Основное направление, цели и задачи исследований. В настоящей работе приведены результаты региональных исследований вероятных направлений потоков УВ-флюидов и прогнозирования зон их потенциальной аккумуляции. Отличие зон потенциальной аккумуляции флюидов (ПАФ) от традиционно используемых в нефтяной геологии зон нефтегазонакопления состоит в том, что зоны ПАФ выделяются не с учетом тектонических элементов, как это часто делается при нефтегазогеологическом районировании, а на базе математически корректной процедуры, основанной на анализе распределения сети потоков по исследуемому резервуару. В результате применения данной процедуры определяются не только границы зон ПАФ, но и положение отдельных локальных ловушек в пределах этих зон. Основная цель работы заключалась в апробации новой методики выявления нефтегазоперспективных объектов в песчаных отложениях горизонта Юг Западной Сибири и выдаче конкретных практических рекомендаций. Районом исследований были Усть-Тымская мегавпадина и сопредельные положительные структуры I порядка. Направления потоков моделировались с учетом градиента отметок подошвы флюидоупора и границ распространения проницаемого комплекса (песчаных отложений).

Усть-Тымская мегавпадина, расположенная в центральной части Томской области, сформирована двумя системами желобов северо-западного и северо-восточного направлений. В рельефе отражающего горизонта II^a, приуроченного к подошве баженовской свиты, площадь мегавпадины составляет 19 400 км². Депрессия со всех сторон ограничена положительными структурными формами. На северо-западе Усть-Тымская мегавпадина граничит с Александровским сводом, на западе и юго-западе соответственно со Средневасюганским и Пудинским мегавалами, на юге – с Парабельским мегавыступом, на востоке – с Пайдугинским и Пыль-Караминским мегавалами (рис. 1). Расположенная в зоне сочленения Средневасюганского и Пудинского мегавалов незначительная по размерам Шингинская седловина в сечении отрицательных структур является зоной сочленения Усть-Тымской и Нюрольской мегавпадин. На севере рассматриваемая депрессия ограничена Караминской седловиной, в состав которой входят Северо-Тымская котловина и группа локальных положительных структур: Киев-Ёганская, Тунгольская, Линейная, Эмторская и др.

Горизонт Ю₂, выступающий в качестве объекта исследований, залегает в верхней части тюменской свиты и подстилается, как правило, региональным угольным пластом (группой пластов) У₂. Отложения горизонта Ю₂ перекрыты пачкой аргиллитов нижневасюганской подсвиты. Совокупность горизонта Ю₂ (потенциального резервуара) и нижневасюганских аргиллитов (регионального флюидоупора) создает благоприятные предпосылки для формирования в этих отложениях залежей УВ [1, 4].

В исследуемом районе толщины песчаников горизонта Ю₂ достигают 26 м, причем максимальные значения наблюдаются в северной части Криволуцкого вала, осложняющего центральную часть Александровского свода. Следует отметить относительно слабую геолого-геофизическую изученность района исследований, особенно его центральной части – собственно Усть-Тымской мегавпадины.

По состоянию на 01.09.98 г. в Усть-Тымском нефтегазоносном районе месторождения нефти и газа открыты на Вартовской, Никольской, Линейной, Киев-Ёганской, Чкаловской, Среднесоболиной и Соболиной площадях. Залежи приурочены к отложениям нефтегазоносного горизонта зоны контакта верхней юры и нижнего мела. Следует отметить, что при проведении геолого-геофизических работ в этом районе горизонт Ю₂ в качестве самостоятельного объекта исследований не рассматривался и имеющиеся данные получены попутно. Тем не менее на ряде площадей, расположенных в пределах описываемой территории, из келловейских песчаников получены притоки нефти и газа [2]. В целом горизонт Ю₂ слабо изучен как в самой Усть-Тымской мегавпадине, так и на ее обрамлении.

Обобщение материалов по этому поисковому объекту и их комплексная интерпретация на региональном уровне (с более детальной проработкой по отдельным площадям) на основе нового методического и программного обеспечения представляют собой актуальную задачу как с научной, так и с практической точки зрения.

