И перспективы нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Южной части васюганской нефтегазоносной области

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗОНЫ КОНТАКТА ПАЛЕОЗОЙСКИХ И МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ВАСЮГАНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

В.А.Конторович, С.А.Бердникова, С.В.Антипенко

Район исследований включает Лавровский наклонный вал и западную часть Чузикско-Чижапской ме-зоседловины, расположенные на территории Томской области — в пределах Казанского нефтегазоносного района (НГР) Васюганской нефтегазоносной области.

За прошедшие десятилетия изучения юго-восточных районов Западной Сибири геолого-геофизическими методами в Казанском НГР открыты десятки месторождений нефти и газа как в отложениях юры, так и в нефтегазоносном горизонте зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений (НГГЗК). Учитывая это обстоятельство, Казанский НГР на протяжении многих лет является эталоном для изучения палеозойских залежей УВ и отработки методических приемов картирования сложнопостроенных объектов в НГГЗК.

Одно из наиболее приоритетных направлений исследований в этом районе — изучение вещественного состава доюрских образований. Значительный вклад в изучение литологии этих отложений на ранних этапах изучения региона внесли В.В.Коротун, З.Я.Сердюк и др. (1989). В работе "Геология нефти и газа Западной Сибири" (1975) рассмотрены вопросы глубинного строения земной коры и фундамента Западно-Сибирской

плиты, в частности выявление закономерностей распространения в пространстве и времени палеозойских зон нефтегазонакопления.

В процессе изучения палеозойских образований района исследований большое внимание уделялось стратиграфии этих отложений, в том числе различных групп палеонтологических остатков. В 1984 г. под общим руководством акад. А.А.Трофимука обобщены результаты изучения палеозойских отложений по Новосибирской, Томской, Омской и Тюменской областям и впервые для этого региона дано монографическое описание фораминифер, стромато-порат, табулят, конодонтов, брахио-под, остракод, криноидей и акти-тарх (Вышемирский В.С., Запива-лов Н.П. и др., 1984).

Специалистами Томского государственного университета большое внимание было уделено стратиграфии палеозойских отложений Томской области.

Группа исследователей под руководством В.И.Краснова [4] произвела расчленение палеозойских отложений Нюрольского бассейна на ряд стратиграфических подразделений, которым присвоены географические названия.

С помощью палеонтологических методов установлено наличие в рассматриваемом районе отложе-

ний верхнего силура, нижнего, среднего и верхнего девона, турнейского и башкирского ярусов карбона. Впоследствии возраст доюрских образований, выходящих под платформенные отложения мезозоя, неоднократно уточнялся в рамках исследований Е.А.Елкина и других специалистов ОИГГиМ СО РАН [1].

Изучением коллекторских свойств и закономерностей формирования в палеозойских отложениях месторождений нефти и газа на протяжении нескольких десятилетий занимался коллектив СНИИГГиМСа под руководством А.Э.Конторовича и И.А.Иванова [3]. В рамках этих исследований были выявлены особенности строения и условий формирования залежей УВ и установлена связь коллекторов с вторичными процессами.

Анализ геолого-геофизических материалов позволил прийти к выводу: наиболее перспективными для формирования коллекторов являются известняки, преобразованные процессами доломитизации и карстообразования.

К началу 80-х гг. в связи с открытием месторождений, приуроченных к доломитам и кремнисто-глинистым породам, коллектор-ские свойства которых улучшаются по мере приближения к доюрской поверхности, были определены и два основных типа пород-коллекто-

ров, поиски которых были сосредоточены в основном в Нюрольском бассейне Томской области.

Изучением геохимии УВ-био-маркеров в палеозойских залежах на протяжении десятилетия занимался коллектив специалистов ИГНГ СО РАН под руководством А.Э.Конторовича [2]. Эти исследования позволили сделать вывод о наличии двух источников нефтей в эрозионно-тектонических выступах палеозойского фундамента и показали, что образование нефти, генетически связанной с нефтепроизво-дящими породами палеозоя, обусловлено аквагенным ОВ, накапливавшимся в морских обстановках, а нефти, связанной с юрскими отложениями, — ОВ озерно-болотных и озерно-аллювиальных отложений.

