Мезозойско-кайнозойский климат и геотермический режим нефтематеринской китербютской свиты арктического региона Западной Сибири

обзорная статья

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.386-395

Мезозойско-кайнозойский климат и геотермический режим нефтематеринской китербютской свиты арктического

региона Западной Сибири

В.И. Исаев1,2*,А.А. Искоркина1, Г.А.Лобова1, Т.Е. Лунёва1, Е.Н. Осипова1, Р.Ш. Аюпов2,

Н.О. Игенбаева2, А.Н. Фомин3

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия 2Югорский государственный университет, Ханты-Мансийск, Россия Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, Россия

На примере палеотемпературного моделирования китербютской свиты мезозойско-кайнозойского разреза, вскрытого глубокой скважиной на Бованенковском месторождении (п-ов Ямал), приведена оценка влияния факторов палеоклимата на прогноз термической истории нижнеюрских нефтематеринских отложений, продолжительность главной фазы нефтеобразования и величину палеотемпературного максимума, а также на расчет плотности генерации нефти. Дана характеристика оригинальной компьютерной методики, учитывающей параметры тектоно-седиментационной истории и истории теплофизических свойств осадочной толщи, включающей вечномерзлые породы и ледники, и не требующей априорных сведений о величинах и природе глубинного теплового потока.

Показаны особенности параметризации модели. Достоверность результатов уверенно контролируется геофизическим критерием «невязки», сопоставлением с экспериментальными данными о тепловом потоке, согласованностью с данными бурения. Изложение базируется на работах Томской школой геотермиков, выполняемых в рамках развития методологической базы геотермии как геофизического нефтепоискового метода.

Ключевые слова: п-ов Ямал, палеоклимат, китербютские отложения, моделирование геотермического режима, ресурсы углеводородов, работы Томской школы геотермиков

Для цитирования: Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Лунёва Т.Е., Осипова Е.Н., Аюпов Р.Ш., Игенбаева Н.О., Фомин А.Н. (2018). Мезозойско-кайнозойский климат и геотермический режим нефтематеринской китербютской свиты арктического региона Западной Сибири. Георесурсы, 20(4), Ч.2, с. 386-395. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.386-395

УДК 553.98

Введение

Количественная оценка перспектив нефтегазонос-ности территорий - оценка плотности ресурсов углеводородов (УВ) - выполняется объемно-генетическим методом (бассейновое моделирование). Количество генерированных УВ рассчитывается на основе реконструкции геотемпературного режима нефтематеринских отложений 2003; Хуторской и др., 2011; Конторович и др., 2013; Galushkin, 2016).

На температурный режим осадочного чехла, на термическую историю непосредственно нефтематеринских отложений, а, следовательно, и на степень реализации их генерационного потенциала могут влиять прямо (фактически) или косвенно (в расчетах, реконструкциях) следующие факторы палеоклимата: 1) вековой ход температур в мезозой-кайнозое на поверхности Земли, обусловливающий экзогенный источник тепла для процессов генерации УВ; 2) толщи многолетнемерзлых пород, перекрывающие нефтематеринские отложения и обладающие аномально высокой теплопроводностью; 3) ледниковые покровы, своеобразные литолого-стратиграфические комплексы, увеличивающие мощность перекрывающих отложений.

* Ответственный автор: Валерий Иванович Исаев E-mail: isaevvi@tpu.ru

© 2018 Коллектив авторов

Накоплен значительный исследовательский материал, дающий оценку влияния факторов палеоклимата на температурный режим осадочно-вулканогенных и магматических комплексов (Голованова и др., 2014; Демежко, Горностаева, 2014 и др.). Опубликован цикл работ (Лобова и др., 2013; Исаев и др., 2016 и др.), показывающих влияние мезозойско-кайнозойских климатических изменений на термическую историю непосредственно нефтематеринских отложений юго-востока Западной Сибири.

Арктический регион Западной Сибири имеет уникальные палеоклиматические особенности (Курчиков, Ставицкий, 1987). В плейстоцене произошло глобальное событие - резкое похолодание климата. Это могло приводить к охлаждению осадочной толщи, существенной нестационарности температурного поля во всем осадочном разрезе, включая нефтематеринские отложения (Курчиков, 2001). В публикации Арктической экспедиции IODP 302 отмечено (Nelskamp et al., 2014), что эволюционирование температур на земной поверхности оказывает большое влияние на зрелость нефтематеринской породы: в зависимости от временных вариаций поверхностных температур могут быть большие или меньшие объемы получаемых УВ.

Верхнеюрские отложения баженовской свиты (J3+Kjbg) Западной Сибири являются основным источником формирования залежей УВ в ловушках верхнеюрского и мелового нефтегазоносных комплексов (НГК), а также приоритетной сланцевой формацией (Кузьмин

и др., 2014; Исаев и др., 2018). Вследствие стратегии развития сырьевой базы углеводородов РФ, активизированы поисково-разведочные работы и продвижение нефтегазодобывающей отрасли на север Западной Сибири (Игенбаева, 2015). Однако, в отличие от юго-восточных и центральных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) (Исаев и др., 2018б), баже-новские отложения в арктическом регионе существенно варьируют (Нефтегазоносные бассейны., 1994) как по концентрациям рассеянного органического вещества (РОВ), нередко уменьшаясь до 1-2 %, так и по типу РОВ, переходя к гумусово-сапропелевому типу (База данных Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 2017).

В статье (Исаев и др., 2018а), с полной иллюстрацией на примере скважины Ростовцевская 64 (п-в Ямал, рис. 1), выполнен детальный анализ влияния на термическую историю баженовской свиты комплекса палеоклимати-ческих факторов (мезозойско-кайнозойский вековой ход температур на поверхности Земли, вековой ход мощностей неоплейстоценовой мерзлоты и вековой ход мощностей позднечетвертичных ледниковых покровов). Установлено, что в варианте палеотемпературного моделирования, учитывающем факторы палеоклимата, геологическое время нахождения материнской свиты в главной зоне не-фтеобразования (ГЗН) увеличивается на 25 млн лет (на 50%), а абсолютный палеотемпературный максимум возрастает на 10 °С. Здесь же получены первые результаты по оценке роли позднечетвертичных ледниковых покровов, показавшие их несущественное влияние на термический режим материнских баженовских отложений.