Основой для выделения зон, наиболее перспективных в отношении нефтегазоносности горизонта Ю₂, послужило моделирование вероятных направлений потоков УВ-флюидов с учетом границ распространения и зон отсутствия коллекторов, проведенное в приближении "отдельных малых порций" (Красавчиков В.О., 1999).

Методические вопросы построения карт вероятных направлений потоков УВ и выделения локальных и генерализованных зон их потенциальной аккумуляции подробно рассмотрены в работе В.О. Красавчикова (1999).

данные ГИС ( каротажные диаграммы масштабов 1:500 и 1:200, полученные методами ПС, КС, KB, РК, МЗ, ИК) по 179 скважинам района исследований;

электронная версия структурной карты масштаба 1:100 000 по отражающему горизонту II^a (подошва баженовской свиты), созданная в ИГНГ СО РАН на базе построений, выполненных специалистами Томского геофизического треста;

результаты испытаний 18 скважин (из них 2 – с притоками нефти, 10 – воды, 6 – "сухих"), а также результаты описания керна (данные АО "Томскнефтегазгеология").

Методика исследований. В соответствии с описанной в работе В.О. Красавчикова (1999) общей схемой на первом этапе исследований методами модельной компьютерной картографии, прошедшими всестороннюю апробацию при моделировании нижне-среднеюрских резервуаров Западной Сибири (Красавчиков В.О., 1999; Афанасьев С.А., Букреева Г.Ф., Красавчиков В.О., Саенко Л.С., Санин В.Я., 1995; Букреева Г.Ф., Красавчиков В.О., Саенко Л.С., Санин В.Я., 1996; Красавчиков В.О., Букреева Г.Ф., Санин В.Я., Саенко Л.С., 1998; Карташов А.А., 1999), на базе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения были построены:

структурная карта по кровле тюменской свиты масштаба 1: 500 000 (подошва флюидоупора);

структурная карта по кровле реперного пласта угля У₂ масштаба 1: 500 000 (подошва резервуара);

карта изопахит песчаников горизонта Ю₂ масштаба 1: 500 000 (с указанием зон отсутствия песчаников).

Следует отметить, что под картой изопахит песчаников горизонта Ю₂ понимается не разность между отметками кровель реперного пласта угля У₂ и тюменской свиты, а именно карта толщин песчаных разностей, способных служить резервуарами для залежей и каналами для миграции УВ. При этих построениях были использованы данные бурения, сеточные модели структурных карт по кровлям тюменской свиты и реперного пласта угля У₂ и выявленные ранее статистические зависимости между толщинами песчаников и вмещающих их толщ (Конторович В.А., 1992; Конторович В.А., Брысякина Л.А., Гончарова М.О., 1995).

Таким образом, зоны выклинивания песчаных отложений горизонта Ю₂ выделены на основе компьютерного моделирования и результатов интерпретации каротажных диаграмм.

Полученные на этом этапе исследований материалы послужили основой для расчета карты вероятных направлений потоков УВ-флюидов для песчаников горизонта Ю₂. Для построения последней было задано множество стартовых точек, из которых трассировались вероятные направления потоков УВ-флюидов. При этом предполагалось, что в пределах зон распространения песчаников горизонта Ю₂ резервуар, охарактеризованный с шагом 0,25 км, повсюду является проницаемым для "малых порций" УВ, а среда за пределами области распространения резервуара – непроницаемой. При достижении экрана "элементарные порции" движутся в направлении максимально допустимого градиента и в конце концов фиксируются в терминальных точках (точках окончания трассы), являющихся указанием на потенциальную ловушку.

На базе проведенных построений выявлялись и с помощью специального программного обеспечения оконтуривались локальные зоны ПАФ, соответствующие отдельным терминальным точкам и их скоплениям. В локальную зону ПАФ терминальной точки Р входят участки, состоящие из стартовых точек, чьи трассы обрываются в точке Р. Следует отметить, что терминальные точки трасс вероятных направлений потоков УВ, фиксирующие зоны ПАФ, приурочены, как правило, либо к сводовым частям положительных структур, либо к границам выклинивания песчаников горизонта Ю₂.

