N. P. & Isaev, G. D. (2010). Criteria for References evaluating the petroleum potential of Paleozoic deposits of Western Siberia. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta, (341), 226—232 (in Russian). Isaev, G. D. (2010). Geology and tectonics of the Paleozoic West Siberian plate. Litosfera, (4), 52—68 (in Russian). Isaev, V. I., Lobova, G. A., Korzhov, Yu. V., Kuz- ina, M. Ya., Kudryashova, L. K. & Sunguro- va, O. G. (2014). Strategy and basis of technol- ogies for hydrocarbon exploration in the pre- Jurassic basement of Western Siberia. Tomsk: TPU Publ. house (in Russian). Isaev, V. I., Lobova, G. A., Mazurov, A. K., Fo- min, A. N. & Starostenko, V. I. (2016). Zoning of the Bazhenov suite and clinoforms of Neocomi- an according to the density resources of shale and primarily-accumulated oil (Nurol megade- pression as an example). Geofizicheskiy zhur- nal, 38(3), 29—51. doi: https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v38i3.2016.107778 (in Russian). Isaev, V. I., Lobova, G. A., Mazurov, A. K., Staro- stenko, V. I. & Fomin, A. N. (2018a). Zoning of mega-depressions by shale oil generation density of Togur and Bazhenov source soites ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 104 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 in the southeast of Western Siberia. Geologiya nefti i gaza, (1), 15—39 (in Russian). Isaev, V. I., Lobova, G. A., Stockii, V. V. & Fo- min, A. N. (2018b). Geothermy and zonation of shale oil the Koltogor-Urengoy Paleorift (South-East of Western Siberia). Geofizicheskiy zhurnal, 40(3), 54—80. doi: 10.24028/gzh.0203- 3100.v40i3.2018.137173 (in Russian). Koveshnikov, A. E. & Nedolivko, N. M. (2012a). Secondary catagenetic transformations of pre- Jurassic rocks of West Siberian geosyneclise. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo univer- siteta, 320(1), 82—86. Koveshnikov, A. E. & Nedolivko, N. M. (2012b). Weathering crust pre-Jurassic deposits of Western-Siberian geosyneclise. Izvestiya Tom- skogo politekhnicheskogo universiteta, 320(1), 77—81 (in Russian). Kontorovich, A. E. (2018). Time to go in a deep. The oil production needs new technology. Weekly newspaper of the scientific community “Search”, (3) (in Russian). Kontorovich, A. E., Burshteyn, L. M., Yelkin, Ye. A., Zhilina, I. V., Ivanov, I. A., Kontorovich, V. A., Livshits, V. R., Moiseyev, S. A., Ryzhkova, S. V., Tishchenko, G. I., Shurygin, B. N. Kolichest- vennaya otsenka resursov uglevodorodnogo syrya Tomskoy oblasti, s utochneniem resursov po licenzionnym uchastkam [Quantitative ap- praisal resources of hydrocarbon of the Tomsk region, with the specification of resources for license areas]. Book 1. Novosibirsk, Tomsk. INGG SO RAN. 2001. 264 p. Kontorovich, A. E., Nesterov, I. I., Salmanov, F. K., Surkov, V. S., Trofimuk, A. A. & Erve, Yu. G. (1975). Oil and gas Geology of Western Siberia. Moscow: Nedra (in Russian). Kontorovich, V. A. (2012). Paleozoic deposits of Western Siberia-reserve of reproduction of mineral finished stock resources based of the region. In Ways of realization of oil and gas and ore potential of KHMAO (Vol. 1, pp. 37—43). Khanty-Mansiysk: IzdatNaukServis (in Rus- sian). Kontorovich, V. A. (2002). Tectonics and oil-and- gas bearing of the Mesozoic-Cenozoic deposits in southeastern of the Western Siberia. Novo- sibirsk: Publ. house of SB RAS, branch “GEO” (in Russian). Korzhov, Yu. V., Isaev, V. I., Zhiltsova, A. A. & Lati- pova, O. V. (2013). Distribution of aromatic hy- drocarbons in the context of sediments of oil and gas bearing complexes (on the example of Krasnoleninsk archdeposits). Geofiziches- kiy zhurnal, 35(1), 113—129. doi: https://doi. org/10.24028/gzh.0203-3100.v35i1.2013.116338 (in Russian). Kostуreva, E. A. (2005). Geochemistry and Gen- esis of Paleozoic oils of South-East of Western Siberia. Novosibirsk: Publ. house of SB RAS, branch “GEO” (in Russian). Kostуreva, E. A., Moskvin, V. I. & Yan, P. A. (2014). Geochemistry of organic matter and oil-gen- eration potential of the Lower Jurassic Togur formation (South-East of Western Siberia). Neftegazovaya geologiya. Teoriya I praktika, 9(1). http://www.ngtp.ru/rub/1/13_2014.pdf (in Russian). Lifanov, V. A. (2012). Features of the geological structure and prospects of oil and gas poten- tial of the