Вместе с тем, представляет несомненный интерес геотермический режим китербютской свиты (Jjkt), являющейся источником формирования залежей уВ в ловушках нижнеюрского и, возможно, доюрского НГК. Доюрский (палеозойский) НГК является одним из приоритетов освоения трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) (Полукеев и др., 2013; Лобова и др., 2018). Глинистая китербютская толща, обладающая нефтематеринским потенциалом, формируется во времена бореальных трансгрессий в ранней юре -тоаре. В отличие от баженовских отложений, РОВ китер-бютской свиты арктических районов (Нефтегазоносные бассейны., 1994) имеет более стабильные концентрации (База данных Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 2017).

Поэтому определение влияния факторов палеокли-мата на реконструкции геотермического режима и на оценку степени реализации генерационного потенциала нефтематеринских китербютских отложений арктического региона Западной Сибири является актуальной задачей.

В работе (Искоркина и др., 2018) приведен опыт оценки влияние факторов палеоклимата на расчетный геотермический режим китербютской свиты.

Основная цель настоящих исследований - дальнейшая аргументация существенного влияния факторов палеокли-мата - векового хода температур на земной поверхности и неоплейстоценовых толщ мерзлоты - на расчетный геотермический режим нефтематеринской китербют-ской свиты. А определение роли ледниковых покровов сохраняет особую актуальность при оценке перспектив

нефтегазоносности арктических территорий Западной Сибири (Конторович и др., 2013). Далее приведены результаты детальных палеотемпературных исследований китербютских отложений, вскрытых глубокой скважиной на известном Бованенковском месторождении (п-ов Ямал, Рис. 1). Изложение результатов в значительной степени опирается на обзор опубликованных работ авторов, выполненных в рамках развития методологической базы геотермии как геофизического нефтепоискового метода.

Рис. 1. Обзорная схема территории исследований: 1 - населенный пункт и его название; 2 - поисково-разведочная скважина; 3 - сейсмический профиль работ МОГТ 2D; 4 - контур месторождения и его название; 5 - гидрография и береговая линия; 6 - моделируемая скважина и ее индекс: Рос-64 - Ростовцевская 64, Бо-116 - Бованенковская 116

О методике палеотемпературных исследований

Восстановление термической истории нефтематерин-ской свиты основывается на решении прямой и обратной задачи геотермии (Старостенко и др., 2006; Исаев и др., 2018а). Глубинный тепловой поток д определяется решением обратной задачи геотермии, которое выполняется в рамках параметрического описания седиментационной истории и истории теплофизических свойств только осадочной толщи, без привлечения сведений о природе д и геодинамике ниже основания осадочного разреза. Для условий Западной Сибири, характеризующихся, начиная с юрского времени, квазистационарностью глубинного

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ fW^^ i

теплового потока (Дучков и др., 1990; Курчиков и др., 2001; Исаев и др., 2018), решение обратной задачи геотермии - определения q - в принятой модели выполняется однозначно. В математическую модель в строгой математической форме включены геотемпературы из определений отражательной способности витринита (ОСВ), как «наблюденные». Никаких отдельных «калибровок» по температурам ОСВ выполнять не требуется.

Расчет палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению температур T, «наблюденных» в точках разреза скважины, рассчитывается тепловой поток q через поверхность основания осадочного чехла, т.е. решается обратная задача геотермии - классическая обратная задача геофизики. На втором этапе с известным значением q, решаются прямые задачи геотермии - рассчитываются температуры U в заданных точках осадочной толщи Z (в том числе в материнской свите) на любые заданные моменты геологического времени t.

Для решения обратной задачи геотермии используем в качестве «наблюденных» как измерения пластовых температур, полученные при испытаниях скважин, так и геотемпературы, пересчитанные (Исаев, Фомин, 2006) из ОСВ.

Первое краевое условие модели определяется температурой поверхности осадконакопления в мезозое-кайнозое, т.е. фактором палеоклимата, и задается в виде кусочно-линейной функции «арктического» векового хода температур на поверхности Земли. «Арктический» вековой ход построен А.А. Искоркиной на основе обобщения опубликованных экспериментальных определений и палеоклиматических реконструкций для севера ЗападноСибирской низменности (Искоркина, 2016).

Формирование, существование и деградация толщи вечномерзлых пород в неоплейстоцене и голоцене учитываются как своеобразные динамичные литолого-стра-тиграфические комплексы, обладающие аномально высокими значениями теплопроводности l и температуропроводности a. Формирование, существование и деградация толщ ледниковых покровов в неоплейстоцене учитывает аномально низкую их плотность с. Вековой ход мощностей мерзлых пород и ледниковых покровов построен А.А. Искоркиной на основе сводки опубликованных экспериментальных определений и палеокриологических реконструкций (Искоркина, 2016; Исаев и др., 2017).

Решение прямых задач геотермии выполняется на ключевые моменты геологического времени, соответствующие временам начала/завершения формирования каждой свиты, перекрывающей материнскую, а также точкам «излома» векового хода температур на земной поверхности и «переломным» моментам формирования и деградации неоплейстоценовой мерзлоты, ледникового покрова.

Количественная оценка влияния палеоклимата на расчетный геотермический режим нефтематеринских отложений выполняется на основе анализа вариабельности результатов четырех вариантов палеотемпературных реконструкций: вариант 1 - без учета факторов палеоклимата; вариант 2 - учет векового хода температур на земной поверхности, без учета мерзлоты и ледников; вариант 3 - учет векового хода температур, учет динамики мерзлоты; вариант 4 - учет векового хода температур, учет динамики мерзлоты и ледников.

