The possibilities of Geothermy as a geophysical method are studied to solve forecast and prospecting problems of Petroleum Geology of the Arctic regions and the Paleozoic of Western Siberia. Deep heat flow of Yamal fields, whose oil and gas potential is associated with the Jurassic-Cretaceous formations, and the fields of Tomsk Region, whose geological section contents deposits in the Paleozoic, is studied. The method of paleotemperature modeling was used to calculate the heat flow density from the base of a sedimentary section (by solving the inverse problem of Geothermy). The schematization and mapping of the heat flow were performed, taking into account experimental determinations of the parameter. Besides, the correlation of heat flow features with the localization of deposits was revealed. The conceptual and factual basis of research includes the tectonosedimentary history of sedimentary cover, the Mesozoic-Cenozoic climatic temperature course and the history of cryogenic processes, as well as lithologic and stratigraphic description of the section, results of well testing, thermometry and vitrinite reflectivity data of 20 deep wells of Yamal and 37 wells of Ostanino group of fields of Tomsk region. It was stated that 80 % of known Yamal deposits correlate with anomalous features of the heat flow. Bovanenkovskoe and Arkticheskoe fields are located in positive anomaly zones. 75 % of fields of Ostanino group relate to anomalous features of the heat flow. It is shown that the fields, which are characterized by existence of commercial deposits in the Paleozoic, are associated with the bright gradient zone of the heat flow. The forecast of commercial inflows in the Paleozoic for Pindzhinskoe, Mirnoe and Rybalnoe fields is given. The correlation between the intensity of naftidogenesis and the lateral inhomogeneity of the deep heat flow is characterized as a probable fundamental pattern for Western Siberia.
Актуальность. Промышленная нефтегазоносность отложений в палеозойском комплексе выявлена на всей площади Западной Сибири, значительные работы по оценке доюрских образований проводились на юго-востоке. Здесь открыто 13 залежей УВ в карбонатных, кремнисто-глинистых, песчаных и гравелитовых отложениях. Эти объекты отнесены к трудноизвлекаемой нефти, но являются инвестиционно привлекательными из-за приуроченности к территориям нефтепромыслов с уже развитой инфраструктурой. Исследованиями ставится и решается проблема моделирования мезозойских и палеозойских катагенетических очагов генерации углеводородов и оценки их роли в формировании залежей «палеозойской» нефти. Цель: оценка роли фанерозойских очагов генерации углеводородов в формировании залежей «палеозойской» нефти. Объект. Настоящая статья содержит постановку и решение задачи палеотектонических и палеотемпературных реконструкций палеозойско-мезозойских очагов генерации углеводородов в разрезе Герасимовского нефтегазоконденсатного месторождения, входящего в Останинскую группу месторождений Томской области. На месторождении коллекторы, обусловленные эпигенетическими процессами в древней коре выветривания в период 213–208 млн лет назад, формируют резервуары вскрытого бурением выветрелого и коренного палеозоя – кехорегской свиты нижнего карбона. На месторождении имеются измеренные пластовые температуры и определения отражательной способности витринита как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также документированные притоки флюида из доюрских горизонтов. Методы. Палеореконструкции реализуются методом палеотемпературного моделирования. Используемая модель снимает необходимость завершающих калибровок по значениям отражающей способности витринита. Глубинный тепловой поток определяется решением обратных задач геотермии в оригинальной постановке, в два этапа. Первый этап заключается в определении плотности квазистационарного теплового потока, относимого к началу юрского времени. Второй этап состоит в определении значения теплового потока в силуре и его динамики до ранней юры. Решением прямых задач геотермии восстанавливается седиментационная и термическая история фанерозойских материнских свит – палеозойских ларинской, мирной, чузикской, чагинской, кехорегской а также юрских тюменской и баженовской. Результаты. В результате выполненного совместного палеотемпературного моделирования фанерозойских очагов генерации углеводородов мезозойских и палеозойских осадочных бассейнов выявлены и изучены вероятные сингенетичные источники залежей углеводородов в выветрелом и коренном палеозое. Учет последовательности фаз генерации и эмиграции жидких и газообразных углеводородов, временного периода формирования коллекторов, данных генетических анализов нефти позволяет идентифицировать нефти резервуаров палеозоя как «баженовские». А источником газа определяется «кехорегский» – породы доманикоидного типа кехорегской свиты. Выводы. Палеотемпературные исследования разреза Герасимовского месторождения, раннее выполненное моделирование на Сельвейкинской площади глубокого бурения и на Останинском месторождении показывают, что альтернативные концепции «главного источника» палеозойских залежей углеводородов не являются взаимоисключающими. Представляется, что для палеозойских залежей источником жидких углеводородов (нефть), скорее всего, является верхнеюрская баженовская свита, а источником газообразных углеводородов (газа и газоконденсата) являются палеозойские породы доманикоидного типа.