По результатам этих исследований проведено районирование зон ПАФ и оконтурены генерализованные зоны, приуроченные к структурам I порядка(см. рис. 1). Генерализованная зона ПАФ в этом случае представляет собой объединение локальных зон ПАФ, терминальные точки которых находятся в пределах данной структуры I порядка.

Подчеркнем, что основой для такого районирования послужил комплексный анализ карты вероятных направлений потоков флюидов, структурной карты по кровле тюменской свиты – подошве регионального флюидоупора и карты изопахит песчаников резервуара Ю₂ с указанием границ его выклинивания. При анализе перспективности полученных зон использовалась вся имеющаяся в распоряжении авторов информация по нефтегазоносности исследуемой территории. Следует подчеркнуть, что далеко не вся площадь исследуемой территории отнесена к тем или иным генерализованным зонам ПАФ, связанным с положительными структурами I порядка. Значительная часть внутренних (депрессионных) участков Усть-Тымской мегавпадины зафиксирована терминальными точками, находящимися на локальных поднятиях, расположенных непосредственно в мегавпадине, так что ее внутренняя часть естественным образом обособляется как отдельный объект поиска залежей УВ.

В статье приведены четыре фрагмента результирующей карты (см. рис. 1). Следует отметить, что при визуализации для удобства восприятия множество трасс, как правило, разреживается. При этом на картах может возникать своеобразный эффект наличия "висячих" терминальных точек, к которым не подходят трассы. Этот эффект связан с тем, что для обеспечения кондиционности построений терминальные точки всегда рассчитываются по максимально густой сетке стартовых точек, а визуализируются только трассы, исходящие из некоторого подмножества стартовых точек.

Генерализованные зоны потенциального нефтегазосбора, связанные с положительными структурами 1 порядка. Переходя к конкретным результатам применения изложенного подхода по выявлению зон, представляющих наибольший интерес в отношении нефтегазоносности горизонта Ю₂, необходимо сделать ряд оговорок.

В рамках настоящих исследований не анализируется вопрос – какие отложения являются нефтепроизводящими для формирования залежей УВ в келловейском комплексе пород. В данном случае решается следующая задача – где можно ожидать скопление УВ, при условии что каждая стартовая точка обладает некоторым потенциалом (вообще говоря, переменным).

С каждой точкой исследуемой территории можно естественным образом связать некоторую окрестность, в пределах которой резервуар и вмещаемый им флюид обладают приблизительно теми же характеристиками, что и в этой точке. Для краткости в дальнейшем такую окрестность будем называть стандартной окрестностью точки. Случай, если в пределах локального перспективного прогнозного участка пробурена скважина, в которой при испытании горизонта Ю₂ получен приток воды, по нашему мнению, отвечает ситуации, когда стартовые точки, чьи трассы проходят через стандартную окрестность точки заложения скважины, реальным потенциалом не обладают. Если скважина пробурена вблизи терминальной точки, то всю локальную зону ПАФ следует считать водоносной. При этом перспективы нефтегазоносности генерализованной зоны ПАФ, в состав которой входит локальная водоносная зона ПАФ, естественно, понижаются. Если скважина пробурена в точке сгущения сети потоков (например, на ребре структуры), то соответственно значительная часть локальной зоны ПАФ относится к числу бесперспективных участков и, кроме того, в определенной мере понижаются перспективы этой локальной зоны ПАФ. В то же время получение значительного притока воды свидетельствует о наличии зоны развития песчаников с хорошими коллекторскими свойствами, что повышает интерес к терминальным точкам анализируемой локальной зоны ПАФ. Таким образом, чем больше трасс проходит через стандартную окрестность точки, тем более (при прочих равных условиях) она предпочтительна с точки зрения бурения в ней поисковой скважины.

Исходя из принятого в настоящей статье регионального уровня анализа материала, остановимся на рассмотрении пяти наиболее крупных генерализованных зон ПАФ, входящих в состав района исследования: Александровской, Средневасюганской, Пудинской, Парабельской и Пыль-Караминской, связанных с одноименными положительными структурами 1 порядка (см. рис. 1).