Основным критерием адекватности и предпочтительности результатов палеотемпературного моделирования выступает оптимальная согласованность («невязка») максимума расчетных геотемператур с «наблюденными» температурами «максимального палео-термометра» - температурами, определенными по ОСВ. В той же степени важна оптимальность «невязки» расчетных геотемператур и с «наблюденными» пластовыми температурами. Оптимальная «невязка» - это средняя квадратичная разность расчетных и «наблюденных» значений, равная погрешности наблюдений. Эта погрешность составляет порядка ±2°С (Исаев и др., 2018а).

В качестве второго основного критерия адекватности и предпочтительности результатов принята степень согласованности очагов интенсивной генерации УВ, выделяемых по геотемпературному критерию в материнской свите (Фомин, 2011), с установленной геологоразведкой нефтегазоносностью недр.

Важным критерием достоверности результатов палеотемпературного моделирования является согласованность расчетных значений плотности теплового потока q с данными экспериментального определения плотности теплового потока на территории исследований.

Параметризация седиментационной истории и теплофизических свойств

Посвитная разбивка скважины Бованенковская 116 (Рис. 1) от подошвы осадочного чехла до верхнего мела, включая березовскую свиту, взята из базы данных Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (2017). Расчленение нижне-среднепалеогеновых свит, от ганькинской до ирбитской, заимствовано из материалов ВСЕГЕИ (Базы данных Государственных геологических карт ВСЕГЕИ. Карта до-четвертичных образований R(40)-41, R-43, 44(45). http:// www.vsegei.ru/ru/info/georesource/). Вышележащие толщи расчленены на основе работ (Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири, 2002; Волкова, 2011).

В пределах Бованенковской площади накопление осадочных толщ шло до середины миоцена (18,5 млн лет назад, формирование абросимовской свиты). В ран-небищеульское время, за 4 млн лет, были размыты абросимовская, туртасская, новомихайловская, атлым-ская, тавдинская, нюрольская, ирбитская, серовская и тибейсалинская свиты (238 м). Ингрессиям бореального моря в среднем миоцене-раннем плиоцене, с конца бище-ульского времени и до конца новопортовского, обязаны накопления осадков толщиной 143 м, которые в последующий этап положительных тектонических движений, за 1,3 млн лет, денудируются. С началом позднего миоцена идет накопление плиоцен-четвертичных озерно-аллю-виальных осадков.

Таким образом, при параметризации седиментацион-но-теплофизической модели (Табл. 1) приняты стратиграфические разбивки, использованные с учетом динамики тектонических событий на протяжении формирования осадочного разреза (Исаев и др., 2018а).

Параметр плотности пород а (г/см3) каждой свиты принят с учетом фактического литологического наполнения каждого стратона. Используется расчетная теплопроводность осадочных пород l (Вт/м-K).

Свита, толща (стратиграфия) Мощность, м Возраст, млн. лет назад Время накопления, млн. лет Плотность, г/см Теплопроводность, Вт/м-град Температуропроводность, м2/с Тепловыделение, Вт/м3

Неоплейстоцен Q- N2 - 0.015-0.00 0.015 - - - -

-500 0.02-0.015 0.005 0.92 2.25 1.2е-006 1.22е-007

- 0.04-0.02 0.02 - - - -

-1000 0.05-0.04 0.01 0.92 2.25 1.2е-006 1.22е-007

- 0.120-0.050 0.070 - - - -

+1000 0.130-0.120 0.010 0.92 2.25 1.2е-006 1.22е-007

- 0.177-0.130 0.047 - - - -

+500 0.182-0.177 0.005 0.92 2.25 1.2е-006 1.22е-007

300 0.18215-0.1820 0.00015 2.10 2.09 1.05е-006 1.22е-006

300 0.1823-0.18215 0.00015 2.10 1,3 7е-007 1.22е-006

-600 0.1826-0.1823 0.0003 - - - -

- 0.5167-0.1826 0.3341 - - - -

600 0.5197-0.5167 0.003 2.10 2.09 1.05е-006 1.22е-006

-600 0.520-0.5197 0.0003 - - - -

Квартер+плиоцен Q- N2 212 4.1-0.520 3.58 2.04 1,29 6.5е-007 1,1е-006

Ni-2 -143 4.1-5.4 1.3

Новопортовская Ni-2 80 5.4-8.4 3 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Таволжанская N 25 8.4-12.5 4.1 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Бищеульская N bsch 38 12.5-14.5 2 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Ni -238 14.5-18.5 4

Абросимовская N 10 18.5-23.0 4.5 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Туртасская P 3 tur 20 23.0-28.0 5 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Новомихайловская P3 nvm 15 28.0-30.0 2 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Атлымская P3 &Û 37 30.0-34.0 4 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Тавдинская P2 tv 50 34.0-42.6 8.6 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Нюрольская P2 ni 37 42.6-50.4 7.8 2.08 1.33 7е-007 1.2е-006

