Ссылка для цитирования: Крутенко Д.С., Исаев В.И., Кузьменков С.Г. Плотность нефтегазоносности и глубинного теплового потока территории (юго-восток Западной Сибири) // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 7. – С. 148-163.

Актуальность. В главенствующей осадочно-миграционной теории геотермический режим недр рассматривается в качестве основного фактора реализации нефтегенерационного потенциала. В связи с этим представляет интерес развивать геотермию как метод разведочной геофизики для прогнозирования и оценки перспектив нефтегазоносности. Задачи прогноза сводятся к выявлению локальных аномалий теплового поля и установлению их связи со скоплениями углеводородов. Этот метод может хорошо показать себя для доразведки территорий с развитой инфраструктурой и большим фондом скважин, так как основан на моделировании и анализе имеющейся информации и исключает проведение дополнительных полевых работ. Цель: определение на качественном и количественном уровне взаимосвязи глубинного теплового потока и нефтегазоносности, а также градиентных зон теплового потока с локализацией месторождений углеводородов на территории западной части Томской области. Объект: тепловое поле и нефтегазоносность западной части Томской области. Предмет. Тепловое поле охарактеризовано параметрами плотности глубинного теплового потока и горизонтальным градиентом теплового потока. Месторождения углеводородов были разделены по типу флюидов на нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные. Методы. Расчет теплового потока производился с помощью метода палеотемпературного моделирования. Территория исследования была разделена сеткой с ячейками 20×20 км с шагом 10 км. В центре каждой ячейки сетки интерполяцией (методом Kriging) были определены значения теплового потока и рассчитан модуль горизонтального градиента теплового потока по пятиточечной формуле. Для этих же ячеек рассчитан количественный параметр нефтегазоносности – плотность нефтегазоносности. Для выявления взаимосвязей на количественном уровне был проведен корреляционно-регрессионный анализ. Для выявления связи плотности теплового потока и горизонтального градиента теплового потока с локализацией месторождений углеводородов с различным типом флюидов проводился однофакторный дисперсионный анализ. Результаты. Важнейшим результатом является выявление закономерностей распределения в тепловом поле месторождений с различным типом флюидов. Проведенный корреляционный анализ показал высокозначимые коэффициенты корреляции. Выводы. Нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения тяготеют к средним значениям теплового потока (52 мВт/м²), а газоконденсатные – к высоким тепловым потокам (57 мВт/м²). В ряду месторождений нефтяные–нефтегазоконденсатные–газоконденсатные величина модуля горизонтального градиента теплового потока увеличивается. Средние значения градиентов для каждого типа статистически значимо отличаются друг от друга. В связи с этим намечается формирование геотермического количественного критерия для прогнозирования типа флюида залежей на перспективных участках. В областях высоких значений теплового потока (>56 мВт/м²) получена количественная высокозначимая зависимость (r=0,53) плотности теплового потока с плотностью нефтегазоносности. Между горизонтальным градиентом теплового потока и плотностью нефтегазоносности выявлена слабая корреляция (r=0,3).