В статье рассмотрены результаты проведенного 2D и 3D бассейнового моделирования подсолевых отложений Казахстанской части Прикаспийской впадины. Приведены исходные данные по тепловому потоку и геохимическим параметрам (общее содержание органического углерода, водородный индекс, мощность и кинетические схемы деструкции керогена) основных нефтегазоматеринских отложений.
Выполненные работы отражают влияние соляных диапиров на распределение температур в осадочном чехле Прикаспийской впадины, выраженное в неравномерном охлаждении подсолевых отложений. Результаты 2D моделирования позволили определить основные пути миграционных потоков углеводородных флюидов и выделить крупные зоны нефтегазонакопления. В ходе 3D моделирования удалось определить контуры основных очагов нефтегазогенерации, степень катагенетической преобразованности органического вещества нефтегазоматеринских отложений. В рамках работ был оценен численный вклад каждой производящей толщи в общий углеводородный потенциал региона. Удалось воспроизвести неоднородность насыщения разных бортов Прикаспийской впадины газовыми и жидкими флюидами. Согласно флюидодинамическому моделированию, более 70 % всех аккумулированных углеводородов заключено в визейско-башкирских и верхнедевонских отложениях, преимущественно в бортовых частях Прикаспийской впадины. В ходе работ проанализирован состав флюидов и его изменение по разрезу в пределах карбонатных платформ моделируемой области. В статье приводятся результаты моделирования перспективности верхнекаменноугольных и нижнепермских конусов выноса. Особенности данного комплекса отложений заключаются в больших глубинах залегания, неясном площадном распространении и неопределенных петрофизических параметрах. Полученные результаты могут быть использованы при выборе локальных перспективных участков в дальнейших более детальных исследованиях.
Список литературы
1. Фар Сиамак Мансури, Зуй В.И. Геотермическое поле и геология региона Каспийского моря // Журнал Белорусского гос. университета. География. Геология. – 2019. – № 1. – С. 104–118. – https://doi.org/10.33581/2521-6740-2019-1-104-118
2. Artemieva I.M., Mooney W.D. Thermal thickness and evolution of Precambrian lithosphere: A global study // Journal of geophysical research. – 2001. – V. 106. – P. 16387–16414. – https://doi.org/10.1029/2000JB900439
3. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation / F. Behar, M. Vandenbroucke, Y. Tang [et al.] // Organic Geochemistry. – 1997. – V. 26. – No. 5–6. – P.321–339. – https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00014-4
4. Vandenbroucke M., Behar F., Rudkiewicz J.L. Kinetic modelling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) // Organic Geochemistry. – 1999. – V. 30. – No. 9. – P. 1105–1125. – https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00089-3
5. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана: в 3-х т. / С.Ж. Даукеев [и др.]. – Алматы: РГП Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан, 2002. – Т. 3. Нефть и газ. – 248 с.