Ирбитская-P2ir 5 50.4-55.0 4.6 2.09 1.35 7е-007 1.2е-006

Серовская-Ps 20 55.0-58.0 3 2.09 1.35 7е-007 1.2е-006

Тибейсалинская P1tb 44 58.0-63.7 5.7 2.09 1.35 7е-007 1.2е-006

Ганькинская K2+ Pign 35 63.7-73.0 9.3 2.11 1.37 7е-007 1.25е-006

Березовская K2b 279 73.0-89.0 16 2.15 1,41 7.5е-007 1.25е-006

Кузнецовскaя K2kz 37 89.0-92.0 3 2.18 1,43 8е-007 1.25е-006

Мaрресaлинскaя K2-Kjmr 523 92.0-102.0 10 2.26 1.49 8е-007 1.25е-006

Яронгскaя Kijar 168 102-108.5 6.5 2.39 1.6 8е-007 1.25е-006

Тaнопчинскaя K1tn 746 108.5-133.2 24.7 2.44 1.62 8е-007 1.25е-006

Ахскaя K1ah 522 133.2-142.7 9.5 2.44 1.64 8е-007 1.25е-006

Баженовская J3+Kibg 15 142.7-149.3 6.6 2.42 1.62 8е-007 1.3е-006

Нурминская ]2 nr 83 149.3-161.7 12.4 2.42 1.62 8е-007 1.3е-006

Малышевская ]2ml 84 161.7-171.0 9.3 2.45 1.63 8е-007 1.3е-006

Леонтьевская ]2ln 90 171.0-173.0 2 2.47 1.65 8е-007 1.3е-006

Вымская ]2 vm 143 173.0-175.0 2 2.45 1.63 8е-007 1.3е-006

Лайдинская ]2 ld 83 175.0-177.0 2 2.47 1.65 8е-007 1.3е-006

Надояхская ]2+]l nd 73 177.0-182.5 5.5 2.45 1.63 8е-007 1.3е-006

Китербютская ]lkt 68 182.5-184.0 1.5 2.47 1.65 8е-007 1.3е-006

Шараповская ]lshr 85 184.0-186.0 2 2.45 1.63 8е-007 1.3е-006

Левинская ]l lv 111 186.0-186.70 0.7 2.47 1.65 8е-007 1.3е-006

Зимняя ]l zm 13 186.7-200.2 13.5 2.45 1.63 8е-007 1.3е-006

Мощность разреза, м 3370

Табл. 1. Параметрическое описание седиментационной истории и теплофизических свойств осадочной толщи, вскрытой скважиной Бованенковская 116 (Искоркина и др., 2018). Коричневой заливкой показаны времена накопления нефтематеринских баженовской и китербютских свит и их параметрическое описание. Серой заливкой показаны размывы палеоген-неогеновых отложений. Синей заливкой показаны времена формирования, существования и деградации толщи мерзлоты, светло-синей - времена формирования, существования и деградации толщи ледников

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Для расчетов применены петрофизические зависимости теплопроводности l осадков от их плотности а. Выбор коэффициентов температуропроводности a (м2/с) и удельной теплогенерации f (мкВт/м3) определялся ли-тологическим составом свит, на основе опубликованных табличных данных. Толщи вечномерзлых пород и ледникового покрова обладают аномально высокими значениями теплопроводности l и температуропроводности a (Иванов, Гаврильев, 1965; Галушкин, 2007).

Формализованный учет толщи мерзлоты осуществляется, начиная с 0,52 млн лет назад, «мгновенной» (по меркам геологического времени, за 0,3+3,0 тыс. лет) заменой «нормальных» осадочных отложений 600-метровой толщей мерзлых пород со своими теплофизическими характеристиками. Затем, эта толща мерзлых пород присутствует в осадочном чехле в течение 334 тыс. лет. Далее, «мгновенно» (0,3+0,15+0,15 тыс. лет), толща мерзлых пород деградирует в объеме 300 м. И, далее, мерзлые породы существуют в объеме 300 м до настоящего времени в последние 182 тыс. лет.

Учет толщи ледникового покрова осуществляется, начиная с 0,182 млн лет назад. За 5 тыс. лет сформировался 500-метровой ледник со своими теплофизическими характеристиками и просуществовал в таком объеме 47 тыс. лет. Затем, за 10 тыс. лет мощность ледника выросла до 1500 м, и в таком объеме он существует 70 тыс. лет. Далее, за 10 тыс. лет, ледник сокращается до 500 м и существует в течение 20 тыс. лет. К моменту 15 тыс. лет назад (конец сартанского времени) ледник полностью деградирует.

реконструкции геотермического режима китербютской свиты

Решение обратной задачи геотермии. Сопоставление расчетных и «наблюденных» геотемператур приведено в табл. 2. Так как «наблюденные» (измеренные) температуры (включая определенные по ОСВ) имеют погрешность порядка ±2°С, то варианты 1 и 2 решений (не учет, не полный учет факторов палеоклимата) нельзя признать приемлемыми. В этих вариантах «невязки» превышают оптимальную в 2 раза и много больше, а в варианте 1 разница с температурой по ОСВ достигает 18°С. В случае учета палеоклимата (варианты 3 и 4) как «невязки» для пластовых температур, так и сходимость с «максимальным палеотермометром» оптимальны и примерно равноценны. Более оптимальным (приемлемым) можно признать, пожалуй, вариант 3.

Анализ расчетных значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза показывает, что при

учете факторов палеоклимата тепловой поток увеличивается. Достоверность результатов палеотемпературного моделирования разреза скважины Бованенковская 116 аргументируется хорошей согласованностью полученных расчетных значений плотности теплового потока 60-62 мВт/м2 с расчетными значениями (Исаев и др., 2018а) плотности теплового потока в скважине Ростостовцевская 64 - 49-50 мВт/м2 (Рис. 1). Это подтверждается экспериментальными определениями плотности теплового потока для п-ва Ямал. Диапазон экспериментальных определений для п-ва Ямал - 47-58 мВт/м2, при установленной закономерности увеличения плотности теплового потока в северо-западном направлении (Хуторской и др., 2013).

Решения прямых задач геотермии. Анализ термической истории китербютской свиты (Табл. 3) в разрезе скважины Бованенковская 116 свидетельствует о том, что в варианте 1 (без учета всех факторов палеоклимата) материнская свита «пережила» самую короткую и самую «холодную» главную фазу нефтеобразования (ГФН).

В вариантах 2,3 и 4 (с учетом факторов палеоклима-та) китербютская свита имеет «богатые» термические истории ГФН. Главные фазы нефтеобразования этих вариантов имеют разные значения абсолютных максимумов палеотемператур.

В варианте 3 присутствие толщи вечномерзлых пород, обладающих высокими значениями теплопроводности и температуропроводности, приводит к максимальным расчетным значениям плотности теплового потока, что, в свою очередь, приводит к большей продолжительности ГФН и увеличивает расчетные геотемпературы материнских отложений до максимальных значений.

Заметим, что доучет ледникового покрова (вариант 4) мало повлиял и на величину расчетного значения плотности теплового потока из основания, и, как следствие, на интенсивность и продолжительность ГФН.

Как было отмечено выше, китербютская свита является источником формирования залежей УВ в ловушках нижнеюрского и, возможно, доюрского НГК. В этой связи важно оценить согласованность очагов интенсивной генерации китербютской нефти, выделенных по геотемпературному критерию в разрезе скважины, с результатами испытаний нижнеюрских пластов. На Бованенковской площади китербютская свита, по результатам моделирования, находится в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) с марресалинского времени (100 млн лет назад). А в течение порядка 15 млн лет, до основного размыва в неогене, свита вплотную приближалась к нижней зоне газообразования, прогреваясь до 138°С (Табл. 3).

