Том 337 № 3 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/3/5333
Определение гидродинамических условий седиментации верхней и нижней частей танопчинской свиты по результатам генетической интерпретации гранулометрических данных
Актуальность. Реконструкция палеогидродинамических условий седиментации является основой для построения достоверных седиментологических моделей терригенных резервуаров углеводородов. Детальное изучение гранулометрического состава позволяет выявить пространственную изменчивость коллекторских свойств и обосновать перспективы нефтегазоносности. Цель. Выявление зависимости между гидродинамической активностью среды седиментации, установленной по результатам комплексной интерпретации гранулометрических данных, и содержанием бора в терригенных коллекторах верхней и нижней частей танопчинской свиты. Методы. Проведен гранулометрический анализ 91 образца методом лазерной дифракции. Для генетической интерпретации данных использован комплексный подход с построением и анализом диаграмм Пассега (C-M), Рухина и Рожкова (асимметрия-эксцесс. Результаты и выводы. Рассчитаны ключевые статистические параметры: медианный диаметр (Md), коэффициент сортировки (So), коэффициент асимметрии (Sk), эксцесс и скос. Комплексный анализ выявил, что породы пласта ТП₂₂ формировались в прибрежно-морских условиях вблизи континента под влиянием речного стока, в то время как отложения пласта ТП₁ осаждались на большем удалении от береговой линии в обстановке более высокой волновой активности. Установлена четкая зависимость аккумуляции бора в песчаных коллекторах от энергетики седиментационной обстановки: более высокие относительные содержания бора (CВ~0,035) в пласте ТП1, сформированном в условиях интенсивной гидродинамики, по сравнению с пластом ТП22 (CВ~0,03), свидетельствуют о ключевом влиянии волновой активности накопления данного элемента наряду с палеосоленостью бассейна. Полученные результаты уточняют фациальную модель изучаемых отложений как прибрежно-морского барового комплекса и являются основой для прогноза фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.
Для цитирования: Ходоров И.С., Мельник И.А. Определение гидродинамических условий седиментации верхней и нижней частей танопчинской свиты по результатам генетической интерпретации гранулометрических данных. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 3, С. 85–97. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/3/5333
Ключевые слова:
гранулометрический анализ, гидродинамические условия седиментации, танопчинская свита, генетические диаграммы, прибрежно-морские фации, бор, Ямало-Ненецкий автономный округ
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Plint A.G. Sedimentary facies analysis. London: Blackwell scientific publications, 1995. 400 p.
2. Selley R. Ancient sedimentary environments. London: Chapman and Hall, 1985. 294 p.
3. Reading H.G. Sedimentary environments: processes, facies and stratigraphy. London: Blackwell scientific publications, 1996. 704 p.
4. Петтиджон Ф. Осадочные породы. пер. с англ. М.: Недра, 1981. 751 с.
5. Рухин Л.Б. Гранулометрический анализ песков. Л.: ЛГУ, 1947. 213 с.
6. Глестер Р.П., Нельсон Х.У. Роль гранулометрического анализа в определении фаций. Пер. с англ. М.: Всесоюзный центр перевода, 1976. № Ц88456. 82 с.