Александровская зона ПАФ (см. рис. 1) площадью ~10 тыс. км² приурочена к центральной части Александровского свода и осложняющим его положительным структурам II (Охтеурский и Криволуцкий валы) и III (Проточное, Обское, Полуденное, Полонское, Южное, Ноябрьское, Амбарское и другие локальные поднятия) порядков. На западе и востоке Александровский свод граничит с двумя крупными депрессиями – Колтогорским мегапрогибом и Усть-Тымской мегавпадиной.

Толщины песчаников горизонта Ю₂ рассматриваемой зоны достигают 26 м. Максимальные толщины резервуара зафиксированы в пределах Таежного локального поднятия (26 м), осложняющего северную часть Криволуцкого вала. Повышенные толщины песчаников приурочены к южному погружению Охтеурского вала (до 14 м) и восточной части Криволуцкого вала (> 10м).

В наиболее приподнятой части Криволуцкого вала выделены две зоны отсутствия песчаных отложений горизонта Ю₂, охватывающие Чебачье и Кондаковское локальные поднятия.

В пределах Александровской зоны ПАФ горизонт Ю₂ испытан в трех скважинах. При испытании скв. 31 Кондаковская, пробуренной в своде Криволуцкого вала, притока не получено, в скв. 211 Таежная получен приток пластовой воды, в скв. 218 Чебачья – приток нефти.

На рис. 2, А изображен фрагмент результирующей карты, представляющий наиболее приподнятую часть Александровской зоны ПАФ. Для сравнения, на рис. 2, Б этот же фрагмент показан с другим разрешением стартовых точек. Рис. 2, Б дает более наглядное представление о сети потоков по территории и участках сгущения этой сети, однако для целей комплексной интерпретации с учетом всей нанесенной на карту информации он менее удобен. Как показывают выполненные построения, терминальные точки, фиксирующие потенциальные ловушки, приурочены к сводовым частям локальных поднятий, осложняющих собственно Александровский свод, а также Охтеурский и Криволуцкий валы. Анализ полученных материалов позволяет предполагать, что в пределах рассматриваемого района в отношении нефтегазоносности горизонта Ю₂ наибольший интерес представляют участки, расположенные вблизи северных и западных границ зон выклинивания горизонта, где можно ожидать формирование структурно-литологических залежей УВ. Это предположение подтверждается, по мнению авторов, тем, что зоны выклинивания находятся в наиболее приподнятой части вала, где концентрируется достаточно плотный вероятный площадной подток флюидов (см. рис. 2). Следует отметить, что именно в этой зоне в скв. 218 Чебачья из горизонта Ю₂ (2126-2131 м) получен приток нефти дебитом 0,94 м³ /сут. Поэтому, очевидно, здесь следует искать зоны распространения более высокоемких коллекторов, расположенные, вероятно, на более погруженных склонах вала.

Интерес в отношении нефтегазоносности представляют также локальные поднятия, осложняющие южную часть Александровской зоны ПАФ (Полуденное, Назинское, Южно-Назинское, Амбарское, Полонское и др.), где предполагается плащеобразное развитие коллекторов горизонта Ю₂ толщиной 6-10 м. Вероятные залежи – пластово-сводовые.

Средневасюганская зона ПАФ (см. рис. 1) приурочена к восточной части Средневасюганского мегавала и осложняющим его положительным структурам II порядка: Северо-Васюганскому, Новотевризскому куполовидным поднятиям и Мыльджинскому валу. Зона площадью около 5 тыс. км² расположена на западе района исследования.

Учитывая, что горизонт Ю₂ развит в исследуемой зоне повсеместно, предполагается, что УВ мигрируют по направлению к терминальным точкам, приуроченным к сводовым частям Северо-Васюганского куполовидного поднятия и Мыльджинского вала. Суммарные толщины песчаников в северной части зоны составляют около 6 м, в южной – от 6 до 19 м.

Наиболее перспективной в отношении нефтегазоносности горизонта Ю₂ является, вероятно, южная часть Средневасюганской зоны ПАФ, в частности положительные структуры III порядка, осложняющие Мыльджинский вал. Подтверждением перспектив нефтегазоносности исследуемого резервуара в южной части Средневасюганской зоны ПАФ служат результаты испытаний горизонта Ю₂ на Южно-Мыльджинской площади, где в скв. 27 получен приток пластовой воды с растворенным газом, а в скв. 28 – приток нефти дебитом 5,3 м³/сут.

