Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской материнских свит Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98:550.836(571.16)

РАЙОНИРОВАНИЕ МЕГАВПАДИН ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО ПЛОТНОСТИ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ ТОГУРСКОЙ И БАЖЕНОВСКОЙ МАТЕРИНСКИХ СВИТ

© 2018 г.|В.И. Исаев1, Г.А. Лобова1, А.К. Мазуров1, В.И. Старостенко2, А.Н. Фомин3

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected];

2Институт геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины, Киев, Украина; [email protected];

3Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия; [email protected]

ZONING OF MEGA-DEPRESSIONS BY SHALE OIL GENEGATION DENSITY OF TOGUR AND BAZHENOV SOURCE SUITES IN THE SOUTHEAST OF WESTERN SIBERIA

© 2018 | V.I. Isaev1, G.A. Lobova1, A.K. Mazurov1, V.I. Starostenko2, A.N. Fomin3

National Research Polytechnic Tomsk University, Tomsk, Russia; [email protected]; [email protected]; [email protected]; institute of Geophysics of National Academy of sciences of Ukraine, Kiev, Ukraine; [email protected];

3Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, Russia; [email protected]

Поступила 19.11.2017 г. Принята к печати 12.12.2017 г.

Ключевые слова: сланцевая нефть; баженовская и тогурская свиты; главная зона нефтеобразования; палео-температурное моделирование; районирование Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин.

Представлены исходные геолого-геофизические данные, методический подход, схемы и результаты впервые выполненного районирования тогурской и баженовской свит Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин по плотности ресурсов сланцевой нефти. Методика районирования базируется на палеотемпературном моделировании, позволяющем реконструировать термическую историю материнских отложений, выделять и картировать по геотемпературному критерию очаги генерации нефтей. Оценка ресурсов определяется интегральным показателем, напрямую зависящим от времени нахождения материнской свиты в главной зоне нефтеобразования и ее геотемператур. Определены перспективные на сланцевую нефть зоны и участки в пределах Нюрольской, Усть-Тымской мегавпадин и структур их обрамления. Состоятельность районирования аргументируется нефтепроявлениями и притоками нефти из интервалов материнских пород в разведочных и параметрической скважинах.

Received 19.11.2017 Accepted for publication 12.12.2017

Key words: shale oil; the Bazhenov and Togur suites; the main oil generation zone; paleo-temperature modeling; zoning of Nyurol and Ust-Tyma mega-depressions.

Search for shale oil, referred to hard-to-recover reserves, is a recent trend for Western Siberia, where Upper Jurassic Bazhenov and Lower Jurassic Togur deposits are widespread. Developed infrastructure of the Southeast defines these lands priority for zoning of the prime searching areas. The article deals with input geological-geophysical data, research methods and first zoning results of Togur and Bazhenov suites within Nyurol and Ust-Tyma mega-depressions by shale oil resource density. Zoning technique is based on the paleo-temperature modeling allowing as to reconstruct the thermal history of source deposits, select and map oil source kitchens using geothermal criterion. The method is based on numerical solution of heat equation of a horizontally layered solid with moving upper boundary. The mathematical model includes climatic secular temperature variation on the earth's surface, as a boundary condition, and paleo-temperatures from the vitrinite reflectivity definitions, as "observed". The method does not require a priori data on the origin and quantity of the deep heat flow. Estimation of the shale oil resource density (generation density) is determined by the integrated indicator directly dependent on time of finding the source suite in the main oil generation zone and its geo-temperatures. Potential shale oil areas of Togur suite were identified. This is the junction zone of Kulan-Igay depression, Igolsko-Talovoye domal upwarping and North-Mezhov mega-homocline, zone of Festival bar and northern bead of Tamrad depression, eastern part of the northern cut within the Nyurol mega-depression. Within the Ust-Tyma mega-depression the junction zone of the central and southwestern parts of mega-depression with the North-Parabel mega-homocline are predicted to be rather prospective. Potential shale oil areas of Bazhe-

ГЕПЛСГИЯ

НЕСЕТИ И ГАЗА

О 49

nov suite were identified. It is a sub-latitude zone including the southern parts of Kulan-Igay depression and the Festival bar, Tamrad depression and positive structures framing the eastern part of Nyurol mega-depression. Within the Ust-Tyma mega-depression there is the triple junction zone of the Sampat meso-deflaction, Parabel mega-outshot, Northern-Parabel mega-homocline and the triple junction zone of the Negotsky meso-deflection, Alexandrov dome, Karaminskaya meso-saddle. The consistency of zoning is justified by oil showings and oil flows from intervals of source rocks in exploration and parametric wells.

В 2009 г., впервые после 1996 г., зафиксировано снижение добычи нефти в основном нефтедобывающем регионе РФ — Ханты-Мансийском АО. Тогда же было обращено внимание на залежи нефти в баже-новской нефтематеринской свите как на источник существенного улучшения сырьевой базы с предварительной оценкой запасов в десятки и сотни миллиардов тонн. Залежи в отложениях баженовской свиты были открыты на 70 месторождениях центральной части Западной Сибири и отнесены к категории трудноизвлекаемых запасов [30]. Эти залежи были разделены на залежи в терригенных коллекторах аномальных разрезов баженовской свиты, поиски которых осуществляются традиционными методами, и на залежи нефти в нормальных разрезах баженовской свиты, для которых не существует отработанной методики поисков. Одним из основных поисковых признаков нефтяной залежи нормальных разрезов в листовато-трещиноватых коллекторах — пластовые температуры, превышающие 100 °С [25].

Если оценки ресурсного потенциала сланцевого газа Северной Евразии, приведенные в русскоязычных публикациях, неоднозначны [15, 20], то оценки ресурсов сланцевой нефти (аккумулированной in situ материнских формаций) вполне оптимистичные [21, 23]. В работе [26] показано, что перспективными на трудноизвлекаемые запасы палеозоя являются земли, для которых установлено развитие материнских тогурских отложений. Однако перспективы нефтегазоносное™ тогурских отложений по аналогии с баженовской свитой не приводятся.

Системный подход к резервуарам сланцевой нефти как к нефтегазоперспективным объектам находится в стадии разработки. Здесь существует целый комплекс проблем, включая прогнозное районирование нефтематеринской формации с точки зрения ранжирования зон и площадей по степени перспективности. Не решен вопрос и о доле аккумулированных in situ углеводородов ([2, 5, 13] и др.). Однако следует отметить, что по оценкам, сделанным для баженовской свиты центральной части Западной Сибири, доля остаточной нефти составляет от 15 до 20 % [25], а по результатам выполненных пиролитических исследований и расчетам специалистов ТатНИПИ-нефти более 2/3 объема генерированных УВ может оставаться в матрице генерирующей толщи [29].

Вместе с тем определяющими факторами, детализирующими характеристику сланцевой формации, являются время действия и температурный режим главной фазы нефтеобразования (ГФН) (Вассо-

евич Н.Б., 1967; Вассоевич Н.Б., Корчагина Ю.И., Лопатин Н.В., 1969) и нефтяного окна (Connan J., 1974; Хант Дж., 1982). Говоря на языке поисков, основные объемы аккумулированной нефти локализуются там, где материнские отложения находились в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) (Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А., 1967; Конторович А.Э., 1976) и были в большей степени прогреты.

Целями данной статьи являются демонстрация и апробирование исходных данных, схем и результатов первого районирования баженовской (bgJ3tt) и тогурской (tgJjtj) материнских свит Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин по плотности ресурсов сланцевой (аккумулированной in situ) нефти (рис. 1). Районирование базируется на методе палеотемпе-ратурного моделирования, который органически вписывается в методологию учения о ГФН и пороговых температурах вхождения материнских отложений в ГЗН.

Методика районирования

Восстановление термической истории материнских отложений выполнено на основе палеотектони-ческих и палеотемпературных реконструкций. Применен метод палеотемпературного моделирования, основанный на численном решении уравнения теплопроводности твердого тела с подвижной верхней границей [4, 7, 8]. В математическую модель непосредственно включены климатический вековой ход температур на земной поверхности (краевое условие) и палеотемпературы по значениям отражательной способности витринита (Ro) как наблюденные.

Распространение тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения

k eU 6 (тШЛ- Г a dt dz{ dZ) J '

(1)

где X — теплопроводность; a — температуропроводность; [ — плотность тепловыделения внутренних (радиоактивных) источников тепла; и — температура; 2 — расстояние от основания осадочного разреза; t — время. С краевыми условиями

(2)

4 m

dz

Z=о

=?('), (3)

где цф — тепловой поток из основания осадочного разреза; е = е(0 — верхняя граница осадочной толщи

Рис. 1. Fig. 1.

Схематическая карта размещения месторождений УВ в Томской области The sketch map of hydrocarbon fields location in Tomsk Oblast

□ *

i_i

2

И 3

4

i 5

1 — Нюрольская впадина; 2 — Усть-Тымская мегавпадина; 3 — параметрическая скв. Восточно-Пайдугинская-1;

4 — месторождения УВ; 5 — административная граница Томской области

1 — Nurolskaya depression; 2 — Ust-Tyma megadepression; 3 — key Well Vostochno-Payduginskaya; 4 — HC fields;

5 — administrative boundary of Tomsk Oblast

(поверхность осадконакопления, дневная поверхность). Из формул (1-3) следует, что палеотектони-ческие реконструкции непосредственно сопряжены с палеотемпературными реконструкциями.

Параметрически осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов Нь для каждого из которых заданы теплопроводность Хь температуропроводность а, плотность тепловыделения радиоактивных источников ^ в породах и время осадконакопления ^ (рис. 2). Скорость осадконакопления может быть нулевой и отрицательной, что позволяет учитывать перерывы осадконакопления и денудацию.

