Очаги генерации и залежи «палеозойской» нефти Урманского месторождения (Томская область)
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет.— .— Томск: Изд-во ТПУ, 2015-.— 2413-1830 Т. 334, № 9.— 2023.— C. 49-62 |
|---|---|
| Yhteisötekijät: | , |
| Muut tekijät: | , , , |
| Yhteenveto: | Заглавие с титульного листа Актуальность. Крупные месторождения нефти и газа открыты в древних толщах на многих континентах Земного шара. Существуют оценки, что ~40 % всех запасов нефти и газа в мире сосредоточены в сверхглубоких пластах. Большой интерес в смысле перспектив нефтегазоносности палеозоя вызывает и Нюрольский осадочный бассейн. Перспективность бассейна подтверждается большим количеством открытых на данной территории залежей в палеозое, полученными притоками нефти и газа, многочисленными газо- и нефтепроявлениями. Данное исследование направлено на решение проблемы источников генерации углеводородов, формирующих залежи в доюрских отложениях. Цель: оценка возможности фанерозойских отложений участвовать в генерации углеводородов, заполняющих доюрские ловушки. Объект. Статья представляет результаты выполнения палеотемпературного моделирования палеозойско-мезозойских очагов генерации углеводородов в разрезе Урманского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области, находящегося в составе Чузикско-Чижапской группы месторождений. Исследование выполняется на примере двух скважин – Урманская 5 и Южно-Урманская 1. Для названных скважин имеются измеренные пластовые температуры и определения отражательной способности витринита как в юрских, так и в доюрских отложениях, а также документированные притоки флюидов из доюрских горизонтов. Методы. В качестве основного метода исследования используется метод палеотемпературного моделирования. Палеотемпературное моделирование сопряжено с выполнением палеотектонических реконструкций и выполняется в два этапа. На первом этапе решением обратной задачи геотермии с использованием пластовых температур определяется современный тепловой поток. На втором этапе с использованием измерений отражательной способности витринита в доюрских отложениях определяется максимальный тепловой поток во время активизации мантийного плюма. Далее восстанавливается динамика теплового потока, начиная с позднеордовикского времени. Решением прямых задач геотермии восстанавливается термическая история потенциально нефтематеринских юрских и доюрских отложений. Результаты выполненного для Урманского месторождения палеотемпературного моделирования позволили выявить вероятные источники залежей углеводородов в доюрском нефтегазоносном комплексе. Установлено, что благоприятный для генерации нефти палеотемпературный режим в разрезах обеих скважин существовал только в юрских отложениях: в баженовской, тюменской и тогурской свитах. Благоприятный палеотемпературный режим для генерации газа существовал только в палеозойских потенциально материнских свитах: для скважины Урманская 5 – в позднедевонской лугинецкой свите, для скважины Южно-Урманская 1 – в раннедевонской кыштовской свите. Выводы. Палеозойские резервуары Урманского месторождения аккумулируют частично сохранившийся газ, источником которого являются палеозойские нефтематеринские (кыштовская и лугинецкая) свиты, и нефть, представляющую собой смесь юрской нефти морского (баженовская) и континентального (тогурская и/или тюменская) генезисов The relevance. Large oil and gas fields are discovered in the oldest basins on many continents of the Earth. According to some estimates, ~40 % in the total proved oil and gas reserves in the world were distributed in the superdeep strata. Also, the Nyurol sedimentary basin draws a lot of interest in prospects for oil and gas potential in the Paleozoic. The perspectivity of the basin is proved by a large amount of hydrocarbon deposits in the Paleozoic discovered there, numerous oil and gas inflows. This research aims to find approaches to identify the source rocks for the pre-Jurassic hydrocarbon deposits. The main aim: estimation of the Phanerozoic rocks opportunity to generate hydrocarbons accumulated in the pre-Jurassic traps. Objects. This paper presents the results of paleotemperature modelling of the Paleozoic and Mesozoic foci of hydrocarbon generation in the Urman oil-gas-condensate field in Tomsk Region. The Urman field is included into the Chuzic-Chizhapka group of fields. The research is performed for two wells – Urman 5 and Yuzhno-Urman 1. Actual well data include well tests measurements and vitrinite reflectance determinations as in the Jurassic, so in the pre-Jurassic rocks, also recorded fluid inflows from the pre-Jurassic play. Methods. The research is based on applying paleotemperature modelling as the main research method. Paleotemperature modelling is associated with paleotectonic reconstructions and is performed in two steps. In the first step, present-day deep heat flow is determined by solving the inverse problem of Geothermics using formation temperatures. In the second step, maximum deep heat flow associated with mantle plume activation