Рассмотрим перспективы неф-тегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений в пределах Лавровского наклонного вала и западной части Чу-зикско-Чижапской мезоседловины.

Как было отмечено, перспективными для формирования коллекторов в НГГЗК являются карбонатные блоки, преобразованные процессами доломитизации и кар-стообразования. На исследуемой территории развиты два крупных карбонатных массива — Арчин-ско-Урманский и Лавровский. С первым связаны два промышленных нефтяных месторождения. В пределах второго, несмотря на формально достаточно хорошую изученность бурением глубоких скважин, залежи УВ не открыты.

В задачи исследований входило: на базе комплексной интерпретации сейсморазведочных материалов и данных бурения определить принципиальные отличия строения объектов, расположенных в пределах Арчинско-Урманской и Лавровской зон; сформулировать условия, благоприятные для формирования залежей УВ в НГГЗК; оценить перспективы нефтегазоносности палео-

зойских отложений в пределах Лавровского карбонатного массива.

Модель блокового строения доюрских образований

Этапу построения модели блокового строения и вещественного состава пород доюрского основания предшествовали анализ, систематизация и архивация всего геолого-геофизического материала, включающего описания керна, возрастные определения, результаты испытаний, заключения по интерпретации ГИС и т.д.

В основу карты блокового строения доюрских образований с дифференциацией блоков по вещественному составу слагающих их пород были положены материалы, полученные в процессе исследований: структурная карта по отражающему горизонту Ф2, приуроченному к зоне контакта палеозойских и мезозойских отложений;

характер сейсмической записи горизонта Ф2 на временных сейсмических разрезах;

карта изопахит юрских отложений;

характер распределения разрывных нарушений, выделенных по результатам анализа временных сейсмических разрезов, градиентных карт и т.д.;

данные о вещественном составе пород, слагающих доюрское основание;

палеонтологические определения возраста доюрских образований;

данные грави- и магниторазведки.

Полученные результаты позволили выделить на исследуемой территории серию крупных блоков, сложенных породами различного литологического состава: карбонатами, терригенными, эффузивными и магматическими (рис. 1).

В северо-западной части исследуемой территории, отвечающей в тектоническом плане юго-восточной части Нюрольской мегавпадины, зафикси-

ровано крупное поле развития эффузивных пород, сформировавшихся в результате процессов раннетри-асового рифтогенеза (Сурков B.C., Жеро О.Г., 1981). Поле эффузивов, вскрытых скважиной на Нюльгин-ской площади, "разрывая" крупные массивы карбонатных пород, протягивается до юго-восточной границы исследуемого района. Наличие узкой полосы эффузивных образований надежно подтверждается данными аэромагниторазведки.

Терригенные отложения в исследуемом районе слагают контрастные эрозионно-тектонические выступы доюрского основания в поле карбонатных пород. Эти отложения вскрыты скважинами на Чагвинской, Юж-но-Чагвинской и Еллейской площадях. Небольшое поле магматических пород развито на Смоляной площади.

Учитывая невысокие перспективы нефтегазоносности эффузивных, терригенных и магматических пород, можно считать, что Нюль-гинская, Чагвинская, Южно-Чагвин-ская, Еллейская площади и осевая часть Смоляного поднятия интереса не представляют.

Крупные поля карбонатных отложений, с которыми в Чузикско-Чи-жапской зоне связаны основные нефтегазовые залежи, закартирова-ны в пределах Арчинско-Урманской зоны, а также на значительной части Лавровского наклонного вала. Именно эти образования благодаря процессам дезинтеграции и вторичной проработки могут формировать высокоемкие трещиновато-кавернозные коллекторы, способные содержать значительные залежи УВ.

Как было отмечено, бурение, нацеленное на открытие залежей УВ в НГГЗК, привело к открытию месторождений на Урманской и Арчинской площадях и формально дало отрицательные результаты на Еллей-Игайской, Верхневасюган-ской и Водораздельной площадях, расположенных в пределах Лавровского наклонного вала.