Параметризация осадочного разреза, вскрытого скважиной, определяющая седиментационную и теплофизическую модели (1-3), принимается в соответствии со стратиграфической разбивкой скважины по первичным «Делам скважин» и «Каталогам лито-лого-стратиграфических разбивок скважин» (табл. 1). Возраст пород и соответствующие интервалы шкалы геологического времени [28], увязанные с периодами геохронологической шкалы Стратиграфического ко-

декса (1992), определяют время и скорости осадконакопления. Литология и плотность пород выделенных свит и толщ принимается по материалам обобщения петрофизических определений керна и каротажа.

При отсутствии экспериментальных определений теплопроводности Х1 используются петрофизи-ческие зависимости теплопроводности осадков от их плотности ст. Эти зависимости получены в интервале плотностей 1,5-2,6 г/см3 как для песчанистых отложений, так и алевролито-аргиллитовых толщ [7]. Коэффициенты температуропроводности а, плотности тепловыделения радиоактивных источников ^ также зависят от литологии стратиграфических комплексов.

Краевое условие (2) определяется температурой поверхности осадконакопления, т. е. солярным источником тепла, и задается в виде кусочно-линейной функции «местного» векового хода температур на поверхности Земли [9].

Здесь задачи решаются в предположении квазипостоянства значения плотности теплового потока

Рис. 2. Fig. 2.

Схематическое изображение слоистого осадочного разреза при палеотемпературном моделировании Schematic illustration of embedded sedimentary section in the process paleo-temperature modeling

Поверхность осадков

/777777777777777

Т О

Л Щ

А

Стратиграфический комплекс, свита

U|z=£ = U(0

77777777777777777

S = S(t)

z

h, h

V, fi

-h

д и

д Z

-- q(t)

Z = 0

ОСНОВАНИЕ

s = s(t) — верхняя граница осадочной толщи; t — время осадконакопления; U — температура; q — тепловой поток; Zi — точки расчета температур; h — мощность; v — скорость осадконакопления; \ — теплопроводность; ai — температуропроводность; f — плотность тепловыделения радиоактивных источников

s = s(t) — upper boundary of sediment; t — accumulation time; U — temperature; q — heat flow; Z — points of temperature calculation; h — thickness; vi — sedimentation rate; \ — thermal conductivity; a; — temperature diffusivity; f — thermal-power density of radioactive sources

от основания, начиная с юрского времени [6]. В этом случае обратная задача (расчет плотности глубинного теплового потока ц) решается из условия

(4)

М 9

где Т1 — наблюденные значения температур в кг точках на различных глубинах Zi в моменты времени t = т. Решение обратной задачи (4) строится с учетом того, что функция и^, г, ц), являющаяся решением прямой задачи (1) с краевыми условиями (2) и (3), в этом случае линейно зависит от ц. Поэтому неизвестный параметр ц вычисляется однозначно.

Важно отметить, что модель (1-4) не требует априорных сведений о природе и значениях глубинного теплового потока ц, что существенно уменьшает неоднозначность результатов моделирования.

Для решения обратной задачи геотермии в качестве наблюденных значений используются как измерения пластовых температур, полученные при испытаниях скважин (т = 0), так и палеотемпературы (т ф 0), вычисленные по отражательной способности витринита Способ перехода от Rо к соответствующей геотемпературе обоснован вариативными исследованиями и приведен в работе [8]. В случае использования данных отражательной способности витринита указывается время срабатывания «максимального палеотермометра» — т.

Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов. На первом по распределению наблюденных температур Т в скважине рассчитывается тепловой поток ц через поверхность основания осадочного чехла, т. е. решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением ц решаются прямые задачи геотермии — непосредственно рассчитываются температуры и в заданных точках осадочной толщи Z (в отложениях материнских свит) в определенные моменты геологического времени г.

Первым основным критерием адекватности и предпочтительности результатов палеотемпера-турного моделирования выступает оптимальная согласованность (невязка) максимума расчетных геотемператур с наблюденными температурами, определенными по отражательной способности вит-ринита. В той же степени важна оптимальная невязка расчетных геотемператур и с наблюденными пластовыми температурами. Оптимальная невязка — это средняя квадратичная разность расчетных и наблюденных значений, равная ошибке наблюдений. В качестве второго основного критерия принята степень согласованности очагов интенсивной генерации УВ, выделяемых по геотемпературному критерию, с установленной нефтегазоносностью недр.

Решение прямых задач геотермии выполнено на ключевые моменты геологического времени, соответствующие началу/ завершению формирования каждой свиты. Балансовая модель процессов нефте-газообразования [1] по геотемпературному критерию позволяет выделять очаги интенсивного образования нефтей из рассеянного ОВ материнских отложений: с 85 °С — вхождение материнских пород (аквагенное рассеянное ОВ) в ГЗН, с 95 °С — вхождение материнских пород (террагенное рассеянное органическое вещество) в ГЗН.

Далее для материнской свиты рассчитывается интегральный показатель плотности ресурсов генерированных нефтей (И, усл. ед.) по формуле [10,18]:

д = Х(£/,/,1<П, (5) ¡=1

где Ц — расчетная геотемпература очага генерации нефти, оС; г1 — интервальное время действия очага —

a

Таблица 1. Пример параметрического описания седиментационной истории и теплофизических свойств осадочной толщи, вскрытой скв. Северо-Фестивальная-1 (СФ-1, рис. 3 А; табл. 2) Table 1. Example of parametric representation of sedimentation history and thermal properties of sedimentary sequence penetrated by the well Severo-Festivalnaya-1 (SF-1, Fig. 3 A, Table 2)

Свита, толща Мощность, м Возраст, млн лет Время накопления, млн лет Плотность, г/см3 Теплопроводность, Вт/м •"С Температуропроводность, м2/с Тепловыделение, Вт/м3

Четвертичные Ц 35 1,64-0 1,64 2,02 1,27 6,5е-007 1,1е-006

Плиоценовые N2 - 1,64-4,71 3,07 - - - -

Миоценовые N1 - 4,71-24,0 19,29 - - - -

Некрасовская Р3пк 154 24,0-32,3 8,3 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Чеганская Рз-^Е 70 32,3-41,7 9,4 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Люлинворская Р2!! 240 41,7-54,8 13,1 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Талицкая Р^! 70 54,8-61,7 6,9 2,09 1,35 7е-007 1,2е-006

Ганькинская Р-К^п 170 61,7-73,2 11,5 2,11 1,37 7е-007 1,25е-006

Славгородская К2Б! 130 73,2-86,5 13,3 2,11 1,37 7е-007 1,25е-006

Ипатовская К21р - 86,5-89,8 3,3 - - - -

Кузнецовская К2к1 15 89,8-91,6 1,8 2,18 1,43 8е-007 1,25е-006

Покурская К^рк 800 91,6-114,1 22,5 2,26 1,49 8е-007 1,25е-006

Алымская К1а2 24 114,1-116,3 2,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Алымская К1а1 17 116,3-120,2 3,9 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Киялинская К1к!Б 613 120,2-132,4 12,2 2,39 1,6 8е-007 1,25е-006

Тарская К^г 54 132,4-136,1 3,7 2,44 1,62 8е-007 1,25е-006

Куломзинская К1к!т 313 136,1-145,8 9,7 2,44 1,64 8е-007 1,25е-006

Баженовская Jзbg 23 145,8-151,2 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Георгиевская ^г 5 151,2-156,6 5,4 2,42 1,62 8е-007 1,3е-006

Васюганская JзVS 70 156,6-162,9 6,3 2,42 1,6 8е-007 1,3е-006

Тюменская Jl-2tm 362 162,9-200,8 37,9 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

Тогурская J1tg 30 200,8-203,9 3,1 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

Урманская J1uг 39 203,9-208,0 4,1 2,46 1,64 8е-007 1,3е-006

нахождения материнских отложений в ГЗН, млн лет; число временных интервалов п определено числом интервалов геологического времени нахождения материнских отложений в ГЗН. Как следует из формулы (5), расчетное значение плотности генерированных ресурсов (на участке скважины) напрямую зависит от времени нахождения материнской свиты в ГЗН и геотемператур ГЗН.

Применяемый подход оценки ресурсов УВ позволяет кумулятивно учитывать динамику геотемператур материнских отложений. Вместе с тем известно, что генерация УВ происходит тогда, когда текущее значение свободной энергии превышает значение энергии активации керогена. А последнее обеспечивается в первую очередь за счет прироста температуры. Такой подход к оценке плотности гене-

ГЕОЛОГИЯА

НЕСЕТИ И ГАЗА U

Рис. 3. Fig. 3.

Схемы нефтегазоносности Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления на тектонической основе [12] (А) и распределение значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза (B) Hydrocarbon potential schemes of Nyurol depression and its framing structure on tectonic base [12] (А) and distribution of heat flow density from sedimentary base (B)

1 — месторождения: a — нефтяное, b — конденсатное, c — газовое; границы (2-4): 2 — Нюрольской мегавпадины, 3 — структуры III порядка, условный номер, 4 — зоны распространения тогурской свиты; 5 — месторождение, условный номер (22 — Федюшкинское); 6 — исследуемая представительная скважина, условный номер; 7 — изолинии расчетных значений плотности теплового потока, мВт/м2.

Структуры III порядка: 1 — Кулан-Игайская впадина; 2 — Тамрадская впадина; 3 — Осевой прогиб; 4 — Тамянский прогиб; 5 — Фестивальный вал; 6 — Игольско-Таловое куполовидное поднятие

1 — fields: a — oil, b — condensate, c — gas, boundaries of (2-4): 2 — Nurol depression, 3 — III order structure, reference number, 4 — Togur suiterange zone; 5 — reference number of the oil field (22 — Fedushkinskoye); 6 — investigated representative well and its reference number; 7 — isolines of calculated heat flow density, mW/m2.

III order structures: 1 — Kulan-Igay depression; 2 — Tamrad depression; 3 — Osevoy deflaction; 4 — Tamyan deflaction; 5 — Festival bar; 6 — Igolsko-Talovoye domal upwarping

рированных ресурсов позволяет достаточно просто определить пространственно-временную локализацию очагов генерации УВ. Оценка плотности ресурсов выполняется в условных (относительных) единицах, что корректно для последующего площадного районирования.

