На примере бассейна Солимойнс, суббассейна Журуа (Бразилия) рассмотрены и обоснованы принципы выделения зон нефтегазонакопления. Главным принципом выделения зон нефтегазонакопления является единство элементов нефтегазовой системы. Дано краткое описание элементов и процессов нефтегазовой системы суббассейна Журуа: резервуары и покрышки; нефтегазоматеринские толщи; катагенетическая зрелость и фазовый состав углеводородов ; тектоника и ловушки углеводородов; миграция и аккумуляция углеводородов; сохранность залежей. Показано, что критическими факторами нафтидогенеза для отложений формации Журуа, содержащей основной объем запасов углеводородов, являются наличие и расположение очагов генерации углеводородовотносительно ловушек; степень катагенеза отложений; наличие структурных трендов – главных аккумуляторов углеводородов. В соответствии с принятым определением зоны нефтегазонакопления в интервале формации Журуа – это ее связные части, как правило, включающие группы структурных трендов с одинаковым источником и фазовым составом углеводородов. В рассматриваемом объекте выделено четыре зоны нефтегазонакопления, различающиеся источниками углеводородов, типами флюидов и ловушек. Результаты 3D бассейнового моделирования положены в основу обоснования оценки степени катагенеза отложений, типа флюидов, объемов и путей миграции углеводородов, возможности заполнения конкретных ловушек. Полученные результаты могут быть использованы как основа для планирования дальнейших геолого-разведочных работ в суббассейне Журуа.
В настоящее время перед бассейновым моделированием в пределах доказанных зон нефтегазонакопления необходимо ставить задачи оценки коэффициентов заполнения ловушек и, следовательно, локальной оценки ресурсов углеводородов. Это является направлением дальнейших исследований.
Список литературы
1. Milani E.J., Zalan P.D. An outline of the geology and petroleum systems of the Paleozoic interior basins of South America // Episodes. – 1999. – V. 22 (2). – P. 199–205.
2. Полищук А.В., Лебедев М.В., Перепелина А.Н. Моделирование нефтегазовой системы с развитием траппового магматизма // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 12–17.
3. Полищук А.В. Влияние трапповых комплексов на эволюцию нефтегазовой системы // Международный научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче». – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2018. – С. 87–96.
4. Прищепа О.М. Зоны нефтегазонакопления – методические подходы к их выделению, обеспечивающие современное решение задач отрасли // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – № 3. – С. 1–31.
5. Лебедев М.В. Зоны нефтегазонакопления в основных продуктивных горизонтах терригенного венда на северо-востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. – 2015. – № 1. – С. 20–26.
6. Janvier P., Melo J.H.G. Late Devonian actinopterygian scales from Upper Amazon basin, Nortwestern Brasil // Candido Simoes Ferreira. – 1987. – № 59 (3). – P. 213–218.
7. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system // AAPG Memoir. – 1994. – № 60. – P. 3–23.
8. Barata C.F., Caputo M.V. Geologia do petroleo da bacia do Solimoes. O «estado da arte» // PDPETRO. – 2007. – № 4. – P. 1–10.
9. Caputo M.V., Silva O.B. Sedimentação e tectônica da Bacia do Solimões // Origem e Evolução das Bacias Sedimentares. – 1991. – P. 169–193.
10. Almeida F.F.M., Neves B.B.B., Carneiro C.D.R. The origin and evolution of the South American Platform // Earth – Science Reviews. – 2000. – № 50. – P. 77–111.