Рис. 1. МОДЕЛЬ БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ ДОЮРСКОГО ОСНОВАНИЯ

1 - скважины; 2 -разрывные нарушения; породы: 3 -магматические, 4 - эффузивные, 5 - терригенные; карбонатные блоки, дифференцированные по амплитуде горизонта Ф2: 6 -высокоамплитудные, 7 - среднеамплитудные, 8 -низкоамплитудные; 9 -номер карбонатного блока

В рамках настоящих исследований на стадии оценки перспектив неф-тегазоносности НГГЗК предстояло выяснить, почему при наличии нефте-газоперспективных объектов (эро-

зионно-тектонические выступы/ и благоприятные структурные условия) поднятия, расположенные в пределах Лавровского вала, не содержат залежей нефти и газа.

Анализируя геологическое строение НГГЗК Лавровского наклонного вала и Арчинско-Урман-ской зоны, можно сформулировать два положения:

в современном рельефе доюр-ского основания Лавровский наклонный вал расположен существенно выше Арчинской и Урман-ской площадей. Анализ карты изо-пахит юрских отложений показал, что аналогичная ситуация имела место и в волжском веке;

в пределах Лавровского карбонатного массива на поверхность палеозоя выходят более древние отложения силура—нижнего девона, в то время как на Арчинской и Ур-манской площадях вскрыты карбонаты среднего—верхнего девона.

Очевидно, Лавровский блок на начальном этапе формирования юрских осадочных толщ занимал наиболее высокое гипсометрическое положение, продолжал активно воздыматься в течение всего юрского периода и на протяжении длительного времени представлял собой источник сноса для формирования юрских базальных горизонтов.

Рыхлые выветрелые породы на значительной части этого массива, вероятно, были смыты, и на поверхность палеозоя вышли более древние плотные крепкие известняки, которые не могут выполнять роль коллекторов. Возможно, именно это обстоятельство послужило одной из причин отсутствия широкого поля коллекторов и как следствие притоков УВ при испытании палеозоя в пределах этой структуры.

Залежи на Урманском и Арчинском месторождениях, напротив, приурочены к зоне контакта пород палеозоя и мезозоя, которая представлена трещиновато-кавернозными породами, способными аккумулировать значительные запасы УВ.

Методика прогнозирования зон распространения коллекторов в НГГЗК

Энергетический уровень сейсмических волн, отраженных от поверхности доюрского основания,

теоретически должен быть связан с жесткостью этой геологической границы. Тогда в пределах зон распространения плотных слаботрещиноватых пород, не представляющих интереса в отношении развития коллекторов, отраженные волны должны характеризоваться более высокими амплитудно-энергетическими характеристиками. Именно такое распределение динамических параметров горизонта Ф2 наблюдается на временном разрезе по профилю, пересекающему продуктивную скв. 41 и сухую скв. 43 Арчинского месторождения (рис. 2).

В рамках проведенных исследований по сейсморазведочным данным были рассчитаны значения средних амплитуд волнового поля вдоль отражающего горизонта Ф2.

Результаты показали, что в пределах Арчинского и Урманского месторождений средние значения амплитуд отражающего горизонта Ф2 в целом характеризуются более

низкими, чем на Лавровском валу, значениями, не превышающими 3000 ед.

В пределах Лавровского наклонного вала динамика сейсмической записи горизонта существенно дифференцирована — значения средних амплитуд находятся в диапазоне от 1000 до 10000 ед. При этом поля максимальных значений амплитуд занимают главным образом переклинальные части палео-структур. Вероятно, именно с этих блоков был снесен рыхлый материал, способный выполнять роль коллекторов. В то же время в пределах вала выделяется серия блоков, характеризующихся пониженными, аналогичными Арчинско-Урман-ской зоне, амплитудами сейсмической записи горизонта Ф2, которые, вероятно, могут представлять интерес в отношении нефтегазоносно-сти. В частности, на временном разрезе зафиксирована серия блоков с различными амплитудно-энерге-

Рис. 2. ХАРАКТЕР СЕИСМИЧЕСКОИ ЗАПИСИ ОТРАЖАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА Ф2

В РАЙОНЕ скважин арчинского месторождения

тическими характеристиками горизонта Ф2 (рис. 3). Так, блок 7, в пределах которого пробурена скв. 4 Еллей-Игайская, в отличие от блоков 9 и 11 характеризуется пониженными энергетическими характеристиками и находится, на взгляд авторов, в перспективной зоне.