Общая характеристика нефтегазоносности и теплового поля Нюрольской мегавпадины

Основная часть территории исследования расположена в пределах Каймысовской нефтегазоносной области. Продуктивными комплексами являются меловой, верхне-, средне-, нижнеюрские и палеозойский. На территории открыто 49 месторождений УВ (см. рис. 3 А; см. табл. 2).

Для средне-, нижнеюрского и палеозойского нефтегазоносных комплексов (НГК) Нюрольской ме-

гавпадины нефтематеринской является тогурская свита с рассеянным органическим веществом гумусового и смешанного типов, с достаточно высоким содержанием Сорг (от 1,5 до 5,0 %) и региональной катагенетической преобразованностью на уровне градаций МК1-МК2 [14, 27]. Свита выклинивается на положительных структурах, над выступами кристаллического фундамента.

Для нижнемелового и верхнеюрского НГК основным источником УВ является рассеянное ОВ сапропелевого типа баженовской свиты 03й), региональный генерационный потенциал которой обусловлен высоким содержанием Сорг (до 12 %), катагенезом градации МК1 и распространением по всей площади исследований (мощность от 8 до 30 м) [12, 27].

На рис. 3 В приведена схематическая карта распределения расчетных значений плотности теплового

№ 1,2Q1Ô

Таблица 2. Характеристика месторождений УВ в пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления Table 2. Characteristics of HC fields within the Nyurol mega-depression and adjacent structures

Месторождение Условный номер (см. рис. 3 А) НГК Фазовое состояние Горизонт (пласт)

Южно-Черемшанское 1 Меловой Нефть А2-7, А9, Б0, Б4-10, Б12-13

Верхнеюрский " ЮГ

Южно-Мыльджинское 2 Меловой " Б9-13

Верхнеюрский " ЮГ

Среднеюрский " Ю2

Мыльджинское 3 Меловой Газоконденсат Б16-20(Ач), Б9-10, А3

Верхнеюрский " ЮГ

Среднеюрский Нефть Ю1

Средненюрольское 4 Верхнеюрский " ЮМ, Ю3-4

Пуглалымское 5 к " ЮГ

Ключевское 6 м " Ю1

Западно-Ключевское 7 м Нефть, газ ЮГ

Лонтынь-Яхское 8 м Нефть Ю1

Поселковое 9 м м ЮГ

Северо-Карасевское 10 м м ЮЗ-4

Карасевское 11 м м ЮГ

Западно-Карасевское 12 м м ЮГ

Чворовое 13 м м

Верхнесалатское 14 м м ЮГ5

Двуреченское 15 м м Ю1

Западно-Моисеевское 16 м м Ю1

Моисеевское 17 м м ЮЗ-4

Крапивинское 18 м м Ю2-3

Тагайское 19 м м Ю1

Глуховское 20 м Нефть, газ Ю1

Поньжевое 21 м " Ю1, ЮЗ

Федюшкинское 22 м Нефть Юо, Ю1

Западно-Карайское 23 м Нефть, газ ЮГ

Среднеюрский " Ю4, 6

Карайское 24 Верхнеюрский Нефть Ю2

Игольско-Таловое 25 " " Ю2

Тамратское 26 " Нефть, газ ЮГ

Западно-Лугинецкое 27 " Нефть, газоконденсат юГ

Южно-Майское 28 " Нефть Ю1

Нижнеюрский " Ю15

Еллейское 29 Верхнеюрский " Ю1

Кулгинское 30 " Нефть, газконденсат ЮГ

Колотушное 31 " Нефть, газ Ю1

Таблица 2, окончание Table 2, end.

Месторождение Условный номер (см. рис. 3 А) НГК Фазовое состояние Горизонт (пласт)

Шингинское 32 " Нефть Ю1

Налимье 33 Верхнеюрский Нефть Ю1

Майское 34 " " Ю3-4

Нижнеюрский Нефть+газ Ю16-15

Нижнетабаганское 35 Верхнеюрский Газоконденсат Ю1

Среднеюрский Нефть Ю3

" Газ Ю5

Палеозойский Нефть М, М1-10

Водораздельное 36 Среднеюрский Газ, конденсат Ю7

Смоляное 37 " Нефть Ю4

Тамбаевское 38 Палеозойский " Ре

Широтное 39 Среднеюрский " Ю13

Северо-Фестивальное 40 Нижнеюрский " Ю16

Палеозойский Нефть, газ М

Фестивальное 41 Среднеюрский Нефть Ю13

Палеозойский " М

Речное 42 " Газоконденсат М1

Арчинское 43 Верхнеюрский " Ю1

Среднеюрский Нефть Ю14

Нижнеюрский " Ю15

Палеозойский " М1

Урманское 44 Среднеюрский " Ю7, 14

Нижнеюрский " Ю15

Палеозойский Нефтегазоконденсат М, М1

Чагвинское 45 Верхнеюрский Нефть Ю1

Среднемайское 46 Нижнеюрский " Ю14-15

Мыгинское 47 Верхнеюрский " Ю1

Глухариное 48 " " Ю1

Южно-Тамбаевское 49 Палеозойский " М, М1

потока основания осадочного чехла. Карта построена путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 39 представительных глубоких скважин. В качестве наблюденных значений использованы пластовые температуры, замеренные при испытании скважин, и палеотем-пературы, определенные по отражательной способности витринита (табл. 3).

Представительные глубокие скважины выбирались по следующим критериям, учитываемым, как правило, одновременно: 1) наличию замеров плас-

товых температур, используемых в качестве наблюденных для палеотемпературного моделирования; 2) присутствию ощутимых притоков флюида при испытании пластов, что повышает достоверность пластовых температур; 3) наличию определений максимальных геотемператур по отражательной способности витринита, используемых в качестве наблюденных, что существенно повышает достоверность результатов палеотемпературного моделирования; 4) достаточно равномерному распределению скважин по территории исследования, что является важным условием корректности последующей интерполяции при построении прогнозных карт.

Таблица 3. Пластовые температуры, измеренные при испытаниях глубоких скважин Нюрольской мегавпадины, и палеотемпературы, определенные по R° в образцах керна Table 3. Formation temperature measured during deep wells testing in the Nyurol mega-depression, and paleo-temperature determined with vitrinite reflectance (R°) in core samples

Скважина Условный номер (см. рис. 3 A) Интервал (глубина), м Температура пластовая*, °С Глубина, м R°**, % Палеотемпера-тура по R°, °С

Айсазская-1 Ай-1 862 31 2700 0,62 96

2156 67 3150 0,76 115

Арчинская-40 Ар-40 - - 2820 0,64 99

2890 0,65 100

Водораздель-ная-1 Во-1 2400-2406 74 2882 0,67 102

2650-2660 80 2991 0,70 106

Глухариная-1 Глу-1 2569-2574 100 2539 0,76 115

2613 0,76 115

Глуховская-2 Гл-2 2928-2950 108 - - -

2932-2948 107

2962-2967 107

Гордеевская-1 параметрическая Го-1п - - 2874 0,80 120

Двуреченская-15 Дв-15 2689-2692 83 2684 0,59 92

2682-2684 89 2686 0,58 91

Еллейская-2 Ел-2 2632-2640 84 2727 0,73 111

2650-2657 85

Западно-Моисе-евская-31 ЗМ-31 2713-2718 85 2706 0,58 91

2713 0,59 92

Западно-Крапи-винская- 223 ЗК-223 2756-2759 92 2746 0,59 92

2748-2753 92

Западно-Луги-нецкая-183 ЗЛ-183 2660-2664 95

Заячья-50 За-50 - - 2835 0,75 114

2840 0,80 120

Игольская-2 Иг-2 2750-2823 92 2800 0,70 106

2740-2773 95

Колотушная-262 параметрическая Ко-262п 2584-2593 90 - - -

Кулгинская-141 Ку-141 275-2763 84 2661 0,67 102

266-2662 82 2676 0,68 104

2791-2795 86

Лонтынь-Яхская-63 ЛЯ-63 2476-2483 95 - - -

Мыльджин-ская-62 Мы-62 2368-2380 84 2360 0,53 84

Налимья-3 На-3 2885-2891 98 2917 0,76 115

3282 0,80 120

Нюльгинская-1 Ню-1 2499-2527 75 2700 0,52 83

2894 0,60 94

3199 0,62 96

Пешеходная-1 параметрическая П-1п 2262-2295 71 2800 0,59 92

2325-2350 73

Пуглалымская-86 Пу-86 2630-2703 90 2677 0,76 115

Таблица 3, окончание Table 3, end.

Скважина Условный номер (см. рис. 3 А) Интервал (глубина), м Температура пластовая*, °С Глубина, м R°**, % Палеотемпера-тура по R0, оС

Речная-280 Ре-280 2156-2178 67 2911 0,68 104

2318-2323 68

Салатская-1 параметрическая Са-1п - - 2640 0,58 91

2962 0,73 111

Северо-Айсазская-1 СА-1 2840-2850 94 - - -

Северо-Фестивальная-1 СФ-1 3130-3145 118 - - -

3145-3165 123

Северо-Юлжавская-2 СЮ-2 2674-2707 78 2800 0,59 92

Таловая-1 Та-1 2798-2806 88 2760 0,59 92

2781-2787 88

Тальянская-1 Т-1 2442-2521 82 - - -

Тамбаевская-1 Там-1 2984-3008 100 2590 0,62 96

2936-2957 98

2754-2762 87

2593-2597 84

Тамратская-1 параметрическая Т-1п 2853-2860 107 2885 0,73 111

Федюшкинская-4 Фед-4 2838-2842 92 - - -

3064-3069 99

Фестиваль-ная-255 Фе-255 - - 2793 0,66 101

3122 0,80 120

3159 0,80 120

Чагвинская-1 Ча-1 2641-2647 88 2600 0,62 96

2645 0,67 102

Чворовая-1 Чв-1 2744-2776 97 2917 0,76 115

2765-2772 97

Шахматная-1 Ша-1 2450-2468 87 2452 0,59 92

2494-2502 89

Шингинская-296 Ши-296 2473-2483 93 2713 0,70 106

2704-2709 102

2737-2748 105

Южно-Черем-шанская-337 ЮЧ-337 2686-2707 98 - - -

2812-2820 103

Южно-Фестивальная-1 параметрическая ЮФ-1п 2790-2820 90 2844 0,67 102

2917 0,72 109

3059 0,70 106

Южно-Пионерская-263 ЮП-263 - - 2663 0,76 115

2707 0,76 115

* Данные испытаний глубоких скважин изучены и сведены из первичных «Дел скважин», отчетов по подсчету запасов, оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»).

