Районирование Плотности Аккумуляции Нефти Доюрских Резервуаров Восточно-Пайдугинской Впадины (С Использованием Расчетных Термодинамических Параметров Материнской Тогурской Свиты)

Abstract

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.