7. Khalil R. Grain-size analysis of middle cretaceous sandstone reservoirs, the Wasia Formation, Riyadh Province, Saudi Arabia. Sustainability, 2023, Vol. 15, № 10, P. 7983. DOI: 10.3390/su15107983
8. Ogbe O.B. Reservoir sandstone grain-size distributions: implications for sequence stratigraphic and reservoir depositional modelling in Otovwe field, onshore Niger Delta Basin, Nigeria. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2021, Vol. 203, 108639. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108639
9. Sedimentary facies and textural characteristics of Cretaceous sandstones in the southern Bida Basin, Nigeria: implication for reservoir potential and depositional environment. A. Aigbadon, S.D. Christopher, E.O. Akudo, O.C. Akakuru. Energy Geoscience, 2022, Vol. 3, № 3, P. 271–283. DOI: 10.1016/j.engeos.2022.05.002
10. Khalil R. Investigating the depositional environments using particle-size analysis ofLower Cretaceous sandstone reservoirs, Biyadh Formation, Saudi Arabia. Journal of Taibah University for Science, 2024, Vol. 18, № 1, P. 1–9. DOI: 10.1080/16583655.2024.2354570
11. Geology, sedimentological and hydraulic conductivity of Ajali potential reservoir sandstone exposed around Gra in Idah, Northern Anambra basin. I. Yusuf, N.G. Obaje, T.A. Adedosu, J.A. Adeoye, L.M. Adamu, F. Tsado, E.Y. Gana. FUDMA Journal of Sciences, 2023, Vol. 7, № 6, P. 290–297. DOI: 10.33003/fjs-2023-0706-2129
12. Кудряшова Л.К. Гранулометрический анализ как основной метод обоснования условий формирования пластов-коллекторов ЮК(2-5) Ем-Еговской площади (Западная Сибирь). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2015, Т. 326, № 10, С. 143–149.
13. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкции условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь). Литосфера, 2003, № 3, С. 99–108.
14. Passega R. Grain size representation by CM patterns as a geologic tool. Journal of Sedimentary Research, 1964, Vol. 34, P. 830–847.
15. Passega R., Byramjee R. Grain-size image of clastic deposits. Sedimentology, 1969, Vol. 13, № 3–4, P. 233–252.
16. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра, 1969. 703 с.
17. Рожков Г.Ф. Дифференциация обломочного материала и гранулометрическая диаграмма a-t по косвенному счету зерен. Механическая дифференциация твёрдого вещества на континенте и на шельфе. М.: Наука, 1978. С. 97–117.
18. Рожков Г.Ф. Коэффициенты асимметрии и вариации гранулометрического состава осадков – индикаторы микрофациальных условий седиментации. Литология и полезные ископаемые, 1976, № 6, С. 137–150.
19. Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин. Томск: ТПУ, 2006. 170 с.
20. Ежова А.В. Практикум по литологии. Томск: ТПУ, 2011. 147 с.
21. Ходоров И.С., Мельник И.А. Определение условий осадконакопления песчаных пород при вычислении содержания бора по материалам ГИС. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2025, Т. 336, № 1, С. 61–69. DOI: 10.18799/24131830/2025/1/4832
22. Ходоров И.С., Мельник И.А. Корреляция относительного содержания бора с количеством угольных пластов как признак условий седиментации осадков. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2025, Т. 336, № 9, С. 55–70. DOI: 10.18799/24131830/2025/9/5166
23. Недоливко Н.М., Перевертайло Т.Г. Особенности осадконакопления терригенных отложений в позднем апте – раннем альбе на севере Ямала. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2025, Т. 336, № 3, С. 170–182. DOI: 10.18799/24131830/2025/3/4976
REFERENCES
1. Plint A.G. Sedimentary facies analysis. London, Blackwell scientific publications, 1995. 400 p.
2. Selley R. Ancient sedimentary environments. London, Chapman and Hall, 1985. 294 p.
3. Reading H.G. Sedimentary environments and facies. London, Blackwell scientific publications, 1986. 615 p.
4. Pettijohn, F.J. Sedimentary rocks. Translated from English. Moscow, Nedra Publ., 1981. 751 p. (In Russ.)
5. Rukhin L.B. Granulometric analysis of sands. Leningrad, Leningrad State University Publ., 1947. 213 p. (In Russ.)
6. Glaister R.P., Nelson H.W. The role of granulometric analysis in facies determination. Translated from English. Moscow, All-Union Translation Center Publ., 1976. 82 p. (In Russ.)
7. Khalil R. Grain-size analysis of Middle Cretaceous sandstone reservoirs, the Wasia Formation, Riyadh Province, Saudi Arabia. Sustainability, 2023, vol. 15, no. 10, p. 7983. DOI: 10.3390/su15107983.