lower Jurassic basal horizons of the South-East of Western Siberia. In Ways of re- alization of oil and gas and ore potential of KHMAO (Vol. 1, pp. 252—257). Hanty-Mansi- ysk: IzdatNaukServis (in Russian). Lifanov, V. A., Nassonova, N. V. & Lapina, L. V. (2011). Features of the geological structure of the basal seams Yu10-11 in the Western part of the Tomsk region. Geologiya, geofizika i raz- rabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, (12), 4—11 (in Russian). Lobova, G. A. (2013). Oil and gas presence of Ust- Tym megadepression. Geofizicheskiy zhurnal, 35(4), 28—39. doi: https://doi.org/10.24028/ gzh.0203-3100.v35i4.2013.111389 (in Russian). Lobova, G. A. & Vlasova, A. V. (2013). The recon- structions of the geothermal regime of the par- ent Togur suit and justification of areas of oil accumulation in lower Jurassic and Paleozoic complexes of the Nyurolskaya megadepres- sion. Neftegazovaya geologiya. Teoriya I prak- tika, 8(2). http://www.ngtp.ru/rub/6/15_2013. pdf (in Russian). Lobova, G. A., Prakoio, F. S., Akhmetov, E. M. & Isaeva, O. S. (2015). Evaluation of the petro- leum potential of pre-Jurassic reservoirs of the Ust-Tym megadepression (with using of data geothermic and drilling). Izvestiya Tomskogo ваодлодло мпиав НефтегазоНосНость коллекторов коры выветриваНия и палеозоя ... геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 105 politekhnicheskogo universiteta, 326(4), 67—80 (in Russian). Marinenkova, N. L., Myasnikova, G. P., Solopak- hina, L. A. & Yatskanich, E. A. (2005). Weath- ering crust, their oil and gas potential in the territory of the Khanty-Mansiysk and priority areas of exploration. In Ways of realization of oil and gas and ore potential of KHMAO (Vol. 2, pp. 289—304). Khanty-Mansiysk: IzdatNauk- Servis (in Russian). Medvedev, N. Ya., Kiryanov, Yu. A., Karogo- din, Yu. N. & Koksharov, V. Z. (2006). Permo- Triassic effusions — a new important oil and gas complex growth reserves and production of hydrocarbon of the Western Siberia. In Ways of realization of oil and gas and ore potential of KHMAO (Vol. 1, pp. 147—157). Khanty- Mansiysk: IzdatNaukServis Publ. (in Russian). Nguen, H. B. & Isaev, V. I. (20017). Oil reservoirs of the crystalline basement of the White Ti- ger field. Geofizicheskiy zhurnal, 39(6), 3—19. doi: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100. v39i6.2017.116363 (in Russian). Nedolivko, N. M. & Ezhova, A. V. (2005). Petro- graphic composition and history of formation of the contact zone of Paleozoic and Mesozoic deposits at Chkalov oil field (according to well 26). Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 308(3), 36—43 (in Russian). Newsline, I. A. Neftegaz.ru from 05 Mart 2018 URL, (treatment 28.05.2018), available at: https//nef- te gaz.ru/news/view/169610 (in Russian). Project revolution. Interview with General Direc- tor of JSC “Gazprom Neft” M. M. Khasanov (2018). Gazprom, (3), 20—26 (in Russian). Smirnov, L. V., Brylina, N. A., Aleynikov, A. N., Devyatov, V. P., Ehanin, A. E., Zaytsev, S. P., … Shiganonova, O. V. (202). Comparative analy- sis of the geological structure and oil and gas content of various megadepressions of the South-East of the West-Siberian plate with the use of the latest technologies of processing of geological and geophysical information, in or- der to determine the directions of oil and gas exploration in poorly studied areas of the Tomsk region. Novosibirsk: SNIIGGiMS (in Russian). Smirnov, L. V., Fateev, A. V. & Nedospasov, A. I. (2009). Erosion ledges of acidic effusive rocks — promising objects for the search for hydro- carbons in rocks of the basement (Tomsk re- gion). Geologiya, geofizika i razrabotka nefty- anykh i gazovykh mestorozhdeniy, (12), 14—17 (in Russian). Starostenko, V. I. (1978). Stable numerical me- thods in problems of gravimetry. Kiev: Nau- kova Dumka (in Russian). Stupakova, A. V., Sokolov, A. V., Soboleva, E. V., Kiryukhina, T. A., Kurasov, I. A. & Bord- yug, E. V. (2015). Geological study and oil and gas potential of Paleozoic deposits in Western Siberia. Georesursy, (2), 63—76 (in Russian). Singaevskiy, P. E. & Hafizov, S. F. (1990). Forma- tion of weathering crust in the sedimentary cycle of the West Siberian basin. Geologiya nefti i gaza, (11-12), 22—30 (in