is determined applying vitrinite reflectance measurements in the pre-Jurassic rocks. Dynamics of deep heat flow is reconstructed since the Late Ordovician. As a result of solving the direct problem of Geothermics, we set thermal history of the Jurassic and pre-Jurassic oil-source rocks. Results of paleotemperature modelling for the Urman field allowed identifying possible oil-source rocks for deposits in the pre-Jurassic play. Favourable paleotemperature regime for oil generation in sedimentary sequence of both wells existed only in the Jurassic formations: Bazhenov, Tyumen and Togur. Favourable paleotemperature regime for gas generation existed only in the Paleozoic oil-source formations: in Urman 5 well – in the Late Devonian Luginetsk formation, in Yuzhno-Urman 1 – in the Early Devonian Kyshtovsk formation. The conclusion. The Paleozoic reservoirs of the Urman field accumulate partially preserved gas generated by the Paleozoic source-rocks (Kyshtovsk and Luginetsk) and oil representing a mixture of the Jurassic oil of marine (Bazhenov) and terrigenous (Togur and/or Tyumen) origin Текстовый файл |
| Kieli: | venäjä englanti |
| Julkaistu: |
2023
|
| Aiheet: | |
| Linkit: | https://earchive.tpu.ru/handle/11683/80719 https://doi.org/10.18799/24131830/2023/9/4140 |
| Aineistotyyppi: | Elektroninen Kirjan osa |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=673618 |
MARC
| LEADER | 00000naa2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 673618 | ||
| 005 | 20260126143238.0 | ||
| 090 | |a 673618 | ||
| 100 | |a 20240708d2023 k||y0rusy50 ca | ||
| 101 | 2 | |a rus |a eng | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 200 | 1 | |a Очаги генерации и залежи «палеозойской» нефти Урманского месторождения (Томская область) |d Foci of hydrocarbon generation and the «paleozoic» oil deposits in the Urman field (Tomsk region) |f М. Ф. Крутенко, В. И. Исаев, Ю. В. Коржов, Е. Н. Осипова |z eng | |
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a Список литературы: с. 59-60 (24 назв.) | ||
| 330 | |a Актуальность. Крупные месторождения нефти и газа открыты в древних толщах на многих континентах Земного шара. Существуют оценки, что ~40 % всех запасов нефти и газа в мире сосредоточены в сверхглубоких пластах. Большой интерес в смысле перспектив нефтегазоносности палеозоя вызывает и Нюрольский осадочный бассейн. Перспективность бассейна подтверждается большим количеством открытых на данной территории залежей в палеозое, полученными притоками нефти и газа, многочисленными газо- и нефтепроявлениями. Данное исследование направлено на решение проблемы источников генерации углеводородов, формирующих залежи в доюрских отложениях. Цель: оценка возможности фанерозойских отложений участвовать в генерации углеводородов, заполняющих доюрские ловушки. Объект. Статья представляет результаты выполнения палеотемпературного моделирования палеозойско-мезозойских очагов генерации углеводородов в разрезе Урманского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области, находящегося в составе Чузикско-Чижапской группы месторождений. Исследование выполняется на примере двух скважин – Урманская 5 и Южно-Урманская 1. Для названных скважин имеются измеренные пластовые температуры и определения отражательной способности витринита как в юрских, так и в доюрских отложениях, а также документированные притоки флюидов из доюрских горизонтов. Методы. В качестве основного метода исследования используется метод палеотемпературного моделирования. Палеотемпературное моделирование сопряжено с выполнением палеотектонических реконструкций и выполняется в два этапа. На первом этапе решением обратной задачи геотермии с использованием пластовых температур определяется современный тепловой поток. На втором этапе с использованием измерений отражательной способности витринита в доюрских отложениях определяется максимальный тепловой поток во время активизации мантийного плюма. Далее восстанавливается динамика теплового потока, начиная с позднеордовикского времени. Решением прямых задач геотермии восстанавливается термическая история потенциально нефтематеринских юрских и доюрских отложений. Результаты выполненного для Урманского месторождения палеотемпературного моделирования позволили выявить вероятные источники залежей углеводородов в доюрском нефтегазоносном комплексе. Установлено, что благоприятный для генерации нефти палеотемпературный режим в разрезах обеих скважин существовал только в юрских отложениях: в баженовской, тюменской и тогурской свитах. Благоприятный палеотемпературный режим для генерации газа существовал только в палеозойских потенциально материнских свитах: для скважины Урманская 5 – в позднедевонской лугинецкой свите, для скважины Южно-Урманская 1 – в раннедевонской кыштовской свите. Выводы. Палеозойские резервуары Урманского месторождения аккумулируют частично сохранившийся газ, источником которого являются палеозойские нефтематеринские (кыштовская и лугинецкая) свиты, и нефть, представляющую собой смесь юрской нефти морского (баженовская) и континентального (тогурская и/или тюменская) генезисов | ||