8. Ogbe O.B. Reservoir sandstone grain-size distributions: implications for sequence stratigraphic and reservoir depositional modelling in Otovwe field, onshore Niger Delta Basin, Nigeria. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2021, vol. 203, no. 108639. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108639.
9. Aigbadon A., Christopher S.D., Akudo E.O., Akakuru O.C. Sedimentary facies and textural characteristics of Cretaceous sandstones in the southern Bida Basin, Nigeria: implication for reservoir potential and depositional environment. Energy Geoscience, 2022, vol. 3, no. 3, pp. 271–283. DOI: 10.1016/j.engeos.2022.05.002.
10. Khalil R. Investigating the depositional environments using particle-size analysis of Lower Cretaceous sandstone reservoirs, Biyadh Formation, Saudi Arabia. Journal of Taibah University for Science, 2024, vol. 18, no. 1, pp. 1–9. DOI: 10.1080/16583655.2024.2354570.
11. Yusuf I., Obaje N.G., Adedosu T.A., Adeoye J.A., Adamu L.M., Tsado F., Gana E.Y. Geology, sedimentological and hydraulic conductivity of Ajali potential reservoir sandstone exposed around Gra in Idah, Northern Anambra basin. FUDMA Journal of Sciences, 2023, vol. 7, no. 6, pp. 290–297. DOI: 10.33003/fjs-2023-0706-2129.
12. Kudryashova L.K. Granulometric analysis as the main method for substantiating the conditions for the formation of reservoirs of the YUK(2-5) Em-Egovskaya area (Western Siberia). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2015, vol. 326, no. 10, pp. 143–149. (In Russ.)
13. Vakulenko L.G., Predtechenskaya E.A., Chernova L.S. Experience of using granulometric analysis for reconstructing the formation conditions of sandstones in productive layers of the Vasyugan horizon (Western Siberia). Lithosphere, 2003, no. 3, pp. 99–108. (In Russ.)
14. Passega R. Grain size representation by CM patterns as a geologic tool. Journal of Sedimentary Research, 1964, vol. 34, pp. 830–847.
15. Passega R., Byramjee R. Grain-size image of clastic deposits. Sedimentology, 1969, vol. 13, no. 3–4, pp. 233–252.
16. Rukhin L.B. Fundamentals of lithology. Leningrad, Nedra Publ., 1969. 703 p. (In Russ.)
17. Rozhkov G.F. Differentiation of detrital material and granulometric diagram a-t by indirect grain counting. Mechanical differentiation of solid matter on the continent and on the shelf. Moscow, Nauka Publ., 1978. pp. 97–117. (In Russ.)
18. Rozhkov G. F. Asymmetry coefficients and variations of the granulometric composition of sediments – indicators of microfacial conditions of sedimentation. Lithology and useful minerals, 1976, no. 6, pp. 137–150. (In Russ.)
19. Nedolivko N.M. Study of oil and gas well core. Tomsk, Tomsk Polytechnic University Publ., 2006. 170 p. (In Russ.)
20. Ezhova A.V. Lithology workshop. Tomsk, Tomsk Polytechnic University Publ., 2011. 147 p. (In Russ.)
21. Khodorov I.S., Melnik I.A. Determination of sedimentation conditions of sandy rocks when calculating boron content from logging data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2025, vol. 336, no. 1, pp. 61–69. (In Russ.) DOI: 10.18799/24131830/2025/1/4832.
22. Khodorov I.S., Melnik I.A. Correlation of relative boron content with the amount of coal seams as a sign of sedimentation conditions of sediments. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2025, vol. 336, no. 9, pp. 55–70. (In Russ.) DOI: 10.18799/24131830/2025/9/5166
23. Nedolivko N.M., Perevertaylo T.G. Sedimentary features of terrigenous deposits (Late Aptian – Early Albian) in the northern Yamal. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2025, vol. 336, no. 3, pp. 170–182. (In Russ.) DOI: 10.18799/24131830/2025/3/4976