определена в лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (Новосибирск).

Реконструкции термической истории тогурской свиты и районирование Нюрольской мегавпади-ны по плотности ресурсов тогурской сланцевой нефти

На следующем этапе исследований для 21 переломных этапов геологического времени (на моменты начала и завершения формирования свит) в моделях 21 скважины, расположенных в зоне распространения тогурских отложений, восстановлена их термическая история. На эти отрезки времени путем интерполяции геотемператур в разрезах скважин построены схематические карты рассчитанных геотемператур в тогур-ской свите и положения очагов генерации нефти для 6 главных временных отрезков с момента образования первых очагов до настоящего времени. По геотемпературному критерию выделены палеоочаги интенсивной генерации тогурских нефтей (рис. 4). Принято, что пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти породами тогурской свиты (гумусовое рассеянное ОВ), равны 95 °С.

Условия ГЗН для тогурских нефтей наступили в альб-сеномане, 91,6 млн лет назад. Очаги интенсивной генерации нефти локализуются в центральной части Нюрольской мегавпадины и на северо-восточном борту депрессии (см. рис. 4 А). В туроне—сантоне, начиная с 86,5 млн лет назад (время формирования ипатовской свиты), территория очага увеличивается, охватывая всю центральную часть Нюрольской мега-впадины, распространяясь вдоль ее восточного борта на юг. Максимальный прогрев тогурских отложений на этот период достиг 115 °С (см. рис. 4 В). Во время формирования ганькинской свиты, 61,7 млн лет назад, генерация нефтей происходит практически во всей области распространения тогурских отложений, за исключением небольшого участка в юго-западной части территории исследования. Максимальные изотермы 115 °С оконтуривают Налимью площадь, восточный борт Тамрадской впадины, зону сочленения северного борта мегавпадины и Средневасюганского мегавала (см. рис. 4 С).

Во время максимального прогрева осадочной толщи, 37,6 млн лет назад, ГЗН занимает всю территорию распространения тогурской свиты. Максимальные палеотемпературы достигают более 130 °С (см. рис. 4 D). На рубеже неогенового периода (24 млн лет назад) палеотемпературы начинают снижаться, а на юге и юго-востоке небольшие по площади участки выходят из ГЗН (см. рис. 4 Е).

К настоящему времени остывание осадочной толщи, связанное с изменением климатических условий в олигоцене, продолжается. Максимальные температуры в тогурской свите понизились до 115120 °С. Расширилась и зона отсутствия условий ГЗН на юго-востоке (см. рис. 4 F).

Путем интерполяции расчетного показателя R построена схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей (рис. 5 А). Результаты районирования Нюрольской мегавпадины по плотности ресурсов сланцевой (аккумулированной in situ) тогурской нефти приведены на рис. 5 B. Схематическая карта распределения плотности ресурсов тогурских нефтей, как и последующие карты и схемы плотности ресурсов, представляют собой распределения относительной плотности ресурсов генерированной нефти. Здесь (см. рис. 3 А, 4 А) под относительной плотностью ресурсов понимается следующее. Если на участке скв. Налимья-3 (На-3) плотность ресурсов оценена в 120 усл. ед., а на участке скв. Нюльгинская-1 (Ню-1) — 60 усл. ед., то это значит, что на первом участке прогнозируемая плотность в 2 раза больше, чем плотность ресурсов на втором участке (отношение 2:1).

В зону наибольших значений плотности генерированных тогурских нефтей попадает Фестивальный вал, где залежи в нижнеюрском и палеозойском НГК уже открыты (см. рис. 5 А). Палеотемпературы, соответствующие нижней зоне газообразования (130 °С и выше), подтверждают фазовое состояние нижнеюрской газоконденсатной залежи на Северо-Фестиваль-ном месторождении.

Высокая плотность ресурсов сланцевой тогур-ской нефти характерна для структуры в восточной части северного вреза депрессии. Высокими перспективами по плотности ресурсов обладают структуры в центральной части Нюрольской мегавпадины и на северном борту Тамрадской впадины (см. рис. 5 B).

Реконструкции термической истории баженов-ской свиты и районирование Нюрольской мегавпадины по плотности ресурсов баженовской сланцевой нефти

В моделях 39 скважин для переломных этапов геологического времени восстановлена термическая история баженовских отложений. На эти отрезки времени путем интерполяции геотемператур в разрезах скважин построены схематические карты распределения геотемператур (рис. 6). По геотемпературному критерию выделены палеоочаги интенсивной генерации баженовских нефтей. С учетом того, что рассеянное ОВ баженовской свиты относится к сапропелевому типу, пороговая температура, определяющая границу очага генерации нефтей, принята равной 85 оС.

Первые очаги генерации баженовской нефти появились 91,6 млн лет назад (конец формирования покурской свиты) в южной части Кулан-Игайской впадины, в восточных частях Фестивального вала и Тамрадской впадины, в зонах сочленения депрессии с обрамляющими положительными структурами (см. рис. 6 А). Через 5 млн лет (конец формирования

Рис. 4. Fig. 4.

Схематические карты распределения геотемператур и положения очагов генерации тогурских нефтей Нюрольской мегавпадины (с использованием [19]) миллионы лет назад (A-E) и в современном разрезе (F) Sketch maps of geo-temperatures and source kitchens' sites of Togur oil within Nyurol mega-depression (using [19]) million years ago (A-E) and in modern section (F)

Возраст, млн лет: А — 91,6; B — 86,5; C — 61,7; D — 37,6; E — 24.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Age, Ma: А — 91,6; B — 86,5; C — 61,7; D — 37,6; E — 24.

For legend see fig. 3

Рис. 5. Fig. 5.

Схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей (А) и схема районирования сланцевой нефтеносности тогурской свиты (B) Нюрольской мегавпадины Distribution scheme of relative resource density of generate Togur oil (А) zoning scheme of shale oil content of Togur suite (B) within Nyurol mega-depression

1

2

3

4

5 [©]6 ^

7

1 — изолинии значений показателя R, усл. ед.; районы (2-5) (номер ранжирования по степени перспективности, диапазон значений R): 2 — 110-130, 3 — 90-110, 4 — 70-110, 5 — 50-110, 6 — 40-90; 7 — границы районов. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

1 — isolines of vitrinite reflectance values, c. u.; zones (2-5) (ranking number by extent of land prospect, range of vitrinite reflectance values): 2 — 110-130, 3 — 90-110, 4 — 70-110, 5 — 50-110; 6 — 40-90; 7 —boundaries of zones. For legend see fig. 3

ипатовской свиты) очаги объединились, охватив центральную и восточную части исследуемой территории (см. рис. 6 B). В течение последующих 25 млн лет (конец формирования ганькинской свиты) продолжалась «работа» очагов, увеличивалась их площадь (см. рис. 6 C). Осадочная толща была максимально прогрета 37,6 млн лет назад при формировании че-ганской свиты (см. рис. 6 D). Конец формирования некрасовской свиты (см. рис. 6 E) соответствует началу охлаждения осадочного разреза, вызванного изменением климатических условий в олигоцене, которое продолжается и в настоящее время (см. рис. 6 F).

Схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов генерированных ба-женовских нефтей построена путем интерполяции расчетного показателя R (рис. 7 А). Результаты районирования Нюрольской мегавпадины по плотности ресурсов сланцевой (аккумулированной in situ) баженов-ской нефти приведены на рис. 7 B.

Наиболее перспективными землями территории исследований на сланцевую нефть баженовской свиты являются южные части Кулан-Игайской впадины

и Фестивального вала, Тамрадская впадина и обрамляющие восточную часть Нюрольской мегавпадины положительные структуры. Здесь наблюдается максимальная плотность ресурсов генерированных ба-женовских нефтей. В северной части территории, где разрабатывается Южно-Черемшанское месторождение нефти (см. рис. 3 А), отмечается повышенная плотность ресурсов баженовских нефтей.

Центральная часть депрессии с выявленными очагами интенсивной генерации баженовских неф-тей слабо изучена глубоким бурением. Северная часть Тамрадской впадины и южная часть Кулан-Игайской впадины могут быть рекомендованы для постановки геолого-разведочных работ на сланцевую нефть баженовской свиты.

Общая характеристика нефтегазоносности и теплового поля Усть-Тымской мегавпадины

В Усть-Тымском нефтегазоносном районе выделяются следующие НГК: палеозойский с нефтегазоносным горизонтом зоны контакта; нижнеюрский (геттанг-раннетоарский, позднетоар-ааленский); среднеюрский (байос-батский); верхнеюрский (кел-

Рис. 6. Fig. 6.

Схематические карты распределения геотемператур и положения очагов генерации баженовских нефтей Нюрольской мегавпадины (с использованием [22]) миллионы лет назад (А-E) и в современном разрезе (F) Sketch maps of geo-temperatures and source kitchens' sites of Bazhenov oil within Nyurol mega-depression (using [22]) million years ago(A-E) and in modern section (F)

Возраст, млн лет: А — 91,6; B — 86,5; C — 61,7; D — 37,6; E — 24. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Age, Ma: А — 91,6; B — 86,5; C — 61,7; D — 37,6; E — 24. For legend see fig. 3

Рис. 7. Fig. 7.