В основу схемы строения карбонатных массивов с дифференциацией блоков по степени перспективности в отношении развития коллекторов положен комплексный анализ геолого-геофизических материалов, в частности схемы дизъюнктивных нарушений, временных сейсмических разрезов, структурных, палеоструктур-ных, параметрических и динамических карт. Всего на территории исследований выделено 33 карбонатных блока, из которых 21 расположен в пределах Лавровского наклонного вала (см. рис. 1).

Согласно выполненному прогнозу из 21 блока 8 — перспективные в отношении развития коллек-

торов, 5 — среднеперспективные, 8 — малоперспективные.

Анализируя сетку разломов, секущих доюрское основание, можно отметить, что основная масса разрывных нарушений ориентирована в двух направлениях — северном и северо-западном. Карбонатные блоки в основном имеют северное простирание и формируют цепочки блоков, близкие по перспективам. К ним относятся Урманский, Арчинский, Лосинский, Еллей-Игайский и др. Вероятно, меридиональные разрывы, контролирующие эти блоки, имеют палеозойское заложение.

Разломы северо-восточного простирания, параллельные длинной оси Лавровского наклонного вала и обрамляющие поле развития эффузивных пород, вероятно, были сформированы в процессе ранне-триасового рифтогенеза. Отголоском этих разломов на противоположной стороне Нюрольской ме-гавпадины являются дизъюнктивы, контролирующие бортовые части Пекинского прогиба.

Нефтегазоперспективные объекты

Каждый из выделенных перспективных блоков доюрского основания формально можно считать нефтегазоперспективным объектом. В то же время на современной стадии изученности невозможно ответить на вопрос, являются ли разломы, разделяющие карбонатные блоки, тектоническими экранами либо, напротив, формируют в своей окрестности единую зону вторичной проработки, в пределах которой (по обе стороны от разломов) будут развиты высокоемкие коллекторы.

Сопоставление структурной карты по кровле доюрского основания с результатами прогноза позволило выделить в пределах исследуемой территории два наиболее интересных, на наш взгляд, нефтегазоперс-пективных объекта. Первый расположен на западном склоне Еллей-Игай-ской структуры (блок 7), второй — к востоку от Водораздельной (рис. 4).

Западно-Еллей-Игайская структурно-тектоническая ловушка контролируется с востока границей перспективного блока, с запада — изогипсой -2880...-2900 м.

В пределах Еллей-Игайской площади пробурены четыре скважины для изучения глубинного палеозоя, испытания НГГЗК в них практически не проводились.

Реальная ситуация по этим скважинам следующая:

в скв. 1 Еллей-Игайская, судя по данным акустического каротажа, верхняя часть палеозойских отложений представлена рыхлой низкоскоростной дезинтегрированной толщей; ближайший к кровле палеозоя интервал испытаний удален на 116 м;

в скв. 2 по результатам интерпретации ГИС характер насыщения верхней части палеозойских отложений неясен, пласт рекомендован к испытанию, но не испытан; ближайший к кровле палеозоя интервал испытаний удален на 436 м;

Рис. 3. ХАРАКТЕР СЕИСМИЧЕСКОИ ЗАПИСИ ОТРАЖАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА Ф2 В ПРЕДЕЛАХ ПЕРСПЕКТИВНОГО (7) И БЕСПЕРСПЕКТИВНЫХ (9, 11) КАРБОНАТНЫХ БЛОКОВ ЛАВРОВСКОГО НАКЛОННОГО ВАЛА

в скв. 3 испытания НГГЗК не в скв. 4 по результатам интер- ны; ближайший к кровле палеозоя

проводились, интерпретация матери- претации ГИС известняки в верх- интервал испытаний удален на алов ГИС по скважине отсутствует; ней части палеозоя нефтенасыще- 545 м.

Рис. 4. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПРОГНОЗНЫХ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКГИВНЫХ ОБЪЕКТОВ В НГГЗК

1 - скважины; 2 -разрывные нарушения; 3 -сейсмические профили МОГТ; 4 - изогипсы отражающего горизонта Ф2; 5 -карбонатные блоки, наиболее перспективные для формирования коллекторов; 6 - границы и номера карбонатных блоков; 7 -первоочередной объект; 8 - перспективные объекты

Следует обратить внимание на то, что в пределах Хылькинской площади, которая в рельефе доюр-ского основания расположена на 60-70 м глубже еллей-игайских скважин, из верхней части палеозойских отложений получена вода с пленкой нефти.