Пудинская зона ПАФ (см. рис. 1) площадью 4,5 тыс. км² расположена на юго-западе района исследования. На севере и северо-западе зона граничит с Усть-Тымской мегавпадиной, на западе – с Нюрольской мегавпадиной. В тектоническом отношении зона приурочена к северо-западной части Пудинского мегавала и осложняющим его положительным структурам II порядка – Лугинецкому, Юбилейному и Горелоярскому куполовидным поднятиям. Анализ полученных материалов позволяет отметить, что основной нефтегазосбор идет по направлению к терминальным точкам, приуроченным к сводовым частям всех трех куполовидных поднятий. В пределах зоны резервуар развит повсеместно, за исключением небольшой области на юго-западном борту Лугинецкого куполовидного поднятия (район скв. 180 Западно-Лугинецкой площади), а суммарные толщины песчаников изменяются от 2 до 11 м. Несмотря на наличие литологического экрана, рассчитывать в этом районе на открытие структурно-литологической залежи не представляется возможным, поскольку вероятные направления потоков флюидов указывают на то, что границы выклинивания резервуара не могут контролировать относительно крупного скопления УВ.

Наибольшими перспективами в отношении нефтегазоносности в Пудинской зоне ПАФ обладают, по нашему мнению, присводовые части всех трех куполовидных поднятий, в пределах которых толщины песчаников достигают 6-11 м.

Парабельская зона ПАФ, охватывающая центральную и южную части района исследований, имеет площадь ~ 25 тыс.км² (см. рис. 1, рис.3). В тектоническом плане зона приурочена к Парабельскому мегавы-ступу, осложненному Сильгинским валом, Сенькинским, Тибинакским и Колпашевским куполовидными поднятиями, и к расположенному несколько севернее Нарымскому валу. С севера, запада и востока мегавал ограничен Усть-Тымской мегавпадиной.

Суммарные толщины песчаного резервуара в пределах зоны достигают 19 м. Песчаники повышенной мощности (> 10 м) развиты на северо-западном борту мегавала (Тростниковое локальное поднятие), на погружении северного крыла мегавала (> 18 м), в западной части Сильгинского вала (> 16 м), на западе (> 14 м, район Верхне-Карзинского локального поднятия) и юго-западе Колпашевского куполовидного поднятия (>10 м).

Анализируя распределение терминальных точек (см. рис. 3), можно сделать вывод о том, что в этой зоне наибольший интерес в отношении формирования ловушек в отложениях горизонта Ю₂ представляют присводовые части положительных структур II порядка и локальные поднятия, осложняющие склоны мегавала.

Данные глубокого бурения не позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности горизонта Ю₂ в пределах Сильгинского вала, в юго-западной части которого в скв. 17 и 18 Западно-Сильгинских, расположенных непосредственно рядом с терминальными точками ПАФ, при испытании получены притоки пластовой воды. В северной части Сильгинского вала в скв. 7 Северо-Сильгинская пласт также водоносен, хотя и характеризуется хорошими коллекторскими свойствами.

Аналогичная ситуация имеет место в пределах Сенькинского (скв. 38) и Колпашевского куполовидных поднятий, где соответственно в скважинах Сенькинской и Верхне-Карзинской площадей при испытании горизонта Ю₂ также получены притоки пластовой воды. Это не исключает возможности формирования залежей в присводовых частях куполовидных поднятий, расположенных на более высоком гипсометрическом уровне, однако вероятность этого невысока.

В целом анализ материалов Парабельской зоны ПАФ свидетельствует о невысоких перспективах нефтегазоносности келловейских отложений. При этом здесь имеются все предпосылки для формирования ловушек – хороший коллектор, надежная покрышка. Очевиден вывод о "бедности" резервуара в связи с отсутствием поступления в него УВ.