Схематическая карта распределения относительной плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей (А) и схема районирования сланцевой нефтеносности баженовской свиты (B) Нюрольской мегавпадины Distribution scheme of relative resource density of generate Bazhenov oil (А) zoning scheme of shale oil content of Bazhenov suite (B) within Nyurol mega-depression

7i /© 9

J1 1112

■ 3 '

ПЯ4 fW!5 ИШ

1 — изолинии значений показателя R, усл. ед.; районы (2-7) (номер ранжирования по степени перспективности, диапазон значений R): 2 — 80-100, 3 — 80-90, 4 — 70-80, 5 — 60-70, 6 — 40-60, 7 — 30-60; 8 — границы районов. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

1 — isolines of vitrinite reflectance values, c. u.; zones (2-7) (ranking number by extent of land prospect, range of vitrinite reflectance values): 2 — 80-100, 3 — 80-90, 4 — 70-80, 5 — 60-70, 6 — 40-60; 7 — 30-60; 8 — boundaries of zones. For legend see fig. 3

ловей-волжский) и меловой (неокомский). Залежи УВ в основном связаны с доюрским (палеозойским), средне-, верхнеюрскими и меловым комплексами (рис. 8 А; табл. 4).

Основной нефтегенерирующей толщей для нижнеюрского и доюрского НГК является нижнеюрская тогурская свита с рассеянным ОВ гумусово-сапропе-левого типа [27]. Толщины тогурской свиты достигают 50 м, концентрация Сорг — 5 %, катагенетическая преобразованность рассеянного ОВ — на уровне градаций МК1 - МК2, что определяет региональный генерационный потенциал свиты. Тогурская свита картируется [12] в центральных и восточных частях мегавпадины, а также заливообразно — в северной и юго-восточной частях Парабельского мегавыступа и озерообразно — в южной части Северо-Парабельской мегамоноклинали (см. рис. 8 А).

В западной части территории к верхнеюрской нефтематеринской свите относится баженовская свита, на востоке ее возрастной аналог — марьяновская. Между границами распространения этих свит выделяется зона с переходными условиями седиментации

и катагенеза. По генезису рассеянного ОВ верхнеюрские нефтепроизводящие породы в пределах впадины имеют зональное строение [12]. Значения Сорг варьируют от 9-12 % в зоне распространения баже-новской свиты в западной части мегавпадины (сапропелевое рассеянное ОВ), постепенно уменьшаясь до 6-8 % в переходной зоне (рассеянное ОВ смешанного типа), и достигают 2-3 % в породах марьянов-ской свиты в восточной части депрессии (псевдогумусовое рассеянное ОВ). Эти отложения являются основной нефтегенерирующей толщей для мелового и верхнеюрского НГК.

На рис. 8 В приведена схема распределения расчетных значений плотности теплового потока основания осадочного чехла, построенная путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 10 глубоких скважин. В качестве наблюденных значений использованы пластовые температуры, замеренные при испытании скважин (табл. 5), и палеотемпературы, определенные по отражательной способности витринита (табл. 6).

Рис. 8. Fig. 8.

Схемы нефтегазоносности Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления на тектонической основе [12] (А) и распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза (B) Hydrocarbon potential schemes of Ust-Tyma megadepression and its framing structure on tectonic base [12] (А) and distribution of heat flow density from sedimentary base (B)

1 — месторождения: a — нефтяное, b — газоконденсатное, c — газовое; границы тектонических элементов (2, 3): 2 — I порядка, 3 — II порядка и условный номер структуры; 4 — исследуемая представительная скважина и ее условный номер; границы распространения (5-7): 5 — баженовской свиты и отложений «переходной зоны», 6 — отложений «переходной зоны» и марьянов-ской свиты, 7 — тогурских отложений; 8 — условный номер месторождения (6 — Снежное); 9 — изолинии значений расчетной плотности теплового потока, мВт/м2.

Структуры II порядка: 1 — Неготский мезопрогиб, 2 — Пыжинский мезопрогиб, 3 —Зайкинская мезоседловина, 4 — Сампатский мезопрогиб, 5 — Караминская мезоседловина

I — fields: a — oil, b — condensate; c — gas; boundaries of tectonic elements (2, 3): 2 — I order, 3 — II order and reference number of the structure; 4 — investigated representative well and its reference number; boundaries of (5-7): 5 — Bazhenov suite and "junctional zone" deposits, 6 — "junctional zone" deposits and Maryanovskaya suite, 7 —Togur deposits; 8 — reference number of the field (6 — Snezhnoye); 9 — isolines of calculated heat flow density, mW/m2.

II Order structures: 1 — Negotsky meso-deflection, 2 — Pyzhinsky meso-deflection, 3 — Zaykinskaya meso-saddle, 4 — Sampat meso-deflection, 5 — Karaminskaya meso-saddle

Реконструкции термической истории тогурской свиты и районирование Усть-Тымской мегавпадины по плотности ресурсов тогурской сланцевой нефти

На следующем шаге исследований для 10 переломных этапов геологического времени в моделях восстановлена термическая история тогурских отложений. На эти отрезки времени путем интерполяции геотемператур в разрезах скважин построены схематические карты распределения геотемператур. По геотемпературному критерию выделены палеооча-ги интенсивной генерации тогурских нефтей (рис. 9). Принято, что пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти породами тогурской свиты (гумусовое рассеянное ОВ), составляют 95 °С.

91,6 млн лет назад (конец формирования покур-ской свиты) очаги интенсивной генерации нефти в тогурской свите еще не «работали». Максимальная геотемпература в пределах зоны распространения

пород тогурской свиты не превышает 92 °С. 86,5 млн лет назад очаги при температуре от 95 до 100 °С распространены практически повсеместно, за исключением Северо-Парабельской моноклинали и Пара-бельского мегавыступа (см. рис. 9 А). 73,2 млн назад (конец формирования славгородской свиты) при температуре от 95 до 105 °С очаги действуют в пределах всей зоны распространения пород тогурской свиты. 61,7 млн лет назад температура очагов варьирует от 95 до 110 °С (см. рис. 9 B). 41,7 млн лет назад (конец формирования люлинворской свиты) очаги генерации действуют при температуре от 95 °С, даже превышая 115 °С.

37,6 млн лет назад (время максимального прогрева осадочной толщи) температуры очагов составляют от 95 °С до 120 °С (см. рис. 9 C). 32,3 млн лет назад (конец формирования чеганской свиты) очаги действуют при температуре от 95 до 110 °С (см. рис. 9 D). 4,71 млн лет назад (конец миоценового времени) очаги «работают» при температуре от 95 до 110 °С,

Таблица 4. Характеристика месторождений УВ в пределах Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления Table 4. Characteristics of HC fields within the Ust-Tyma mega-depression and adjacent structures

Месторождение Номер (см. рис. 8 А) НГК Фазовое состояние Горизонт (пласт)

Киев-Еганское 1 Меловой Нефть Б12, Б10

Верхнеюрский " Ю1

Ясное 2 " " Ю1

Доюрский " НГГЗК (М)

Двойное 3 Верхнеюрский " ЮГ

Гураринское 4 Меловой Нефтегазоконденсат Б12/ Б10

Соболиное 5 " Нефть, газ А12, Б12, Б10

Верхнеюрский Газоконденсат ЮГ

Снежное 6 " Нефть, газоконденсат Юо, юЗ-4, ЮГ2

Северо-Сильгинское 7 " Газ свободный, конденсат Ю1

Усть-Сильгинское 8 Верхнеюрский + среднеюрский Газ свободный, конденсат Ю1 + Ю2

Средне-Сильгинское 9 То же " Ю1 + Ю2

Верхнеюрский Нефть разгазированная Ю1

Чкаловское 10 Доюрский Газ, конденсат, нефть НГГЗК (М)

Нефть PZ

Головное 11 Верхнеюрский " Ю1

Никольское 12 " " Ю1

Бурановское 13 " " Ю1

из зоны очагов вышел участок Северо-Парабельской моноклинали. 1,64 млн лет назад (конец плиоценового времени) температуры в очагах варьируют от 95 °С до незначительно выше 105 °С, из зоны очагов последовательно выходит и участок Парабельского мегавыступа (см. рис. 9 Е).

Очаги генерации тогурских нефтей продолжают действовать и в современном разрезе при температуре от 95 до 105 °С, но лишь в центральной и северозападной частях мегавпадины (см. рис. 9 F).

На рис. 10 А приведена схема распределения относительной плотности ресурсов генерированных тогурских нефтей, построенная путем интерполяции значений показателя Я для разрезов шести представительных скважин, пробуренных в породах тогур-ской свиты. Перспективными землями Усть-Тымской мегавпадины на сланцевую тогурскую нефть является практически вся область распространения то-гурской свиты. Несколько более перспективна зона сочленения центральной и юго-западной частей мегавпадины с Северо-Парабельской мегамоноклина-лью (см. рис. 10).

Реконструкции термической истории баже-новской свиты и районирование Усть-Тымской мегавпадины по плотности ресурсов сланцевой нефти

В моделях восстановлена термическая история баженовских отложений и ее аналогов на моменты начала и завершения формирования свит. На эти отрезки времени построены схематические карты распределения геотемператур путем интерполяции геотемператур в разрезах 10 скважин. По геотемпературному критерию выделены палеоочаги интенсивной генерации баженовских нефтей (рис. 11). Приняты пороговые температуры, определяющие границу очага ГЗН: для пород баженовской свиты — 85 °С; переходной зоны — 90 °С; марьяновской свиты — 95 °С.

91,6 млн лет назад очаг генерации нефти в баженовской свите еще не сформировался. 86,5 млн лет назад очаг действовал в зоне распространения баже-новской свиты при температуре 85-95 °С, в переходной зоне — 90-95 °С, в зоне распространения марьяновской свиты — 95 °С и выше (см. рис. 11 А).