Link for citation: Krutenko D.S., Isaev V.I., Isaev S.G. Density of hydrocarbons and deep heat flow of the territory (southeast of Western Siberia). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering, 2023, vol. 334, no. 7, рр. 148-163. In Rus. The relevance. According to the ruling theory for organic origin of petroleum, geothermal regime is considered to be the main factor, which is responsible for realization of potential for oil generation. Therefore, it is not irrelevant to develop geothermics as a method of exploration geophysics for forecasting and evaluating oil and gas potential. Forecast tasks are reduced to detection local geothermal anomalies and establishing its relation to hydrocarbon deposits. This method may make a good showing while supplementary exploration in the territories with well-developed infrastructure and a large amount of wells as it is based on modelling and analysing of available data and does not propose additional field works. The main aim: establishing qualitative and quantitative relations between deep heat flow and oil and gas potential, also between gradient zones of heat flow and localization of hydrocarbon fields in the west of Tomsk Region. Objects: thermal field and oil and gas potential in the west of Tomsk Region. Subjects. The thermal field is described with such parameters as deep heat flow density and horizontal gradient of heat flow. Hydrocarbon fields are divided depending on fluid type into oil, oil-gas-condensate and gas-condensate. Methods. The deep heat flow was determined through paleotemperature modelling. The grid with cells of 20×20 km was set on study territory in increments of 10 km. Heat flow values were determined in the centers of each cell using Kriging interpolation method. The absolute horizontal gradient of heat flow was calculated on the same grid using five spot formula. Quantitative parameter of oil and gas potential – hydrocarbon density – was determined on the same grid. Quantitative relations were investigated by correlation and regression analysis. Relationships of heat flow density and horizontal gradient of heat flow with localization of hydrocarbon fields of different fluid type were detected by one-way ANOVA test. Results. The main results of this study are established distribution patterns for deposits of different fluid type in thermal field. Correlation analysis showed highly significant correlation coefficients. The conclusion. Oil and oil-gas-condensate fields tend to the average heat flow values (52 mW/m2), while gas-condensate are associated with high heat flow values (57 mW/m2). The value of the absolute horizontal gradient of heat flow increases in row oil fields – oil-gas-condensate fields – gas-condensate fields. The difference between average values of gradient for all of field types is statistically significant. Therefore, we indicate appearance of geothermal quantitative criterion for forecasting fluid type of deposits in areas of high potential for hydrocarbons. Quantitative relation of high significance (r=0,53) between heat flow density and hydrocarbon density is established for high heat flow values (>56 mW/m2). Weak correlation (r=0,3) was indicated between horizontal gradient of heat flow and hydrocarbon density.
scite is a Brooklyn-based organization that helps researchers better discover and understand research articles through Smart Citations–citations that display the context of the citation and describe whether the article provides supporting or contrasting evidence. scite is used by students and researchers from around the world and is funded in part by the National Science Foundation and the National Institute on Drug Abuse of the National Institutes of Health.
hi@scite.ai
10624 S. Eastern Ave., Ste. A-614
Henderson, NV 89052, USA
Copyright © 2024 scite LLC. All rights reserved.
Made with 💙 for researchers
Part of the Research Solutions Family.