Пыль-Караминская зона ПАФ площадью 18,5 тыс. км² занимает восточные и северо-восточные части района исследования (см. рис. 1). С запада и юго-запада зона ограничена Усть-Тымской мегавпадиной, с востока – Райгинской котловиной. В тектоническом плане зона приурочена к Пыль-Караминскому мегавалу и осложняющим его положительным структурам II порядка (Малочимулякский вал, Колонковое куполовидное поднятие, Западно-Пайдугинский вал). На территории зоны горизонт Ю₂ имеет плащеобразное распространение и развит повсеместно. Суммарные толщины песчаников горизонта в пределах зоны изменяются от 6 до 18 м. Увеличение толщины резервуара отмечается на северо-западном (>10 м) и юго-восточном (до 18 м, район Западно-Пайдугинского вала) склонах мегавала.

Как и в рассмотренных зонах, предполагается, что в этом районе основной нефтегазосбор также идет по направлению к терминальным точкам, приуроченным к присводовым частям всех положительных структур II и III порядков, осложняющих мегавал.

Зоны ПАФ и перспективы нефтегазоносности собственно Усть-Тымской мегавпадины. Все пять выделенных генерализованных зон ПАФ приурочены к ближайшему окружению Усть-Тымской мегавпадины и ее бортам. В рамках традиционных подходов к нефтегазогеологическому районированию депрессионные зоны, как правило, рассматриваются в качестве зон нефтегазообразования, а крупные положительные структуры – зон нефтегазонакопления. Так, в частности, Усть-Тымская мегавпадина должна являться областью питания для сопредельных с ней крупных положительных структур [3]. Однако, как показывают результаты проведенных исследований, видимо, правильнее говорить, что областью питания для генерализованных зон, связанных с положительными структурами I порядка, служат бортовые и прибортовые части впадины, а ее внутренние участки по большей части относятся к самостоятельным локальным зонам ПАФ, расположенным непосредственно в пределах депрессии. Переток УВ из внутренних частей впадины в сопредельные положительные структуры возможен лишь при перемещении "очень больших масс" УВ (Красавчиков В.О., 1999), когда локальные зоны ПАФ, расположенные внутри депрессии, полностью заполнены и "избыток УВ" дает дополнительный приток в пять упомянутых генерализованных зон. На данный момент никаких фактов, свидетельствующих в пользу такого дополнительного притока, обусловленного большим количеством УВ во внутренних частях впадины, нет.

В пределах собственно Усть-Тымской мегавпадины, помимо зон, расположенных вблизи границ выклинивания резервуара Ю₂,интерес представляют также Мурасовское, Толпаровское и Эмторское локальные поднятия.

Мурасовское и Толпаровское поднятия, площади потенциального нефтегазосбора которых составляют соответственно 925 и 900 км², расположены во внутренней части Усть-Тымской мегавпадины (рис. 4). Областью питания обеих структур служит исключительно Усть-Тымская мегавпадина. Горизонт Ю₂ в пределах рассматриваемой зоны распространен повсеместно. Толщина горизонта составляет соответственно 6-8 и 4-6 м в пределах Мурасовской и Толпаровской структур.

Эмторская площадь потенциального нефтегазосбора расположена в северной части Усть-Тымской мегавпадины. Площадь объекта составляет 1,2 тыс. км² (рис. 5). Структура приурочена к одноименному куполовидному поднятию, осложненному Эмторским и Линейным локальными поднятиями. Областью питания зоны также служит исключительно Усть-Тымская мегавпадина. На описываемой площади потенциального нефтегазосбора резервуар развит повсеместно. Толщина песчаников горизонта Ю₂ в пределах зоны изменяется от 10 м (на востоке зоны) до 18-20 м (на западном склоне и присводовой части Эмторского поднятия и северном крыле Линейной структуры). В пределах рассматриваемого района пробурены четыре скважины: 1, 3, 4 Линейные и 300 Эмторская. Испытания горизонта Ю₂ проводились только в скв. 300, расположенной на западном крыле Эмторского поднятия, в области развития повышенных толщин песчаников. По результатам испытаний из интервала глубин 2553-2641 м получен приток пластовой воды дебитом 12,9 м³/сут. Это не исключает возможности того, что присводовые части Эмторского поднятия, находящиеся гипсометрически выше абсолютной отметки -2450 м, могут оказаться перспективными на предмет обнаружения пластово-сводовой залежи.