73,2 млн лет назад очаг наблюдался в баженовской свите при температуре 85-95 °С и занимал

Таблица 5. Пластовые температуры, измеренные при испытании глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины Table 5. Formation temperature measured during deep wells testing in the Ust-Tyma mega-depression

Скважина Номер скважины (см. рис. 8 А) Интервал (глубина), м Отложения (свита) Пласт, горизонт Приток, м3/сут Тип флюида Температура пластовая, °С

Береговая-1 параметрическая Б1п 2420-2409 Тюменская Ю2 6,9 Вода 83

2335-2325 Васюганская Ю! !.4,6 " 78

Трассовая-317 Т317 2565-2569 " Ю! 2,26 Вода + нефть 92

Сенькин-ская-37 параметрическая С37п 2764-2776 Тюменская Ю4 !,! Вода 95

2629-2644 Васюганская Ю! 5,0 к 88

2275-2285 Тарская - Ю0 м 78

2292-2315

Толпаров-ская-1 То1 2631-2639 Васюганская Ю^ 4,И м 97

Тымская-1 параметрическая Т1п 2920-2911 Тюменская 0,72 м Ю0

2905-2900

2690-2680 " — !,6 м 89

Колпашев-ская-7 К7 2305-2318 Наунакская - !Д5 Вода + пленка нефти 80

2304-2312

2298-2308

Вертолет-ная-360 В360 2620-2609 Васюганская Ю! 4,38 Вода 85

2605-2588 " Ю! 6,38 " 84

Усть-Тымская-1 У-Т1 2890-2873 Тюменская Юб !,52 " Ю7

2859-2835

2763-2777 " Юб 4,9 " 96

2685-2701 " Ю5 8,! " 90

2538-2550 " Ю2 9,8 " 82

Снежная-133 Сн133 2623-2642 Палеозойские 0,5 " И9

2419-2433 Наунакская Ю! 0,24 Нефть Ю2

2395-2404 " Ю! 800 Газ 95

Примечание. Данные испытаний глубоких скважин изучены и сведены из первичных «Дел скважин», отчетов по подсчету запасов, из отчетов оперативного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по Томской области (материалы Томского филиала ФБУ «Территориальный фонд геологической информации по СФО»).

практически всю зону распространения свиты, в переходной зоне — при температуре 90-100 °С, в ма-рьяновской свите — 95-100 °С.

61,7млн лет назад в баженовской свите очаг «работал» при температуре 85-105 °С во всей зоне ее распространения, в переходной зоне — 90-105 °С, в марьяновской свите — 95-110 °С (см. рис. 11 B). 41,7 млн лет назад очаг в баженовской свите действовал при температуре 85-110 °С, в переходной зоне — 90115 °С, в марьяновской свите — 95-115 °С.

37,6 млн лет назад, во время максимального прогрева осадочной толщи (см. рис. 11 C), очаг в баженовской свите действовал при температуре 85-110 °С, в переходной зоне на всей ее площади — при температуре 90-115 °С, в марьяновской свите — 95-115 °С. 32,3 млн лет назад (см. рис. 11 D) очаг в баженовской свите действовал во всей зоне ее распространения при температуре 85-100 °С, в переходной зоне —

90-105 °С, постепенно уменьшаясь, в марьяновской свите — 95-105 °С. Из зоны очага выходит центральная часть Пайдугинского мегавала. 4,71 млн лет назад очаг в баженовской свите «работал» при температурах 85-100 °С, в переходной зоне — 90-105 °С, в марьяновской свите — 95-105 °С. 1,64 млн лет назад (см. рис. 11 Е) очаг в баженовской свите действовал при температуре 85-100 °С, из зоны очага выходит участок Парабельской мегамоноклинали. В переходной зоне очаг действовал при температуре 90-100 °С, в марьяновской свите — 95-100 °С.

Очаг интенсивной генерации нефти в современном разрезе баженовской свиты (см. рис. 11 F) действует при температуре 85-95 °С, занимая западную и северную части зоны распространения свиты. В переходной зоне очаг «работает» при температуре 90-100 °С и локализуется севернее Вертолетной площади, в марьяновской свите — 95-100 °С в пределах Пыль-Караминского мегавала.

Таблица 6. Палеотемпературы, определенные по R° керна глубоких скважин Усть-Тымской мегавпадины

Table 6. Paleo-temperature determined with core vitrinite reflectance (R°) in deep wells of the Ust-Tyma mega-depression

Скважина Условный номер скважины (см. рис. 8 А) Глубина определения (гипсометрическая привязка), м Отложения, свита R°, % Палеотемпература, оС

Береговая-1 параметрическая Б1п 2351 Васюганская 0,52 83

2390 " 0,64 98

2405 Тюменская 0,64 98

2410 к 0,64 98

2449 м 0,64 98

2460 м 0,59 93

2542 м 0,61 95

2560 м 0,67 103

2570 м 0,62 97

2573 м 0,65 100

Киев-Еганская-350 К-Е350 2610 Баженовская 0,72 109

2690 Васюганская 0,81 121

Сенькинская-37 параметрическая С37п 2895 Тюменская 0,67 103

3013 " 0,67 103

Толпаровская-1 То1 2590 Куломзинская 0,64 99

3217 Тюменская 0,73 111

Колпашевская-7 К7 2375 Наунакская 0,62 96

2705 Тюменская 0,62 96

Вертолетная-360 В360 2622 Наунакская 0,69 105

2656 Тюменская 0,69 105

Примечание. R° определена в лаборатории геохимии нефти и газа Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (Новосибирск).

На рис. 10 B приведена схема распределения относительной плотности ресурсов генерированных баженовских нефтей, построенная путем интерполяции значений расчетного показателя R для разрезов 10 скважин. Наиболее перспективными зонами на сланцевую нефть баженовской свиты являются северо-западная, северная и юго-западная части Усть-Тымской мегавпадины и обрамляющие ее структуры. Максимальная прогнозируемая плотность ресурсов генерированных нефтей картируется в зоне сочленения Сампатского мезопрогиба, Пара-бельского мегавыступа и Северо-Парабельской ме-гамоноклинали, также в зоне сочленения Неготского мезопрогиба, Александровского свода и Карамин-ской мезоседловины.

Обсуждение результатов

На основе реконструкции геотермической истории нефтематеринских тогурских и баженовских отложений, выявления и картирования палеоочагов генерации нефти выполнено районирование Ню-рольской и Усть-Тымской мегавпадин и выделены перспективные зоны для поисков сланцевой нефти (аккумулированной in situ) на юго-востоке Западной Сибири.

В пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления, территории нефтепромыслов Томской области наиболее перспективными землями на сланцевую нефть нижнеюрской тогурской свиты являются зона сочленения Кулан-Игайской впадины, Игольско-Талового куполовидного поднятия и Северо-Межовской мегамоноклинали, зона Фестивального вала и северный борт Тамрадской впадины, а также восточная часть северного вреза мега-впадины (см. рис. 5).

Интерес к сланцевой нефти тогурской свиты Нюрольской мегавпадины основан на следующих данных. Скважиной Урманская-11 вскрыт и детально изучен (керн, каротаж, испытания) нижнеюр-ско-палеозойский разрез до глубины 3104 м («Дело скважины», 1987). С интервала глубин 3027-3036 м поднят керн, представленный алевритистыми аргиллитами с тонкослоистой текстурой, переходящими в аргиллиты плитчатые с раковистым изломом, битуминозными. По современным представлениям, в этом интервале вскрыта тогурская свита. Так, при испытании интервала 2994-3054,5 м получен приток нефти 8,5 м3/сут, пластовая температура составила 104 °С. Необходимо отметить, что Урманское

Рис. 9. Fig. 9.

Схематические карты распределения геотемператур и положения очагов генерации тогурских нефтей Усть-Тымской мегавпадины (с использованием [17]) миллионы лет назад (А-E) и в современном разрезе (F) Sketch maps of geo-temperatures and source kitchens' sites of Togur oil within Ust-Tyma mega-depression (using [17]) million years ago (A-E) and in modern section (F)

Возраст, млн лет: А — 86,5; B — 61,7; С — 37,6; D — 32,3; E — 1,64.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

Age, Ma: А — 86,5; B — 61,7; С — 37,6; D — 32,3; E — 1,64.

For legend see fig. 8

Рис. 10. Fig. 10.

Схемы распределения относительной плотности ресурсов генерированных тогурских (А) и баженовских (B) нефтей Усть-Тымской мегавпадины

Distribution scheme of relative resource density of generate Togur (А) and Bazhenov (B) oil within Ust-Tyma mega-depression

Значения изолиний в величине интегрального показателя R, усл. ед. Усл. обозначения см. на рис. 3

Isoline's values are shown in quantity of the integrated indicator R, c. u. For legend see fig. 8

нефтегазоконденсатное месторождение отображено на прогнозной карте на границе района средних перспектив поисков на сланцевую тогурскую нефть (см. рис. 5).

В пределах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления наиболее перспективной на сланцевую нефть верхнеюрской баженовской свиты является субширотная зона, включающая южные части Кулан-Игайской впадины и Фестивального вала, Тамрадскую впадину и обрамляющие восточную часть Нюрольской мегавпадины положительные структуры (см. рис. 7).

В Нюрольской мегавпадине Федюшкинское месторождение (см. рис. 3 А; см. табл. 2), вскрывшее нефтеносный пласт в баженовской свите, находится, согласно схеме районирования (см. рис. 7), на границе прогнозных зон умеренных и малых перспектив на сланцевую нефть. Такой прогноз вполне согласуется с тем, что на Федюшкинском месторождении запасы по пласту Ю0 оценены как весьма незначительные.

В пределах Усть-Тымской мегавпадины и структур ее обрамления, территории перехода от нефтепромыслов Томской области к слабоизученному правобережью Оби, в наиболее погруженных частях мегавпадины, где картируется тогурская свита, перспективными землями на сланцевую тогурскую нефть, по-видимому, является практически вся область распространения свиты (см. рис. 10 А). Несколько более перспективна зона сочленения центральной

и юго-западной частей Усть-Тымской мегавпадины с Северо-Парабельской мегамоноклиналью.