Russian). Tugareva, A. V., Shpilman, A. V., Myasnikov, G. P., Yakovleva, N. P., Chernova, G. A. & Mo- roz, M. L. (2013). Prospects of oil and gas po- tential for sediments contact zone Jurassic with Triassic and Paleozoic in the territory of KHMAO-Yugra. In Ways of realization of oil and gas and ore potential of KHMAO (Vol. 1, pp. 34—52). Khanty-Mansiysk: IzdatNaukSer- vis (in Russian). Fomin, A. N. (2011). Catagenesis of organic matter and oil-and-gas of the Mesozoic and Paleozoic deposits of the Western Siberian megabasin. Novosibirsk: Publ. Institute of Petroleum Geol- ogy and Geophysics of the SB RAS (in Russian). Ablya, E., Nadezhkin, D., Bordyg, E., Korneva, T., Kodlaeva, E., Mukhutdinov, R., Sugden, M. A. & Van Bergen, P. F. (2008). Paleozoic-sourced petroleum systems of the West Siberian Basin. What is the evidence? Organic Geochemistry, 39(8), 1176—1184. https://doi.org/10.1016/j. orggeochem.2008.04.008. Blackbourn, G. (2015a). Petroleum geology of the pre-Jurassic. ROGTEC Magazine, (27), 66—75. https://rogtecmagazine.com/rogtec_journal_ past_issues_21-39/?lang=ru. Blackbourn, G. (2015b). Petroleum geology of the West Siberian basin. ROGTEC Magazine, (26), 14—23. https://rogtecmagazine.com/rog- tec_journal_past_issues_21-39/?lang=ru. Isaev, V. I. (2013). Interpretation of High-Accuracy Gravity Exploration Data by Mathematic Pro- gramming. Russian Journal of Pacific Geology, 7(2), 92—106. ваодлодло мпиав г. а. лобова, в. и. исаев, с. г. кузьмеНков, т. е. луНева, е. Н. осипова 106 геофизический журнал № 4, т. 40, 2018 Isaev, V. I., Gulenok, R. Yu., Isaeva, O. S. & Lobo- va, G. A. (2008). Density Modeling of the Base- ment of Sedimentary Sequenc and Prediction of Oil-Gas Accumulation: Evidence from South Sakhalin and West Siberia. Russian Journal of Pacific Geology 2(3), 191—204. Isaev, V. I., Iskorkina, A. A., Lobova, G. A., Staro- stenko, V. I., Tikhotskii, S. A. & Fomin, A. N. (2018). Mesozoic—Cenozoic Climate and Neo- tectonic Events as Factors in Reconstructing the Thermal History of the Source-Rock Bazhe- nov Formation, Arctic Region, West Siberia, by the Example of the Yamal Peninsula. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 54(2), 310—329. doi:10.1134/S1069351318020064. Isaev, V. I., Lobova, G. A. & Osipova, E. N. (2014). The oil and gas contents of the Low- er Jurassic and Achimovka reservoirs of the Nyurol’ka megadepression. Russian Geology and Geophysics, 55, 1418—1428. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2014.11.006. Isaev, V. I. & Nguen, H. B. (2013). Cavitation in Oil-Gas Reservoirs of the Crystalline Basement from the Well Logging Data on the White Ti- ger Field in Vietnam. Russian Journal of Pa- cific Geology, 7(4), 237—246. doi: 10.1134/ S1819714013040040. Kontorovich, V. A. (2007). Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic bound- ary in West Siberia: seismogeological criteria (example of the Chuzik-Chizhapka region- al oil-gas accumulation). Russian Geology and Geophysics, 48(5), 422—428. https://doi. org/10.1016/j.rgg.2007.05.002. Kontorovich, A. E., Fomin, A. N., Krasavchi- kov, V. O. & Istomin, A. V. (2009). Catagenesis of organic matter at the top and base of the Ju- rassic complex in the West Siberian megabasin. Russian Geology and Geophysics, 50(11), 917— 929. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2009.10.001. Koveshnikov, A. E., Nesterova, A. C. & Dolga- ya, T. F. (2016). Fracture system influence on the reservoirs rock formation of Ordovician- Devonian carbonates in West Siberia tectonic depression. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 43. http://iopscience. iop.org/article/10.1088/1755-1315/43/1/012008/ pdf. Luneva, T., Lobova, G. & Fomin, A. (2016). Oil and gas perspectives of weathering crust reservoir of Nurol’ka mega-basin according to data of Geothermics. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 43. http://iopscience. iop.org/1755-1315/43/1/012014. Starostenko, V. I., Kutas, R. I., Shuman, V. N. & Legostaeva, O. V. (2006). Generalization of the Rayleigh-Tikhonov stationary geothermal problem for a horizontal layer. Izvestiya, Phys- ics of the Solid Earth, 42(12), 1044–1050. https:// doi.org/10.1134/S1069351306120081. ваодлодло мпиав

Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов)

Institution

Ähnliche Einträge