Одномерное моделирование нефтегазоносных систем (бассейновое моделирование) в разрезе скважины Толонского месторождения Республики Саха (Якутия)

UDK: 553.98.061.12/.17
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-5-31-35
Ключевые слова: Вилюйская гемисинеклиза, Толонское месторождение, бассейновое моделирование, моделирование нефтегазоносных систем, нефтегазоматеринская толща
Авт.: М.О. Федорович (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН), к.г.-м.н., А.Ю. Космачева (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН), Н.В. Поспеева (СНИИГГиМС)

В статье рассмотрено одномерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины Толонского газоконденсатного месторождения. Месторождение в тектоническом плане приуроченного к Хапчагайскому мегавалу, который осложняет центральную часть Вилюйской гемисинеклизы. Моделирование выполнялось с целью восстановления истории погружения и тепловой истории осадочных комплексов в палеозойское, мезозойское и кайнозойское время, количественной оценки генерационного потенциала нефтегазоматеринских толщ и определения времени их вхождения в главные зоны нефте- и газообразования. Установлено, что нефтегазоматеринские отложения куонамской формации вошли в главную зону нефтеобразования 449 млн лет назад в катийское время, в главную зону интенсивного газообразования – 410 млн лет назад в пражское время. Нефтегазоматеринские отложения перми кровлей вошли в главную зону нефтеобразования 249 млн лет назад в оленекское время, центральная часть нефтегазоматеринских отложений перми погрузилась в главную зону интенсивного газообразования 258 млн лет назад в вятское время. На конец формирования основных флюидоупоров, неджелинской и мономской свит, для залежей верхней перми и нижнего триаса нефтегазоматеринские отложения куонамской формации уже вышли из главных зон нефтеобразования и интенсивного газообразования, и залежи углеводородов, генерированные аквагенным органическим веществом, не сохранились. В настоящее время верхняя и центральная части нефтегазоматеринских отложений перми находятся в главных зонах нефтеобразования и интенсивного газообразования, и залежи углеводородов, генерированные преимущественно террагенным органическим веществом, могли накапливаться в резервуарах верхней перми и нижнего триаса. Максимальные температуры и скачок катагенетической преобразованности органического вещества, приуроченные к границе перми и триаса, свидетельствуют о наличии трапповых тел в разрезе осадочного бассейна. Нефтегазоматеринские отложения куонамской формации и породы в основании нефтегазоматеринских отложений перми полностью исчерпали свой нефтегазогенерационный потенциал, тогда как породы в кровле нефтегазоматеринских отложений перми обладают значительными генерационными возможностями. Общее количество генерированных углеводородов составляет 18,942 млрд т условных углеводородов, подавляющая часть которых образована породами нефтегазоматеринских отложений перми. Нереализованный углеводородный потенциал нефтегазоматеринских отложений перми составляет 5,187 млрд т условных углеводородов. Количество аккумулированных углеводородов в ловушках достигает 0,7 % генерированных, что соответствует начальным запасам углеводородов промышленных категорий в пределах Толонского месторождения.

Список литературы

1. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 4. Лено-Вилюйский бассейн / А.Э. Конторович [и др.]. – Новосибирск: СО РАН, 1994. – 107 с.

2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов [и др.]. – М.: Недра, 1981. – 552 с.

3. Нефтегазогеологическое районирование Сибирской платформы (уточненная версия) / А.Э. Конторович [и др.] // Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология // Материалы Международной научной конференции «Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2017», Новосибирск, 17–21 апреля 2017 г. – Т. 1. – Новосибирск: СГУГиТ, 2017. – С. 57–64.

4. Девятов В.П., Трущелев А.М., Гриненко В.С. Стратиграфия триасовых отложений Верхоянской фациальной области (Центральная Якутия) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2012. – № 2. – С. 24–37.

5. Томилова Н.Н., Юрова М.П. Нижнетриасовые вулканогенные ловушки газа Якутии: генезис, строение коллектора, особенности // В сб. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. – С. 208–216.

6. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация. – Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. – 254 с.

7. Кероген куонамской свиты кембрия. / Т.М. Парфенова [и др.] // Геология и геофизика. – 2010. – Т. 51. – № 3. – С. 353–363.

8. Прогноз зон генерации жидких и газообразных углеводородов в центральной части Вилюйской синеклизы (на примере сверхглубокой скважины Средневилюйская 27) / А.Н. Фомин [и др.] // Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых // Геоэкология. Материалы Международной научной конференции «Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2016». – Т. 1. – Новосибирск, 18–22 апреля 2016 г. – Новосибирск: СГУГиТ, 2016. – С. 26–30.

9. Бизнес-портал NEDRADV. Толонское газоконденсатное месторождение. – https://nedradv.ru/nedradv/ru/find_place/?obj=c1aa75568145898d9a4fe5dae70b61a2

10. PetroMod Petroleum Systems Modeling / Schlumberger Information Solutions. – 2011. – 256 p.

11. Thermal effects of magmatism on surrounding sediments and petroleum systems in the northern offshore Taranaki Basin, New Zealand / A. Kutovaya [et al.] // Geosciences. – 2019. – V. 9. – https://www.mdpi.com/2076-3263/9/7/288/htm

12. Полякова И.Д., Богородская Л.И., Соболева Е.И. Преобразования органического вещества угленосных отложений Вилюйской синеклизы на больших глубинах // В сб. Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. – C. 48–57.

13. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. – Berlin: Springer, 1984. – 699 p.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.