Анализ структурных ситуаций вблизи границ выклинивания резервуара. Остановимся на анализе структурных ситуаций и возможных направлений УВ-флюидов в пределах площадей, расположенных вблизи региональной границы выклинивания песчаного резервуара горизонта Ю₂. Нань-Яхское локальное поднятие расположено в северо-западной части района исследования в зоне сочленения Криволуцкого и Окунёвского валов, осложняющих Александровский свод. Область питания этой структуры связана с внутренними межструктурными понижениями северной части Усть-Тымской мегавпадины. Зона отсутствия песчаной части резервуара охватывает южное крыло и свод поднятия. Направления потоков флюидов указывают на то, что участком, наиболее перспективным для формирования залежи УВ, является присводовая часть Нань-Яхской структуры, приуроченная к зоне выклинивания коллектора.

Окунёвское куполовидное поднятие расположено в северной части района исследований и осложняет восточную часть Александровского свода. Зона отсутствия резервуара охватывает юго-восточный склон поднятия. Вероятные направления потоков флюидов свидетельствуют, что наиболее перспективными для формирования литологически экранированных залежей являются зоны, расположенные вблизи южных и юго-восточных границ выклинивания песчаников горизонта Ю₂.

Киев-Ёганское локальное поднятие расположено на севере района исследований в зоне сочленения Александровского и Пыль-Караминского мегавалов. Зона отсутствия резервуара охватывает свод поднятия. Вероятные направления потоков флюидов указывают, что наиболее благоприятными для формирования литологически экранированных залежей являются зоны развития коллекторов вблизи северо-западных и северо-восточных границ выклинивания песчаников горизонта Ю₂.

Группа локальных поднятий, осложняющих западный борт Парабельского мегавыступа, включает Летнее и Ступенчатое поднятия, расположенные в западной части района исследований на моноклинальном склоне, сочленяющем Парабельский мегавыступ и Усть-Тымскую мегавпадину. Зона отсутствия резервуара охватывает Летнее поднятие и восточный борт Ступенчатой структуры. Вероятные направления потоков флюидов свидетельствуют, что здесь наиболее перспективны зоны развития резервуара вблизи северных границ выклинивания песчаников горизонта Ю₂ – на северном склоне Летнего поднятия.

Впервые для территории Усть-Тымской мегавпадины и ее ближайшего обрамления построена карта вероятных направлений потоков УВ для резервуара, связанного с горизонтом Ю₂. Интерпретация полученных материалов позволила выделить на региональном уровне пять основных генерализованных зон потенциальной аккумуляции УВ-флюидов, связанных с положительными структурами 1 порядка, и выявить перспективные на обнаружение залежей УВ участки, областью питания которых служат бортовые и прибортовые части Усть-Тымской мегавпадины. Следует подчеркнуть, что границы этих зон проведены не с учетом тектонических элементов, как это часто делается при нефтегазогеологическом районировании, а на основе математически корректной процедуры. Проведенные построения показали, что в пределах выделенных генерализованных зон миграция УВ происходит, как и следовало ожидать, преимущественно по направлению к терминальным точкам, приуроченным к присводовым частям локальных и куполовидных поднятий. По результатам проведенного анализа также установлено, что внутренние, удаленные от сопредельных положительных структур, части Усть-Тымской мегавпадины, составляющие значительную часть ее площади, служат источниками питания локальных зон аккумуляции, расположенных непосредственно во внутренних частях депрессии.

Несмотря на невысокие перспективы нефтегазоносности горизонта Ю₂ в рассматриваемом районе, в целом к объектам, представляющим наибольший интерес в отношении нефтегазоносности, на наш взгляд, следует отнести:

в Александровской зоне ПАФ – Чебачье и Кондаковское локальные поднятия, расположенные в присводовой части Криволуцкого вала, где возможно формирование структурно-литологических залежей; Полуденное, Назинское, Южно-Назинское, Амбарское, Полонское и другие локальные поднятия, в пределах которых прогнозируется развитие песчаных пластов повышенной толщины и отсутствуют осложняющие их более мелкие структуры, что объясняет значительную плотность вероятных потоков флюидов;

в Средне-Васюганской зоне ПАФ – присводовые части положительных структур III порядка, осложняющих Мыльджинский вал;

в Пудинской зоне ПАФ – присводовые части Лугинецкого, Пудинского и Горелоярского куполовидных поднятий, в пределах которых суммарные толщины песчаников достигают 6-11 м.