Глубина, м Измеренные температуры, °С Способ измерения Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4

Значение Разница Значение Разница Значение Разница Значение Разница

2610 94 пластовые 100 +6 97 +3 96 +2 97 +3

2657 97 пластовые 102 +5 99 +2 97 0 99 +2

2795 103 пластовые 107 +4 104 +1 103 0 104 +1

3050 113 пластовые 116 +3 113 0 112 -1 113 0

2615 120 по ОСВ 102 -18 113 -7 119 -1 115 -5

Среднеквадратическое отклонение («невязка»), °С ±9 ±4 ±1 ±3

Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 57 59 62 60

Табл. 2. Сопоставление измеренных и расчетных геотемператур в скв. Бованенковская 116, с использованием (Искоркина и др., 2018). Коричневой заливкой показаны варианты, оптимальные по критерию «невязки»

Время, млн. лет назад «Арктический» вековой ход, °С Мощность мерзлых пород, м Мощность ледника, м Глубина положения китербютской свиты, м Геотемпературы китербютской свиты, °С

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Ва риант 4

Геотемпературы Глубина положения китербютской свиты, м

0 -4 300 - 3127 118 116 115 115 3111

0,015 -10 300 - 3126 118 115 115 114 3110

0,02 -8 300 500 3126 118 115 115 113 3610

0,030 -5 300 500 3125 118 116 114 113 3609

0,04 -6 300 500 3125 118 115 114 112 4109

0,050 -7 300 1500 3125 118 116 114 111 4608

0,070 -4 300 1500 3123 118 115 113 109 4609

0,110 -5 300 1500 3121 118 115 112 107 4609

0,120 -6 300 1500 3121 118 114 111 107 4609

0,130 -7 300 500 3120 118 114 111 106 3609

0,150 -6 300 500 3119 118 114 111 106 3608

0,177 -7 300 500 3118 118 114 122 106 3607

0,1820 -7 300 - 3118 118 114 119 106 3108

0,1826 -7 600 - 3118 118 114 112 106 3087

0,200 -8 600 - 3117 118 114 111 106 3107

0,240 -9 600 - 3115 118 113 111 106 3107

0,5167 -10 600 - 3100 114 112 119 114 3089

0,5197 -11 - - 3100 117 112 126 114 2907

0,520 -11 - - 3100 117 112 118 114 3127

1,8 -13 - - 3034 114 109 115 110 3051

3,2 +5 - - 2962 111 120 126 121 2968

4,1 +4 - - 2915 110 119 125 120 2915

4,9 +4 - - 3003 113 121 127 123 3003

5,4 +4 - - 3058 115 124 130 125 3058

8,4 +5 - - 2978 112 118 127 122 2978

10 +6 - - 2968 111 122 127 123 2968

12,5 +6 - - 2953 110 121 127 122 2953

14,5 +6 - - 2915 110 121 126 122 2915

18,5 +7 - - 3153 120 132 138 133 3153

23 +8 - - 3143 119 132 138 133 3143

28 +8 - - 3123 118 131 137 132 3123

30 +9 - - 3108 117 131 137 132 3108

34 +9 - - 3071 116 130 136 131 3071

35 +9 - - 3065 116 130 135 130 3065

42,6 +12 - - 3021 114 131 136 131 3021

50 +15 - - 2986 112 132 137 132 2986

50,4 +15 - - 2984 112 132 137 132 2984

55 +15 - - 2979 112 132 137 133 2979

58 +16 - - 2959 111 132 136 132 2959

63,7 +16 - - 2915 109 130 135 130 2915

70 +16 - - 2891 108 128 134 129 2891

73 +15 - - 2880 107 127 133 128 2880

85 +13 - - 2671 98 116 121 116 2671

89 +13 - - 2601 95 113 118 114 2601

92 +13 - - 2564 94 111 116 112 2564

100 +15 - - 2146 77 95 99 96 2146

102 +15 - - 2041 73 91 95 92 2041

108,5 +15 - - 1873 67 85 88 85 1873

120 +16 - - 1526 54 72 75 73 1526

134 +15 - - 1083 34 55 57 55 1083

135 +15 - - 1028 32 52 55 53 1028

142,5 +15 - - 616 22 38 39 38 616

Расчетный тепловой поток из основания, мВт/м2 57 59 62 60

Табл. 3. Расчетные геотемпературы китербютской свиты в разрезе скважины Бованенковская 116, с использованием (Искоркина и др., 2018). Вариант 1 - без учета факторов палеоклимата. Вариант 2 - учет «арктического» векового хода температур. Вариант 3 - учет «арктического» векового хода температур и неоплейстоценовой мерзлоты. Вариант 4 - учет «арктического» векового хода температур, неоплейстоценовой мерзлоты и ледникового покрова. Коричневой заливкой показаны температуры главной фазы нефтеобразования (ГФН), темно-коричневой заливкой - температурный максимум ГФН. Серой заливкой обозначены времена размыва палеоген-неогеновых отложений

НЮЧН0-7ЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

И, действительно, скважина Бованенковская 116 вскрыла нефтегазонасыщенные нижнеюрские пласты Ю6, Ю10

и Ю12-

Выводы и обсуждение

1. На представительном разрезе Бованенковского месторождения п-ва Ямал установлено, что учет «арктического» векового хода температур на земной поверхности и неоплейстоценовой мерзлоты позволяет корректно восстановить термическую историю нефтематеринских китербютских отложений.

2. Учет палеоклимата приводит к увеличению прогнозной продолжительности ГФН на 10 млн лет и увеличению расчетного палеотемпературного максимума на 18°С, а, следовательно, обеспечивает более правильную расчетную плотность генерации китербютской нефти.

3. Достоверность результатов палеотемпературного моделирования уверенно контролируется геофизическим критерием «невязки», сопоставлением с экспериментальными данными о тепловом потоке на территории исследований, согласованностью с данными бурения и испытания скважин.

