Одним из обсуждаемых направлений в современной геологии является нефтегазоносный потенциал более глубоких горизонтов, в том числе фундамента осадочных бассейнов. Генезис залежей нефти является предметом острых дискуссий. Современные геохимические методы исследования вещества в совокупности с приборными возможностями, к которым можно отнести изотопный масс-спектрометр, позволяют различать нефти, генерированные разными нефтематеринскими отложениями. Важнейшим показателем, идентифицирующим генезис углеводородов по отношению к зонам нефтегазообразования в конкретном разрезе, является изотопный состав углерода. Каждая зона, в свою очередь, характеризуется индивидуальными геохимическими и термодинамическим параметрами, включающими тип и степень преобразованности рассеянного органического вещества, современные геотемпературы и палеотемпературные условия, фазовый состав углеводородов. Месторождения Арыскумского прогиба Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна (Южный Казахстан) связаны с различными литолого-стратиграфическими комплексами юрско-меловых отложений, девонско-нижнекаменноугольными образованиями квазиплатформенного комплекса и дезинтегрированными выступами фундамента. В последние годы перспективы Южно-Торгайского прогиба расширяются и связываются с доюрскими отложениями. В этой связи возникает вопрос о природе углеводородных масс и формировании их скоплений в мезозойских и домезозойских образованиях Арыскумского прогиба. Цель исследования: проведение сравнительного анализа изотопного состава углерода нефтей Арыскумского прогиба из мезозойских, палеозойские отложений, а также из зоны контакта палеозоя с мезозойским осадочным чехлом для решения генетических задач и выяснения особенностей формирования нефтяных месторождений Арыскумского прогиба. Результаты позволили установить закономерность изменения величины d13С в зависимости от возраста, глубины, территориальной приуроченности месторождений в пределах Арыскумского прогиба и на основании изотопных данных высказать предположение о генезисе мезозойских и домезозойских нефтей.
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.
На основании данных анализа индивидуального состава биомаркеров нефтей из нижнего мела, нижней юры, палеозоя и протерозоя Арыскумского прогиба Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна реконструируются условия формирования нефтематеринских отложений, генерировавших нефти рассматриваемой территории. Исследование актуально для обоснования стратегии поисков нефтегазовых залежей с учетом тектоники фундамента Южного Казахстана. Цель: выявить сходство и различие состава нефтей залежей доюрскго фундамента и состава нефтей залежей в перекрывающих юрско-меловых осадочных толщах, определить особенности фациальных условий накопления нефтематеринского вещества на территории Арыскумского прогиба. Объекты и методы: нефти из нижнего мела, нижней юры, палеозоя и протерозоя Арыскумского прогиба Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна. Состав нефтей проанализирован методами газо-жидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. Результаты и выводы. Определено распределение в нефтях и индивидуальный состав алканов, н-алкилбензолов, нафталинов, фенантренов, хейлантанов, пентациклических тритерпанов и стеранов, рассчитаны геохимические параметры, отражающие особенности условий формирования нефтематеринских отложений. Полученные данные продемонстрировали генетическое единство нефтей из нижнего мела и протерозоя Акшабулакской грабен-синклинали, а также единый генезис нефтей из нижнего мела и палеозоя Аксайской горст-антиклинали и отличие в фациальных условиях накопления нефтематеринских пород на этих территориях. В соответствии с данными о составе стеранов и пентациклических тритерпанов породы, продуцировавшие нефти в пределах Акшабулакской грабен-синклинали, отличаются повышенным содержанием карбонатов и накапливаются в более глубокой части моря и в менее окислительных условиях, чем на территории Аксайской горст-антиклинали, где нефтематеринская толща содержала больше глинистой составляющей и отлагалась, видимо, в условиях засоленной лагуны. Нефть из нижней юры Бозингенской грабен-синклинали генерирована отложениями, сформированными в опресненной дельтовой зоне.
Unique Н2-СО2 anomaly was revealed in April of 2016 as a result of gas-hydrochemical sampling of water-soluble gases of near-surface waters within the boundaries of «Holy Nose» ring ice structure (near N. Izgolovye cape, Svyatoy Nos Peninsula), which is previously known and described in 2016 by Kouraev K.V. et al. The composition of the anomaly-volumetric content of Н2 is from 25.8 to 48.8% vol., СО2 is from 11.4 to 16.9% vol.; depth at the sampling point ~ 1500 m.