Обнаружение литологически экранированных залежей нефти наиболее вероятно в зонах развития песчаников горизонта Ю₂ повышенной мощности, расположенных вблизи границ выклинивания резервуара. К таким зонам следует отнести: северную часть Нань-Яхского поднятия; зону вблизи южных и юго-восточных границ Окунёвского куполовидного поднятия; северо-западные и северо-восточные склоны Киев-Ёганской структуры; северный склон Летнего локального поднятия.

1. Гайдебурова Е.А. Строение пограничных нефтегазоносных отложений средней и верхней юры Западной Сибири // Проблемы геологии и нефтегазоносности верхнепалеозойских и мезозойских отложений Сибири. – Новосибирск, 1984. - С. 32-40.
2. Критерии поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа в западной части Томской области / В.Б. Белозеров, В.И. Биджаков, Е.Е. Даненберг и др. // Перспективы нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири: Тр. СНИИГГиМС. – Новосибирск, 1980. - Вып. 275. - С.101-110.
3. Старосельцев B.C., Растегин А.А. Связь нефтегазоносности поднятий с особенностями развития смежных отрицательных структур (на примере центральных районов Западно-Сибирской плиты) // Геология и нефтегазоносность Сибири: Тр. СНИИГГиМС. - Новосибирск, 1974. - Вып. 194 - С. 50-53.
4. Филина С.И. О стратиграфической приуроченности пласта Ю₂(Западная Сибирь) // Основные типы разрезов мезозойско-кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины: Тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1977. -№121 .-С.32-33.

А mар of probable orientation of hydrocarbon flows for the reservoir of sandstones of the horizon Yu₂ was firstly prepared for the territory of the Ust-Tym megatrough and its nearest framing on the basis of present-day geological structure analysis and new mathematical methods and computer technologies. That made it possible to distinguish both large (generalized) zones of potential accumulation of hydrocarbon fluids (PAHF zones) associated with positive structures of the first order framing a trough and local zones including those located within the depressed parts of the trough. Fluid orientations have been modelled considering a gradient of marks of impermeable bed bottom and boundaries of permeable complex distribution. Interior parts of the trough are found to be, as a rule, included in local zones of PAHF located directly within the Ust-Tym megatrough rather than generalized zones of PAHF associated with positive structures of the first order, while generalized zones of PAHF include predominantly the flange and near-flanged parts of the trough. Data about geological structure and oil and gas potential of the region have been analysed and localities promising for hydrocarbon discovery were identified. Analysis showed that for the generalized zones of PAHF the main oil and gas accumulation likely follows toward terminal points confined to the arched parts of local and dome-liked uplifts. Thus, the arched parts of positive structures of the II and III order are considered to be most promising. These are mainly zones located in the western and southern framing of the Ust-Tym megatrough. Discovery of lithologically scteened oil pools is suggested in zones of increased thicknesses of sandstones near the boundaries of wedging out of the sandy part of the reservoir Yu₂.

1 – Усть-Тымская мегавпадина; 2 – положительные структуры 1 порядка (I – Александровский свод, II – Средневасюганский мегавал, III – Пудинский мегавал, IV – Парабельский мегавыступ, V – Пыль-Караминский мегавал, VI – Пайдугинский мегавал); 3 – зоны отсутствия песчаников горизонта Ю₂; 4 – границы генерализованных зон ПАФ, связанных с положительными структурами I порядка; 1-4 – фрагменты результирующей карты

1 – изогипсы кровли тюменской свиты, м; 2 – граница Александровской зоны ПАФ; 3 – границы локальных зон ПАФ; 4 – трассы вероятных направлений потоков флюидов; 5 – терминальные точки; 6 – скважина. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Усл. обозначения см. на рис. 1, 2

Усл. обозначения см. на рис. 2

Усл. обозначения см. на рис. 2