Интерес к сланцевой нефти тогурской свиты подкрепляется следующими данными. В 2013 г. в Восточно-Пайдугинской мегавпадине (правобережье Оби) закончено бурение параметрической скв. Вос-точно-Пайдугинская-1 (см. рис. 1). Скважина вскрыла разрез на глубину 4007 м, включая марьяновскую свиту и юрско-меловые возможно нефтегазоносные комплексы, а также тогурскую свиту и возможно нефтегазоносный палеозойский комплекс с горизонтом зоны контакта (Грибова И.С., Каракчиев В.В. «Отчет о результатах работ по объекту. Бурение параметрической скважины Восточно-Пайдугинская-1», ОАО «НПЦ «Недра», ТомскГеолФонд, 2014). Так, из интервалов юрско-меловых коллекторов либо притока не получено, либо получена пластовая вода, реже — фильтрат бурового раствора, а в интервале марьяновской свиты проявлений УВ не установлено, тогда как из интервала тогурских отложений, при отсутствии открытой пористости по ГИС, получен буровой раствор со следами и запахом нефти, а из дезинтегрированных пород доюрских отложений — буровой раствор со сгустками нефти.

В Усть-Тымской мегавпадине к наиболее перспективным землям на сланцевую нефть баженов-ской свиты можно отнести зону тройного сочленения Сампатского мезопрогиба, Парабельского мегавы-ступа, Северо-Парабельской мегамоноклинали и зону тройного сочленения Неготского мезопрогиба,

Рис. 11. Fig. 11.

Схематические карты распределения геотемператур и положения очагов генерации баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины (с использованием [16]) миллионы лет назад (А-E) и в современном разрезе (F) Sketch maps of geo-temperatures and source kitchens' sites of Bazhenov oil within Ust-Tyma mega-depression (using [16]) million years ago (A-E) and in modern section (F)

Возраст, млн лет: А — 86,5; B — 61,7; С — 37,6; D — 32,3; E — 1,64. Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

Age, Ma: А — 86,5; B — 61,7; С — 37,6; D — 32,3; E — 1,64. For legend see fig. 8

№ 1,2Q1Ô

Александровского свода, Караминской мезоседлови-ны (см. рис. 10 B).

Подтверждением прогноза высоких перспектив локализованной зоны Сампатский мезопрогиб — Парабельский мегавыступ — Северо-Парабельская мегамоноклиналь является то, что в 2014 г. в пределах Снежного месторождения (см. рис. 8; см. табл. 4) компанией ООО «Норд Империал» в двух скважинах, пробуренных в баженовской свите, в породах которой проницаемость отсутствует, получены притоки нефти около 2 т/сут [11]. В этих двух наклонно направленных скважинах, пробуренных ранее, использована технология гидроразрыва пласта на низкопроницаемых коллекторах.

Заключение

Методический подход, исходные данные, схемы, алгоритмы и результаты первого регионально-зональ-Литература / References

ного районирования на сланцевую нефть Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин, заметно отличающихся по современному структурно-тектоническому облику, седиментационной истории и пиролитическому режиму нафтидогенеза, важны прежде всего в плане разработки критериев и эффективных схем оценки трудноизвлекаемых запасов сланцевой нефти (аккумулированной in situ) материнских формаций Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Очевидно, что представленные в статье схематические карты и схемы регионально-зонального районирования Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин на сланцевую нефть будут уточнены и детализированы при учете толщин и текстуры материнских отложений, концентраций, молекулярного и элементного составов рассеянного ОВ [3, 23, 24].

1. БурштейнЛ.М., ЖидковаЛ.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. - Т. 38. - № 6. - С. 1070-1078.

Burshteyn L.M., Zhidkova L.V., Kontorovich A.E., Melenevskiy V.N. Model of OM catagenesis (by the example of the Bazhenov Fm). Geologiya i geofizika. 1997;38(6):1070-1078.

2. Галушкин Ю.И., Ситар К.А., Куницина А.В. Катагенез органического вещества и реализация нефтегенерационного потенциала в истории погружения глубинных формаций бассейна северо-восточного шельфа Сахалина // Геология нефти и газа. - 2009. - № 2. -С. 61-66.

Galushkin Yu.I., SitarK.A., KunitsinaA.V. OM catagenesis and realizing the oil generation potential during the history of deep basin formations subsidence in the north-eastern Sakhalin shelf. Geologiya nefti i gaza. 2009;(2):61-66.

3. Гончаров И.В., Фадеева С.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Бахтина Е.С. Генерационный потенциал органического вещества юго-востока Западной Сибири (Томская область) // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 11. - С. 12-16.

Goncharov I.V., Fadeeva S.V., Samoylenko V.V., Oblasov N.V., Bakhtina E.S. Generation potential of OM in the south-east of the Western Siberia (Tomsk Oblast). Neftyanoe khozyaystvo. 2014;(11):12-16.

4. Гуленок Р.Ю., Исаев В.И., Косыгин В.Ю.,Лобова Г.А., Старостенко В.И. Оценка нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальнего Востока и Западной Сибири по данным гравиметрии и геотермии // Тихоокеанская геология. - 2011. - Т. 30. - № 4. - С. 3-18.

Gulenok R.Yu., Isaev V.I., Kosygin V.Yu., Lobova G.A., Starostenko V.I. Evaluation of sedimentary basins hydrocarbon potential in the Far East and Western Siberia according to gravimetry and geothermics. Tikhookeanskaya geologiya. 2011;30(4):3-18.

5. Дахнова М.В., Можегова С.В., Назарова Е.С., Пайзанская И.Л. Оценка запасов «сланцевой нефти» с использованием геохимических параметров // Геология нефти и газа. - 2015. - № 4. - С. 55-61.

Dakhnova M.V., Mozhegova S.V., Nazarova E.S., Payzanskaya I.L. Geochemical parameters in assessment of shale oil reserves. Geologiya nefti i gaza. 2015;(4):55-61.

6. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. - М. : Недра, 1986. - 222 с. Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. Young plates of USSR: thermal field and hydrocarbon potential. Moscow: Nedra; 1986. 222 p.

7. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Веселов О.В., Бычков А.В., Соловейчик Ю.Г. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. - 2002. - № 6. - С. 48-54.

Isaev V.I., Gulenok R.Yu., Veselov O.V., Bychkov A.V., Soloveychik Yu.G. Computer technology for integrated assessment of sedimentary basin petroleum potential. Geologiya nefti i gaza. 2002;(6):48-54.

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

Isaev V.I., Fomin A.N. Kitchen areas of the Bazhenov and Togur types in the southern part of Nyurol mega-depression. Geologiya i geofizika. 2006;47(6):734-745.

9. Исаев В.И., Искоркина А.А. Мезозойско-кайнозойский ход температур на поверхности Земли и геотермический режим юрских нефтематеринских отложений (южная палеоклиматическая зона Западной Сибири) // Геофизический журнал. - 2014. - Т. 36. - № 5. -С. 64-80.

Isaev V.I., Iskorkina A.A. Mesozoic-Cenozoic temperature variations on the Earth's surface and geothermal behaviour of the Jurassic source rock series (southern West Siberian paleo-climate zone). Geofizicheskiyzhurnal. 2014;36(5):64-80.

10. Исаев В.И., Лобова Г.А., Осипова Е.Н. Нефтегазоносность нижнеюрского и ачимовского резервуаров Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55. - № 12. - С. 1775-1786.

Isaev V.I., Lobova G.A., Osipova E.N. Hydrocarbon potential of Lower Jurassic and Achimov reservoirs (Nyurol mega-depression). Geologiya i geofizika. 2014;55(12):1775-1786.

11. Каратаев А.В. Сегодня компания способна внедрять новые технологии своими силами // Недра и ТЭК Сибири. - 2015. - № 9. - С. 8-9. Karataev A.V. Nowadays a company is capable of introducing new technologies by own strength. Nedra i TEKSibiri.2015;(9):8-9.

12. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. -Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.

Kontorovich V.A. South-eastern areas of Western Siberia: tectonics and hydrocarbon potential of Mesozoic^enozoic deposits. Novosibirsk: Izdatelstvo SO RAN. 2002. 253 p.

13. Конторович А.Э., БурштейнЛ.М., Малышев Н.А., Сафронов П.И., Гуськов С.А., Ершов С.В., Казаненков В.А., Ким Н.С., Конторович В.А. Костырева Е.А., Меленевский В.Н.,Лившиц В.Р., Поляков А.А., Скворцов М.Б. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование) // Геология и геофизика. - 2013. - Т. 54. - № 8. - С. 1179-1336.

Kontorovich A.E., Burshteyn L.M., Malyshev N.A., Safronov P.I., Guskov S.A., ErshovS.V., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Melenevskiy V.N., Livshits V.R., Polyakov A.A., Skvortsov M.B. Historical and geological modelling of naftidogenesis in the Mesozoic^enozioc sedimentary basin of the Kara sea (basin modelling). Geologiya i geofizika. 2013;54(8):1179-1336.

14. Костырева Е.А., Москвин В.И., Ян П.А. Геохимия органического вещества и нефтегенерационный потенциал нижнеюрской тогурской свиты (юго-восток Западной Сибири) [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9. -№ 1. - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rubA/13_2014.pdf (дата обращения 08.09.2015).

Kostyreva E.A., Moskvin V.I., Yan P.A. OM geochemistry and oil generation potential of Lower Jurassic Togur Fm (south-east of Western Siberia). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika.2014;9(1). Available at: http://www.ngtp.ru/rub/1A3_2014.pdf (accessed 08.09.2015).

15. КудельскийА.В. Геологическая несостоятельность газосланцевого бума // Геология нефти и газа. - 2013. - № 5. - С. 81-86. KudelskiyA.V. Geological inconsistency of shale gas boom. Geologiya nefti i gaza. 2013;(5):81-86.

16. Лобова Г.А. Очаги генерации и первично-аккумулированные ресурсы баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины // Известия Томского политехнического университета. - 2012. - Т. 321. - № 1. - С. 122-128.

Lobova G.A. Bazhenov oil of the Ust-Tyma mega-depression: kitchen areas and initially accumulated resources. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2012;321(1):122-128.