4. Результаты по оценке роли позднечетвертичных ледниковых покровов (на землях п-ва Ямал) позволяют аргументировать несущественное влияние ледникового покрова на термический режим материнских китербют-ских отложений.

5. Полученные результаты для китербютской свиты арктического региона Западной Сибири вполне согласуются с характером ранее полученных оценок существенного влияния мезозойско-кайнозойского климата на геотермический режим баженовской свиты п-ва Ямал.

Важно отметить следующее. Экспресс-расчет плотности генерации китербютской нефти показывает (Искоркина и др., 2018), что не учет палеоклиматических факторов, приводящий к уменьшению интенсивности и продолжительности ГФН, обусловливает занижение расчетных ресурсов УВ на 30 %. Аналогичный расчет плотности генерации баженовской нефти (Исаев и др., 2018а) показал занижение расчетных ресурсов УВ на 40-50%. Экспресс-расчет кумулятивно учитывает времена нахождения материнской свиты в ГЗН и геотемпературы ГЗН.

Следует высказать предположение, почему при па-леотемпературном моделировании как баженовских, так китербютских материнских отложений, учет ледникового покрова мало повлиял и на величину расчетного значения плотности теплового потока из основания д, и на интенсивность и продолжительность ГФН. Такой результат, возможно, объясняется тем, что температурная волна (Христофоров, Абросимова, 2012) - «возмущения» тепловой модели в верхней части разреза - «доходит» в полной мере на глубины порядка 3000 м не ранее чем через 0,2-0,3 млн лет. Такое «запаздывание» было установлено нами и ранее (Исаев, Фомин, 2006; Осипова и др., 2015). Очевидно, что это «запаздывание» в большей степени касается влияния ледниковых покровов, возраст которых принят не более 0,18 млн лет.

Настоящая статья представила обзор публикаций Томской исследовательской школы геотермиков, которая последовательно, на основе скважинных наблюдений

и компьютерного моделирования развивает идею об эволюции геотермических условий нефтематеринских отложений Западной Сибири. Эта методология формулирует новые поисково-разведочные задачи, которые могут быть решены посредством измерения, картирования и моделирования пространственно-временных параметров геотемпературных полей.

Благодарности

Авторы благодарят профессора В.И. Старостенко и профессора М.Д. Хуторского за постоянное внимание к нашим исследованиям.

Литература

Волкова В.С. (2011). Стратиграфия и тренд палеотемператур в палеогене и неогене Западной Сибири (по данным палинологии). Геология и геофизика, 52(7), с. 906-915.

Галушкин Ю.И. (2007). Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. Москва: Научный Мир, 456 с.

Голованова И.В., Сальманова Р.Ю., Тагирова Ч.Д. (2014). Методика расчета глубинных температур с учетом исправленных на влияние палеоклимата значений теплового потока. Геология и геофизика, 55(9), с. 1426-1435.

Демежко Д.Ю., Горностаева А.А. (2014). Реконструкции долговременных изменений теплового потока через земную поверхность по данным геотермии глубоких скважин. Геология и геофизика, 55(12), с. 1841-1846.

Дучков А.Д., Галушкин Ю.И., Смирнов Л.В., Соколова Л.С. (1990). Эволюция температурного поля осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика, 10, с. 51-60.

Иванов Н.С., Гаврильев Р.И. (1965). Теплофизические свойства мерзлых горных пород. Москва: Наука, 74 с.

Игенбаева Н.О. (2015). Ресурсный потенциал и экологические риски нефтегазового освоения северных районов ХМАО-Югры. Вестник Югорского государственного университета, S2(37), с. 176-178.

Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Фомин А.Н. (2016). Палеоклиматические факторы реконструкции термической истории баженовской и тогурской свит юго-востока Западной Сибири. Геофизический журнал, 38(4), с. 3-25.

Исаев В.И., Искоркина А.А., Косыгин В.Ю., Лобова Г. А., Осипова Е.Н., Фомин А.Н. (2017). Комплексная оценка палеоклиматических факторов реконструкции термической истории нефтематеринской баженовской свиты арктических районов Западной Сибири. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328(1), с. 13-28.

Исаев В.И., Лобова Г. А., Стоцкий В.В., Фомин А.Н. (2018). Геотермия и зональность сланцевой нефтеносности Колтогорско-Уренгойского палеорифта (юго-восток Западной Сибири). Геофизический журнал, 40(3), с. 54-80.

Исаев В.И., Искоркина А.А., Лобова Г.А., Старостенко В.И., Тихоцкий С.А., Фомин А.Н. (2018а). Мезозойско-кайнозойский климат и неотектонические события как факторы реконструкции термической истории нефтематеринской баженовской свиты арктического региона Западной Сибири (на примере п-ва Ямал). Физика Земли, 2, с. 310-329.

Исаев В.И., Лобова Г.А., Мазуров А.К., Старостенко В.И., Фомин

A.Н. (2018б). Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и баженовской материнских свит. Геология нефти и газа, 1, с. 15-39.

Исаев В.И., Фомин А.Н. (2006). Очаги генерации нефтей баженов-ского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины. Геология и геофизика, 47(6), с. 734-745.

Искоркина А.А. (2016). Палеоклиматические факторы реконструкции термической истории нефтематеринской баженовской свиты арктического региона Западной Сибири. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 32(8), с. 59-73.

Искоркина А.А., Прохорова П.Н., Стоцкий В.В., Фомин А.Н. (2018). Реконструкции геотермического режима нефтематеринской китербютской свиты арктического региона Западной Сибири с учетом влияния палеоклиматических факторов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(2), с. 49-64.

Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А., Сафронов П.И., Гуськов С.А., Ершов С.В., Казаненков В.А., Ким Н.С., Конторович

B.А., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Лившиц В.Р., Поляков А.А.,

Скворцов М.Б. (2013). Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование). Геология и геофизика, 54(8), с. 1179-1226.