На наш взгляд, именно Запад-но-Еллей-Игайская структурно-тектоническая ловушка является приоритетным объектом для оценки перспектив нефтегазоносности НГГЗК Лавровского вала.

Второй объект — Восточно-Водораздельная структурно-тектоническая ловушка — контролируется границами перспективного блока 18 и изогипсой -2920...-2940 м.

Вблизи объекта, но за пределами перспективного блока пробурены две скважины: в скв. 1 Южно-Урманская, где в верхней части залегают известняки верхнего девона—карбона, получен небольшой приток нефти; в скв. 2 Водораздельная, где на доюрскую поверхность выходят более древние породы, а в 90 м от кровли палеозойских отложений вскрыты силурийские известняки, притока не получено.

Нефтепроизводящие породы

Как было отмечено, геохимические исследования, выполненные специалистами ИГНГ СО РАН, показали наличие двух источников неф-тей в залежах, приуроченных к эро-зионно-тектоническим выступам палеозоя: внутрипалеозойские морские и юрские континентальные отложения, обогащенные ОВ.

Анализ УВ-биомаркеров показал, что нефть, полученная из палеозойских отложений Елей-Игай-ской площади, генетически связана с нефтепроизводящими породами палеозоя [2]. Таким образом, можно констатировать, что Лавровский карбонатный массив расположен в пределах территории, благоприятной для формирования палеозойских залежей морского генезиса.

Еще одним генератором нефти в палеозойских месторождениях Казанского НГР являются озерные и озерно-болотные отложения нижней—средней юры, в первую очередь тогурской свиты [3]. С этими нефтепроизводящими породами главным образом связаны залежи на Арчинском, Урманском, Верхнеком-барском и других месторождениях.

В пределах Урманской структуры аргиллиты тогурской свиты залегают непосредственно на карбонатном эрозионно-тектоническом выступе, т.е. по аналогии с баже-новской свитой и регионально-нефтеносным на юго-востоке Западной Сибири горизонтом Ю1 васюган-ской свиты здесь созданы благоприятные предпосылки для формирования и сохранения залежи УВ. В данном случае тогурская свита, с одной стороны, выполняет роль нефтепроизводящей толщи, с другой — является надежной покрышкой для залежи в дезинтегрированной части карбонатного эрозион-но-тектонического выступа.

На большей части Арчинского месторождения отложения тогур-ской свиты отсутствуют. В то же время в рамках этой модели нефте-производящие породы непосредственно соприкасаются (выклиниваются на склонах карбонатного массива) с карбонатным эрозион-но-тектоническим выступом, что не препятствует латеральной миграции УВ из нефтематеринских пород в потенциальные коллекторы. В этом случае ситуация выглядит несколько хуже, чем на Урманской площади, однако наличие в базальной части юрского разреза глинистых отложений, способных выполнять роль флюидоупора, создает благоприятные предпосылки для формирования и сохранения залежи.

Карбонатные массивы Лавровского наклонного вала по аналогии с Арчинской моделью также соприкасаются с нефтепроизводяшими породами тогурской свиты, что яв-

ляется благоприятным фактором для формирования здесь залежей УВ континентального генезиса.

В результате проведенного анализа можно сделать следующие основные выводы:

в большей части скважин Лавровского наклонного мезовала есть прямые или косвенные признаки нефтегазоносности в НГГЗК;

бурение скважин в пределах объекта было нацелено на изучение внутрипалеозойских глубокозалегаю-щих горизонтов, нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений остался практически неисследованным;

доюрское основание Лавровского вала сложено главным образом карбонатными породами, при этом по результатам динамического анализа ряд выделенных блоков представляет интерес в отношении развития коллекторов;

нефтематеринские породы то-гурской свиты, хотя и не соприкасаются напрямую с нефтегазоперс-пективными объектами, выклиниваются на склонах крупного карбонатного массива;

учитывая приток нефти из внут-рипалеозойских горизонтов на Ел-лей-Игайской площади, нельзя исключать возможности формирования залежей УВ в пределах Лавровского вала за счет внутрипалеозой-ских нефтепроизводящих толщ.

