В статье приведены результаты трехмерного моделирования нефтегазоносных систем Вилюйской гемисинеклизы, в административном отношении расположенной на территории Республики Саха (Якутия). Моделирование выполнялось с целью восстановления истории изменения катагенетической преобразованности органического вещества, определения очагов генерации углеводородов и количественной оценки генерационного потенциала нефтегазоматеринских толщ. Пермские угленосные отложения, обогащенные терригенным органическим веществом, являются основным источником генерации углеводородов для залежей верхнего палеозоя и мезозоя на территории Вилюйской гемисинеклизы. Заполнение ловушек углеводородами происходило в нижнемеловое время, когда структуры современного плана, основные элементы верхнепермско-мезозойской нефтегазовой системы уже сформировались, и процессы генерации и миграции углеводородов протекали на территории исследования. Критический момент наступил для нефтегазоматеринсокой толщи перми 253 млн лет назад, в вятское время. В настоящее время верхняя часть этой толщи находится в главной зоне нефтеобразования и главной зоне интенсивного газообразования. Очаг генерации углеводородов сосредоточен на территории Линденской впадины. Количество углеводородов, генерированных пермской угленосной толщей, и ее нереализованный углеводородный потенциал составляют соответственно более 4 трлн и 1 трлн т условных углеводородов. Обогащенные аквагенным органическим веществом породы куонамских отложений обладают генерационным потенциалом в наиболее приподнятых северной и южной частях Вилюйской гемисинеклизы, где глинистые флюидоупоры опесчаниваются и выклиниваются. При наличии благоприятных условий для аккумуляции углеводородов возможно образование залежей, генетически связанных с глинистыми и глинисто-углистыми отложениями юры, в районах распространения Линденской впадины.
Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 19-35-90039
Список литературы
1. Состояние и проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) / А.Э. Конторович [и др.] // Минеральные ресурсы России. – 2014. – № 6. – С. 15–27.
2. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 4. Лено-Вилюйский бассейн / А.Э. Конторович [и др.]. – Новосибирск: СО РАН, 1994. – 107 с.
3. Губин И.А. Уточнение строения Вилюйской гемисинеклизы по результатам переинтерпретации сейсморазведочных работ // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2020. – № 4. – С. 40–52.
4. Новейший прогноз и актуализация освоения нефтегазовых объектов Вилюйской синеклизы / В.С. Ситников [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/6/9_2017.pdf
5. Рифтогенная природа формирования Вилюйского бассейна (Восточная Сибирь) на основе реконструкций осадконакопления и механико-математических моделей / О.П. Полянский [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 2. – С. 163–183.
6. Томилова Н.Н., Юрова М.П. Нижнетриасовые вулканогенные ловушки газа Якутии: генезис, строение коллектора, особенности освоения // В сб. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром
ВНИИГАЗ, 2012. – С. 208–216.
7. 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 апр. 2017 г. – Новосибирск: СГУГиТ, 2017. – Т. 1. – С. 57–64.
8. Москвин А.Г. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция. – Большая российская энциклопедия, 2004. – https://bigenc.ru/ geology/text/2139848
9. Геохимия нефтей востока Сибирской платформы / В.А. Каширцев [и др.]. – Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2009. – 180 с.
10. Кероген: Методы изучения, геохимическая интерпретация / Л.И. Богородская [и др.]. – Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. – 254 с.
11. Закономерности преобразования террагенного органического вещества в мезо- и апокатагенезе / А.Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 2020. – Т. 61. – № 8. – С. 1093–1108.
12. PetroMod Petroleum Systems Modeling. – Schlumberger Information Solutions, 2011. – 256 p.
13. Космачева А.Ю., Федорович М.О. К вопросу о нефтегазопроизводящих толщах центральной части Логлорского вала на основе одномерного моделирования нефтегазоносных систем (Андылахское месторождение, Республика Саха (Якутия)) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2021. – Т. 16. – № 1. – http://www.ngtp.ru/rub/2021/7_2021.html
14. Одномерное моделирование нефтегазоносных систем (бассейновое моделирование) в разрезе скважины Толонского месторождения Республики Саха (Якутия) / М.О. Федорович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 31–35.
15. Олли И.А. Органическое вещество и битуминозность осадочных отложений Сибири. – М.: Наука, 1975. – 135 с.