Кузьмин Ю.А., Кузьменков С.Г., Полукеев С.М., Новиков М.В, Коркунов В.В. (2014). Трудноизвлекаемые запасы нефти баженовских отложений ХМАО-Югры. Недропользование XXI век, 3, с. 56-63.

Курчиков А.Р. (2001). Геотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири. Геология и геофизика, 42(11-12), с. 1846-1853.

Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. (1987). Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. Москва: Недра, 134 с.

Лобова Г.А., Осипова Е.Н., Криницина К.А., Останкова Ю.Г. (2013). Влияние палеоклимата на геотермический режим и нефтегенерационный потенциал баженовской свиты (на широтах Томской области). Известия Томского политехнического университета, 322(1), с. 45-50.

Лобова Г.А., Лунева Т.Е., Кириллина М.С. (2018). Районирование перспектив нефтегазоносности доюрских резервуаров Нюрольской мегавпадины (по данным палеотемпературного моделирования и бурения. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(3), с. 123-133.

Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (1994). Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн. Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука и др. Новосибирск: СО РАН, 201 с.

Осипова Е.Н., Лобова Г.А., Исаев В.И., Старостенко В.И. (2015). Нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Нюрольской мегав-падины. Известия Томского политехнического университета, 326(1), с. 14-33.

Полукеев С.М., Шпильман А.В., Кузьмин Ю.А., Кузьменков С.Г., Коркунов В.В., Новиков М.В. (2013). Стабилизация добычи нефти в Югре за счёт трудноизвлекаемых запасов - миф или реальность. Недропользование XXI век, 5, с. 12-19.

Старостенко В.И., Кутас Р.И., Шуман В.Н., Легостаева О.В. (2006). Обобщение стационарной задачи геотермии Рэлея-Тихонова для горизонтального слоя. Физика Земли, 12, с. 84-91.

Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири (2002). Кн. 9: Кайнозой Западной Сибири. Под ред. В.С. Волковой. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 246 с.

Фомин А.Н. (2011). Катагенез органического вещества и нефтегазо-носность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 331 с.

Христофоров А.В, Абросимова И.С., Бурганов Б.Т. (2012). Интерференция температурных волн. Результаты лабораторного и полевого эксперимента. Георесурсы, 1, с. 28-30.

Хуторской М.Д., Подгорный Л.В., Супруненко О.И., Ким Б.И., Черных А.А. (2011). Термотомографическая модель и прогноз нефтегазоносности осадочного чехла шельфа моря Лаптевых. Доклады академии наук, 440(5), с. 663-668.

Хуторской М.Д., Ахмедзянов В.Р., Ермаков А.В., Леонов Ю.Г, Подгорных Л.В., Поляк Б.Г., Сухих Е.А., Цыбуля Л.А. (2013). Геотермия арктических морей. Москва: ГЕОС, 232 с.

Galushkin Yu.I. (2016). Non-standard Problems in Basin Modelling -Switzerland: Springer, 274 p.

Nelskamp S., Donders T., van Wess J.-D., Abbink O. (2014). Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: An Example from the Russian Artic. ROGTEC, 18, pp. 26-35.

Tissot B.P. (2003). Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a Reaction Flowsheet. Oil & Gas Science and Technology — Rev. IFP, 58(2), pp. 183-202.

Сведения об авторах

Валерий Иванович Исаев - доктор геол.-мин. наук, профессор Отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет; ведущий научный сотрудник кафедры нефтегазового дела, Югорский государственный университет

Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30

Тел: +7 (3822)701-777 доп.2942, e-mail: isaevvi@tpu.ru

Альбина Альбертовна Искоркина - эксперт информационно-аналитического отдела, канд. геол.-мин. наук, Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30

Галина Анатольевна Лобова - доцент Отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, доктор геол.-мин. наук, Национальный исследовательский Томский политехнический университет Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30

Татьяна Евгеньевна Лунёва - аспирант Отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30

Елизавета Николаевна Осипова - доцент Отделения геологии Инженерной школы природных ресурсов, канд. геол.-мин. наук, Национальный исследовательский Томский политехнический университет Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, д. 30

Роман Шамильевич Аюпов - зав. кафедрой нефтегазового дела Института природопользования, канд.тех. наук, Югорский государственный университет

Россия, 628012, Ханты-Мансийск, ул. Чехова, д. 16

Наталья Олеговна Игенбаева - доцент кафедры нефтегазового дела Института природопользования, канд. геогр. наук, Югорский государственный университет Россия, 628012, Ханты-Мансийск, ул. Чехова, д. 16

Александр Николаевич Фомин - зав. лабораторией геохимии нефти и газа, доктор геол.-мин. наук, Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН

Россия, 630090, Новосибирск, пр. Коптюга, д. 3

Статья поступила в редакцию 20.06.2018;

Принята к публикации 16.08.2018; Опубликована 30.11.2018

Mesozoic-Cenozoic climate and the geothermal regime of the oil source Kiterbyutskaya suite of the Arctic region of Western Siberia

V.I. Isaev12*, A.A. Iskorkina1, G.A. Lobova1, T.E. Luneva1, E.N. Osipova1, R.Sh. Ayupov2, N.O. Igenbaeva2, A.N. Fomin3

National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russian Federation 2Yugra State University, Khanty-Mansiysk, Russian Federation

3Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, Russian Federation *Corresponding author: Valeriy I. Isaev, e-mail: isaevvi@tpu.ru

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

rEOPECyPCbl / GEORESOURCES

2018. T. 20. № 4. q.2. C. 386-395

Abstract. Using the example of paleotemperature modeling of the Kiterbyutskaya suite of the Mesozoic-Cenozoic section, opened by a deep well at the Bovanenkovskoye oil - gas condensate field (Yamal Peninsula), the influence of paleoclimate factors on the thermal history of the Lower Jurassic oil source deposits, the duration of the main phase of petroleum formation and the value of the paleothermometric maximum and oil generation density. The original computer methodology is described, which takes into account the parameters of the tectonic and sedimentation history, as well as the history of the thermophysical properties of the sedimentary formation, including permafrost and glaciers, and not requiring a priori information about the values and nature of the deep heat flow is given.