Исходя из перечисленных обстоятельств, палеозойские образования Лавровского наклонного вала выглядят, скорее, недоизучен-ными, чем бесперспективными.

Литература

1. Елкин Е.А. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири / Е.А.Елкин, В.И.Краснов, Н.К.Бахарев и др. — Новосибирск: СО РАН, филиал "ГЕО", 2001.

2. Конторович А.Э. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири / А.Э.Конторович, В.П.Данило-

ва, Е.А.Костырева, О.Ф.Стасова // Геохимия. - 1998. - №1. - С. 3-17.

3. Конторович А.Э. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири / А.Э.Конторович,

И.А.Иванов, А.Е.Ковешников и др. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск, 1991.

4. Краснов В.И. Региональная схема палеозойских районов Западно-Си-

бирской равнины / В.И.Краснов, Г.Д.Исаев, В.Ф.Осташкина и др. // Стратиграфия и палеография фанерозоя Сибири. - Томск: СНИИГГиМС, 1993.

© В.А.Конторович, С.А.Бердникова, С.В.Антипенко, 2004

Analysis of oil and gas potential prospects of contact zone of Paleozoic and Mesozoic formations within the Lav-rov inclined swell and western part of Chuzik-Chizhap mesosaddle located in Kazan oil-and-gasbearing area of Vasyu-gan oil-and-gasbearing area is given.

On the basis of complex interpretation of seismic prospecting materials and drilling data a model of block structure of the territory studied was developed; principal differences in structure of objects located within Archin-Urman oil accumulation zone and Lavrov swell were revealed; criteria for forecasting zones favourable for HC pools formation were established; blocks of Pre-Jurassic foundation as most interesting as regard to oil and gas prospects were distinguished.

Памяти Тамары Труатовны Клубовой

25 июля 2003 г. скончалась Тамара Труатовна Клубова, почетный нефтяник, доктор геолого-минералогических наук, профессор, консультант ИГиРГИ.

Т.Т.Клубова родилась 25 декабря 1919 г. в Керчи Крымской области. В 1948 г. с отличием окончила Московский нефтяной институт им. И.М.Губкина. В 1953 г. она успешно защитила диссертацию на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук.

Т.Т.Клубовой осуществлен широкий комплекс теоретических и экспериментальных исследований по определению роли глинистых минералов в преобразовании ОВ, формировании порового пространства коллекторов, миграции нефти, накоплении и сохранении нефтяных залежей. Полученные выводы позволили по-новому подойти к исследованию нетрадиционных коллекторов в глинистых породах баженовской свиты Западной Сибири и в других регионах, определить особенности их разведки и разработки.

В 1970 г. Тамаре Труатовне была присуждена ученая степень доктора геолого-минералогических наук. С 1973 по 1986 г. Т.Т.Клубова возглавляла лабораторию физических методов исследования ИГиРГИ. Результаты выполненных ею методических и экспериментальных исследований, опубликованных в 120 статьях и 7 монографиях, используются исследователями не только у нас в стране, но и за рубежом (Болгария, Индия, Китай и др.).

В течение 15 лет Т.Т.Клубова возглавляла первичную организацию НТО НГП ИГиРГИ, уделяя большое внимание развитию творческой активности молодых специалистов, организуя конференции и школы по различным вопросам нефтегазовой геологии, за что дважды была награждена грамотами ВСНТО. В 1976, 1985 и 1991 гг. монографии Т.Т.Клубовой награждались Московским обществом испытателей природы от имени Правительства СССР как лучшие работы в области естествознания.

За заслуги в развитии нефтяной геологии и отрасли Т.Т.Клубовой присвоено звание "Почетный нефтяник". Она награждена медалями "За трудовое отличие", "За доблестный труд в Великой Отечественной войне 1941-1945 гг.", двумя знаками "Отличник нефтяной промышленности", "За активную работу в НТО", "Ветеран труда", бронзовой медалью ВДНХ.

Талант ученого, глубокая эрудиция и организаторские способности, научная принципиальность снискали ей заслуженный авторитет и уважение среди геологов-нефтяников.

Скромность, простота, искренняя доброжелательность оставили память о Т.Т.Клубовой как о человеке большой душевной красоты.

ИГиРГИ

Редколлегия и редакция журнала Геология нефти и газа