Актуальность исследования обусловлена важностью воспроизводства и расширения ресурсной базы углеводородов Западной Сибири на основе оценки перспектив и освоения горизонта зоны контакта и коренного палеозоя, залежи в которых относятся к трудноизвлекаемым запасам. Цель: последовательное обоснование критерия прогнозирования и поисков палеозойских залежей углеводородов, основанного на гипотезеаномальности петрофизических характеристик юрских пластов – уникальности «отражения» залежей палеозоя в геофизических параметрах перекрывающего мезозойско-кайнозойского разреза. Эта гипотеза была сформулирована и аргументирована ранее результатами изучения разрезов скважин Герасимовского месторождения с палеозойскими залежами нефти и Крапивинского месторождения с юрскими залежами нефти. Объекты: геофизические и петрофизические параметры юрских пластов-коллекторов и интервалов баженовской свиты на Останинском нефтегазоконденсатном месторождении, имеющем залежи в доюрском основании, и на Двуреченском нефтяном месторождения только с юрскими залежами нефти. Методы. Для характеристики юрских пластов-коллекторов выполнены петрофизические расчеты удельного электрического сопротивления, использовались данные индукционного каротажа и каротажа сопротивления по разрезам 28 скважин Останинского и Двуреченского месторождений. Для характеристики петрофизики аргиллитов баженовской свиты сделан качественный и количественный (статистический) анализ показаний методов потенциалов самопроизвольной поляризации, кажущегося сопротивления и гамма-каротажа. Карбонатность пород пластов-коллекторов оценивалась по данным объемного газометрического метода. Результаты. Установлено, что юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения имеют для нефтенасыщенных пластов УЭС=11…21 ом*м, для водонасыщенных пластов УЭС=5…9 ом*м. Юрские пласты-коллекторы Двуреченского месторождения имеют для нефтенасыщенных пластов УЭС=6…12 ом*м, для водонасыщенных пластов УЭС=2…5 ом*м. Юрские пласты-коллекторы Останинского месторождения аномально, в 2 раза, более высокоомные, чем юрские пласты Двуреченского месторождения. Общая карбонатность юрских пластов Останинского месторождения составляет 5,4 %, а Двуреченского – 1,1 %. Показано, что на Останинском месторождении вариации показаний метода ПС= ±(0,5…2,5) мВ, уровень УЭС=32…42 ом*м, уровень естественной радиоактивности 36…44 мкР/ч. На Двуреченском месторождении вариации показаний ПС – ±(5,0…8,0) мВ, уровень УЭС=95…111 ом*м, уровень естественной радиоактивности 40…59 мкР/ч. Результаты исследований на Останинском и Двуреченском месторождениях полностью согласуются с ранее высказанной и аргументированной гипотезой аномальности петрофизических характеристик юрского разреза, перекрывающего залежи доюрского НГК.
Актуальность. Для стабилизации падающего уровня добычи нефти на юго-востоке Западной Сибири выполняется изучение и освоение востока Томской области, его нераспределенного фонда недр. Обоснованность выбора территории исследований определяется перспективностью и недоизученноcтью правобережья реки Оби. Цель: восполнение ресурсной базы ТЭК Томской области на этапе определения перспективных районов и участков для проведения прогнозно-поисковых исследований. Объект: нижнеюрская нефтематеринская тогурская свита, резервуары коры выветривания и палеозоя территории Восточно-Пайдугинской депрессии. Предмет: термодинамический режим очагов генерации тогурской нефти, емкостные свойства коллекторов доюрских резервуаров. Задача: выполнить зональное районирование доюрского комплекса Восточно-Пайдугинской мегавпадины и структур обрамления на основе комплексирования классификаций петротипов пород фундамента, термодинамических характеристик нефтематеринской тогурской свиты и распределения толщин коры выветривания. Методы. Изучение плотности генерации углеводородов тогурской свитой основано на палеотемпературных реконструкциях осадочных пород в каждый момент времени развития бассейна при известных значениях температур на поверхности (палеоклимат) и значениях теплового потока, заданных в основании осадочного чехла. Районирование резервуаров коры выветривания и палеозоя выполнено на основе условной классификации петротипов пород фундамента, комплексирования трех цифровых параметров, а именно весовых коэффициентов потенциала формирования коллекторов различными петротипами, значений плотности генерации нефти и значений толщин коры выветривания. При ранжировании участков по плотности первичной аккумуляции нефти первым по важности признаком принят весовой коэффициент потенциала петротипов пород фундамента, вторым – плотность генерации тогурской нефти и третьим – толщина коры выветривания. Результаты. К зоне с максимальной перспективностью резервуара палеозоя отнесен участок западного мыса Владимировского мегавыступа – северо-восточного борта Варгатского мезопрогиба. К зоне с высокой перспективностью отнесены участки Белоноговского мезоподнятия – северной части области сочленения Восточно-Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа, северо-восточный склон Белоярского мезовыступа. К зоне с максимальной перспективностью резервуара коры выветривания отнесены участки северо-восточного борта Варгатского мезопрогиба, западного мыса Владимировского мегавыступа, северной части области сочленения Восточно-Пайдугинской мегавпадины и Владимировского мегавыступа и области сочленения северо-западного склона Владимировского мегавыступа и северо-восточного борта Восточно-Пайдугинской мегавпадины. К зоне с высокой перспективностью отнесены участки северной части Варгатского мезопрогиба и юго-восточного склона Белоярского мезовыступа, восточного склона Белоярского мезовыступа и юго-западного склона Варгатского мезовыступа, западной и восточной частей Белоноговского мезоподнятия. Выводы. Зоны максимальных и высоких прогнозных перспектив резервуаров коры выветривания и палеозоя рекомендуется учитывать при планировании поисков доюрских залежей нефти на северо-востоке Томской области. Вместе с тем результаты исследований способствуют развитию методологии и теории геотермического метода как метода разведочной геофизики.
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.