The features of the model parametrization are shown. The reliability of the results is confidently controlled by the geophysical criterion of the "discrepancy", comparison with experimental data on the heat flow, and consistency with the drilling data. The presentation is based on the works of the Tomsk School of Geothermics, carried out as part of the development of a methodological base of geothermics as a geophysical oil prospecting method.

Keywords: Yamal Peninsula, paleoclimate, Kiterbyutskaya suite, modelling of geothermal regime, hydrocarbon resources, works of the Tomsk School of Geothermics

Recommended citation: Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Luneva T.E., Osipova E.N., Ayupov R.Sh., Igenbaeva N.O., Fomin A.N. (2018). Mesozoic-Cenozoic climate and the geothermal regime of the oil source Kiterbyutskaya suite of the Arctic region of Western Siberia. Georesursy = Georesources, 20(4), Part 2, pp. 386-395. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.4386-395

Acknowledgments

The authors thank Professor V.I. Starostenko and Professor M.D. Khutorskoy for the constant attention to our research.

References

Demezhko D., Gornostaeva A.A. (2014). Reconstructions of long-term ground surface heat flux changes from deep-borehole temperature data. Russian Geology and Geophysics, 55(12), pp. 1471-1475

Duchkov A.D., Galushkin Yu.I., Smirnov L.V., Sokolova L.S.

Fomin A.N.

Galushkin Yu.I.

Galushkin Yu.I. (2016). Non-standard Problems in Basin Modelling -Switzerland: Springer, 274 p.

Golovanova I.V., Sal'manova R.Y., Tagirova C.D. (2014). Method for deep temperature estimation with regard to the paleoclimate influence on heat flow. Russian Geology and Geophysics, 55(9), pp. 1130-1137

Igenbaeva N.O.

Isaev V.I., Fomin A.N.

Isaev V.I., Iskorkina A.A., Kosygin V.Yu., Lobova G.A., Osipova E.N., Fomin A.N.

Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Fomin A.N.

Isaev V.I., Lobova G.A., Stotskiy V.V., Fomin A.N.

Isaev V.I., Iskorkina A.A., Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskii S.A., Fomin A.N.

Isaev V.I., Lobova G.A., Mazurov A.K., Starostenko V.I., Fomin A.N.

Iskorkina A.A.

Iskorkina A.A., Prokhorova P.N., Stoskiy V.V., Fomin A.N.

Ivanov N.S., Gavril'ev R.I. (1965). Teplofizicheskie svoistva merzlykh gornykh porod [Thermophysical properties of frozen rocks]. M.:Nauka, 74 p.

Khristoforov A.V., Abrosimova I.S., Burganov B.T.

Khutorskoi M.D., Podgornyi L.V., Suprunenko O.I., Kim B.I., Chernykh A.A.

Khutorskoy M.D., Akhmedzyanov V.R., Ermakov A.V. et al.

Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Safronov P.I., Gus'kov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Melenevskiy V.N., Livshits V.R., Malyshev N.A., Polyakov A.A., Skvortsov M.B.

Kurchikov A.R.

Kurchikov A.R., Stavitskii B.P.

Kuzmin Iu.A., Kuzmenkov S.G., Polukeev S.M., Novikov M.V., Korkunov V.V.

Lobova G.A., Luneva T.E., Kirillina M.S.

Lobova G.A., Osipova E.N., Krinitsyna K.A., Ostankova Yu.G.

Neftegazonosnye basseiny i regiony Sibiri [Oil and gas bearing basins

and regions of Siberia]

Nelskamp S., Donders T., van Wess J.-D., Abbink O. (2014). Influence of Surface Temperatures on Source Rock Maturity: An Example from the Russian Artic. ROGTEC, 18, pp. 26-35.

Osipova E.N., Lobova G.A., Isaev V.I., Starostenko V.I.

Polukeev S.M., Shpilman A.V., Kuzmin Iu.A., Korkunov V.V., Novikov M.V., Kuzmenkov S.G.

Starostenko V.I., Kutas R.I., Shuman V.N., Legostaeva O.V.

Stratigrafiya neftegazonosnykh basseinov Sibiri [Stratigraphy of Siberian oil and gas basins]

Tissot B.P. (2003). Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a Reaction Flowsheet. Oil & Gas Science and Technology—Rev. IFP, 58(2), pp. 183-202.

Volkova V.S. (2011). Paleogene and Neogene stratigraphy and paleotem-perature trend of West Siberia (from palynologic data). Russian Geology and Geophysics, 52(7), pp. 709-716.

About the Authors

Valery I. Isaev - DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University; Leading Researcher, Department of Oil and Gas, Ugra State University

30, Lenin Ave., Tomsk, 634050, Russian Federation

Phone: +7 (3822) 701-777 ad. 2942, e-mail: isaevvi@tpu.ru

Albina A. Iskorkina - PhD (Geology and Mineralogy), Expert of the Information-Analytical Department, National Research Tomsk Polytechnic University

30, Lenin Ave., Tomsk, 634050, Russian Federation

Galina A. Lobova - DSc (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University

30, Lenin Ave., Tomsk, 634050, Russian Federation

Tatyana E. Luneva - PhD Student, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University

30, Lenin Ave., Tomsk, 634050, Russian Federation

Elizaveta N. Osipova - PhD (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Department of Geology, School of Earth Sciences & Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University

30, Lenin Ave., Tomsk, 634050, Russian Federation

Roman Sh. Ayupov - PhD (Engineering), Head of the Oil and Gas Department, Institute of Environmental Management, Ugra State University

16, Chekhov st., Khanty-Mansiysk, 628012, Russian Federation

Natalya O. Igenbaeva - PhD (Geography), Associate Professor, Oil and Gas Department, Institute of Environmental Management, Ugra State University

16, Chekhov st., Khanty-Mansiysk, 628012, Russian Federation

Alexander N. Fomin- DSc (Geology and Mineralogy), Head of the Laboratory of Oil and Gas Geochemistry, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences

3, Ak. Koptyug ave., Novosibirsk, 630090, Russian Federation

Manuscript received 20 June 2018;

Accepted 16August 2018;

Published 30 November 2018

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