17. Лобова Г.А. Нефтегазоносность Усть-Тымской мегавпадины // Геофизический журнал. - 2013. - Т. 35. - № 4. - С. 28-39. Lobova G.A. Hydrocarbon potential of Ust-Tyma mega-depression. Geofizicheskiy zhurnal. 2013;35(4):28-39.

18. Лобова Г.А., Попов С.А., Фомин А.Н. Локализация прогнозных ресурсов нефти юрско-меловых НГК Усть-Тымской мегавпадины // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 2. - С. 36-40.

Lobova G.A., Popov S.A., Fomin A.N. Localization of predicted oil recourses of the Jurassic-Cretaceous oil/gas plays in the Ust-Tyma megadepression. Neftyanoe Khozyaystvo. 2013;(2):36-40.

19.Лобова Г.А., Власова А.В., Исаева О.С., Исаев В.И. Реконструкции термической истории нефтематеринских тогурских отложений и оценка распределения плотности ресурсов пластов Ю16 и Ю15 // Известия Томского политехнического университета. - 2014. - Т. 324. -№ 1. - С. 119-127.

Lobova G.A., Vlasova A.V., Isaeva O.S., Isaev V.I. Thermal history of oil source Togur series and evaluation of reserves distribution density within the Ю16 и Ю15 reservoirs.. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2014;324(1):119-127.

20. ЛукинА.Е. Сланцевый газ и перспективы его добычи на Украине // Геологический журнал. - 2010. - № 3. - С. 17-33. Lukin A.E. The current state of shale gas problem. Geologicheskiy zhurnal. 2010;(3):17-33.

21. МорариуД., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т. 8. - № 1. - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/9Z3_2013.pdf (дата обращения 15.08.2015).

Morariu D., AveryanovaO.Yu. Certain aspects of oil presence in shale: concepts, possibility of evaluation, and search for oil recovery methods. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. 2013;8(1). Available at: http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf. (accessed 15.08.2015).

22. Осипова Е.Н., Лобова Г.А., Исаев В.И., Старостенко В.И. Нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Нюрольской мегавпадины // Известия Томского политехнического университета. - 2015. - Т. 326. - № 1. - С. 14-33.

Osipova E.N., Lobova G.A., Isaev V.I., Starostenko V.I. Hydrocarbon potential of Lower Cetaceous reservoirs (Nyurol mega-depression) Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta.2015;326(1):14-33.

23. Прищепа О.М, Суханова А.А., Макарова И.Р. Методика определения зрелости сапропелевого органического вещества в дома-никитах и оценка их углеводородных ресурсов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. -№ 7. - С. 4-8.

Prishchepa O.M, Sukhanova A.A., Makarova I.R. Procedure for determining the sapropelic OM maturity in domanikite and estimation of their HC resources. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy. 2015;(7):4-8.

24. Рихванов Л.П., Усольцев Д.Г., Ильенок С.С., Ежова А.В. Минералого-геохимические особенности баженовской свиты Западной Сибири по данным ядерно-физических и электронно-микроскопических методов исследований // Известия Томского политехнического университета. - 2015. - Т. 326. - № 1. - С. 50-61.

Rikhvanov L.P., Usoltsev D.G., Ilyenok S.S., Ezhova A.V. Mineralogical and geochemical features of the West Siberian Bazhenov formation according to nuclear methods and electron microscopic methods. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2015;326(1):50-61.

25. Скачек К.Г., Ларичев А.И., Бостриков О.И., Брылина А.В., Видик С.В. Перспективы нефтегазоносности баженовской свиты в центральной части Широтного Приобья // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. Том 1. Пятнадцатая научно-практическая конференция. - Ханты-Мансийск : ИздатНаукаСервис, 2012. - С. 105-113.

Skachek K.G., Larichev A.I., Bostrikov O.I., Brylina A.V., Vidik S.V. Petroleum potential of the Bazhenov formations in the central part of the Latitudinal Ob. Puti realizatsii neftegazovogo i rudnogo potentsiala Khanty-Mansiyskogo avtonomnogo okruga — Yugry. Tom 1. Pyatnadtsataya nauchno-prakticheskaya konferentsiya. Khanty-Mansyisk: IzdatNaukaServis; 2012. P. 105-113.

№ 1,201Ô

26. Сунгурова О.Г., Мазуров А.К., Исаев В.И. Ресурсоэффективная стратегия поисков залежей нефти в доюрском основании Западной Сибири // Известия Томского политехнического университета. - 2014. - Т. 325. - № 1: Ресурсы планеты. - С. 147-154.

Sungurova O.G., Mazurov A.K., Isaev V.I. Resource-light strategy of oil pool prospecting in the West Siberian pre-Jurassic basement. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2014;325(1):147-154.

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

Fomin A.N. Catagenesis of organic matter and oil and gas potential of Mesozoic and Palaeozoic formations of West Siberian mega-basin. Novosibirsk: Izd-vo INGG SO RAN; 2011. 331 p.

28. Харленд У.Б., Кокс А.В., Харленд У.Б., Ллевеллин П.Г., Пиктон К.А.Г., Смит А.Г., Уолтерс Р. Шкала геологического времени. -М. : Мир, 1985. - 140 с.

Harlend U.B., Koks A.V., Harlend U.B., Llewellin P.G., Picton K.A.G., Smit A.G., Walters R. Geological time scale. Moscow: Mir; 1985. 140 p.

29. Хисамов Р.С., Базаревская В.Г., Яртиев А.Ф., Тарасова Т.И., Гибадуллина О.Г., Михайлова О.В. Нефтеносность доманиковой продуктивной толщи на территории деятельности НГДУ «Лениногорскнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 7. - С. 10-14.

Khisamov R.S., Bazarevskaya V.G., YartievA.F., Tarasova T.I., Gibadullina O.G., Mikhaylova O.V. Oil bearing capacity of the Domanic productive series in the area of Leninogorskneft Field Office activity. Neftyanoe khozyaystvo. 2015;(7):10-14.

30. Шпильман А.В. Тенденции развития нефтегазовой отрасли и возможности стабилизации добычи нефти в Югре // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. Том 1. Пятнадцатая научно-практическая конференция. - Ханты-Мансийск : ИздатНаукаСервис, 2012. - С. 29-36.

Shpilman A.V. Development trends of oil and gas industry and the possibilities for oil production stabilization in Yugra. Puti realizatsii neftegazovogo i rudnogo potentsiala Khanty-Mansiyskogo avtonomnogo okruga — Yugry. Tom 1. Pyatnadtsataya nauchno-prakticheskaya konferentsiya. Khanty-Mansyisk: IzdatNaukaServis; 2012. P. 29-36.

Михаилу Николаевичу Григорьеву - 60 лет

5 февраля 2018 г. академику РАЕН, директору ООО «Гекон», кандидату геолого-минералогических наук Михаилу Николаевичу Григорьеву исполнилось 60 лет.

М.Н. Григорьев родился в Ленинграде, в 1975 г. поступил в Ленинградский горный институт им. Г.В. Плеханова на геологоразведочный факультет, после окончания которого в 1980 г. был зачислен в отдел нефтегазоносности Арктики и Мирового океана НИИ геологии Арктики Мингео СССР (ныне ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга). За время работы в институте Михаил Николаевич прошел большой путь по служебной лестнице: от инженера до руководителя сектора «Информационного обеспечения недропользования». Вначале основным направлением исследований был седиментологический анализ терригенных отложений нефте-Лк газоносных бассейнов Арктики, а в 1990 г. под его руководством и непосредственном участии

| был создан банк данных «Арктические скважины», который первым из европейских банков I был включен во всемирный указатель баз данных наук о Земле. | ^ВЬ^^В^^^^Ж В 1997-2000 гг. М.Н. Григорьев занимал должность директора Института геологии и разработки горючих ископаемых Министерства энергетики. В 2000 г. он возглавил консультационный центр ООО «Гекон», созданный в 1992 г. при его участии. В последние годы Михаил Николаевич занимался анализом минерально-сырьевых центров нефти России (динамика изменения ресурсной базы, структура запасов с учетом степени их вовлечения в освоение, обеспеченность добычи, качество сырья, оценка с позиций конъюнктуры рынка, горно-геологических условий разработки и экономико-географических условий освоения, инфраструктурной обеспеченности).

М.Н. Григорьев — участник и координатор ряда международных проектов, в частности: программы российско-канадского научно-технического сотрудничества в вопросах изучения геологии Арктики; проекта Арктического совета «Оценка развития арктического судоходства»; программы русско-норвежского нефтегазового сотрудничества на Крайнем Севере в качестве адвайзера от Российской Федерации и др.

В 1988 г. Михаил Николаевич защитил кандидатскую диссертацию. В 1997 г. стал членом Научного совета Российской академии наук по проблемам геологии и разработки месторождений нефти, газа и угля. Был избран действительным членом отделения нефти и газа Российской академии естественных наук в 2007 г. Им опубликовано более 300 научных работ, представлено более 150 докладов на международных конференциях в России, Европе, Азии и Северной Америке.

М.Н. Григорьев ведет широкую экспертную деятельность, являясь членом научного совета при Совете Безопасности Российской Федерации, научно-технических советов Минприроды России и Минтранса России. Он активно участвует в рабочей группе «Обеспечение экологической безопасности и рационального использования природных ресурсов» Государственной комиссии по вопросам развития Арктики. Михаил Николаевич — член редколлегии журналов «Геология нефти и газа» и «Арктические ведомости».

За большой личный вклад в развитие минерально-сырьевой базы России М.Н. Григорьев награжден знаком «Почетный разведчик недр». Его активная деятельность отмечена юбилейной медалью «300 лет Российскому флоту», Почетным знаком и юбилейной медалью Совета Безопасности и другими ведомственными и общественными наградами.

Михаила Николаевича, исследователя по призванию и полевика по духу, отличают такие качества, как целеустремленность, эрудированность, доброжелательность и трудолюбие.

Уважаемый Михаил Николаевич, поздравляем Вас с юбилеем и желаем новых свершений в нефтегазовой отрасли. Крепкого здоровья и благополучия Вам и Вашим близким!

Редколлегия журнала «Геология нефти и газа»