| 330 | |a The relevance. Large oil and gas fields are discovered in the oldest basins on many continents of the Earth. According to some estimates, ~40 % in the total proved oil and gas reserves in the world were distributed in the superdeep strata. Also, the Nyurol sedimentary basin draws a lot of interest in prospects for oil and gas potential in the Paleozoic. The perspectivity of the basin is proved by a large amount of hydrocarbon deposits in the Paleozoic discovered there, numerous oil and gas inflows. This research aims to find approaches to identify the source rocks for the pre-Jurassic hydrocarbon deposits. The main aim: estimation of the Phanerozoic rocks opportunity to generate hydrocarbons accumulated in the pre-Jurassic traps. Objects. This paper presents the results of paleotemperature modelling of the Paleozoic and Mesozoic foci of hydrocarbon generation in the Urman oil-gas-condensate field in Tomsk Region. The Urman field is included into the Chuzic-Chizhapka group of fields. The research is performed for two wells – Urman 5 and Yuzhno-Urman 1. Actual well data include well tests measurements and vitrinite reflectance determinations as in the Jurassic, so in the pre-Jurassic rocks, also recorded fluid inflows from the pre-Jurassic play. Methods. The research is based on applying paleotemperature modelling as the main research method. Paleotemperature modelling is associated with paleotectonic reconstructions and is performed in two steps. In the first step, present-day deep heat flow is determined by solving the inverse problem of Geothermics using formation temperatures. In the second step, maximum deep heat flow associated with mantle plume activation is determined applying vitrinite reflectance measurements in the pre-Jurassic rocks. Dynamics of deep heat flow is reconstructed since the Late Ordovician. As a result of solving the direct problem of Geothermics, we set thermal history of the Jurassic and pre-Jurassic oil-source rocks. Results of paleotemperature modelling for the Urman field allowed identifying possible oil-source rocks for deposits in the pre-Jurassic play. Favourable paleotemperature regime for oil generation in sedimentary sequence of both wells existed only in the Jurassic formations: Bazhenov, Tyumen and Togur. Favourable paleotemperature regime for gas generation existed only in the Paleozoic oil-source formations: in Urman 5 well – in the Late Devonian Luginetsk formation, in Yuzhno-Urman 1 – in the Early Devonian Kyshtovsk formation. The conclusion. The Paleozoic reservoirs of the Urman field accumulate partially preserved gas generated by the Paleozoic source-rocks (Kyshtovsk and Luginetsk) and oil representing a mixture of the Jurassic oil of marine (Bazhenov) and terrigenous (Togur and/or Tyumen) origin | ||
| 336 | |a Текстовый файл | ||
| 461 | 1 | |0 288378 |9 288378 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |l Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет |c Томск |n Изд-во ТПУ |d 2015- |x 2413-1830 | |
| 463 | 1 | |0 673599 |9 673599 |t Т. 334, № 9 |d 2023 |v C. 49-62 |u bulletin_tpu-2023-v334-i9.pdf | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | 1 | |a труды учёных ТПУ | |
| 610 | 1 | |a доюрские отложения | |
| 610 | 1 | |a очаги генерации углеводородов | |
| 610 | 1 | |a палеотемпературное моделирование | |
| 610 | 1 | |a Урманское нефтегазоконденсатное месторождение | |
| 610 | 1 | |a Нюрольский осадочный бассейн | |
| 610 | 1 | |a pre-Jurassic rocks | |
| 610 | 1 | |a foci of hydrocarbon generation | |
| 610 | 1 | |a paleotemperature modelling | |
| 610 | 1 | |a Urman oil-gas-condensate field | |
| 610 | 1 | |a Nyurol sedimentary basin | |
| 701 | 1 | |a Крутенко |b М. Ф. |c горный инженер |c Старший преподаватель Томского политехнического университета, кандидат геолого-минералогических наук |f 1998- |g Маргарита Фаритовна |y Томск |9 22902 | |
| 701 | 1 | |a Исаев |b В. И. |c геолог |c профессор Томского политехнического университета, доктор геолого-минералогических наук |f 1952-2023 |g Валерий Иванович |9 11005 | |
| 701 | 1 | |a Коржов |b Ю. В. |g Юрий Владимирович | |
| 701 | 1 | |a Осипова |b Е. Н. |c геолог |c старший преподаватель Томского политехнического университета, кандидат геолого-минералогических наук |f 1960- |g Елизавета Николаевна |9 12711 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Национальный исследовательский Томский политехнический университет |c (2009- ) |b Сибирское отделение |b Институт гидродинамики им. М. А. Лаврентьева |9 26305 |
| 712 | 0 | 2 | |a Югорский государственный университет |c (Ханты-Мансийск) |b Институт проблем управления им. В. А. Трапезникова |9 25903 |
| 801 | 0 | |a RU |b 63413507 |c 20240708 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u https://earchive.tpu.ru/handle/11683/80719 |z https://earchive.tpu.ru/handle/11683/80719 | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2023/9/4140 |z https://doi.org/10.18799/24131830/2023/9/4140 | |
| 942 | |c CR | ||