Сибирские ученые выполнили одномерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины Толонского месторождения в Якутии

По итогам исследования стало понятно, как менялись температурные условия недр в районе Толонского месторождения в течение сотен миллионов лет.

Новосибирские ученые выполнили 1- мерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины Толонского газоконденсатного месторождения, расположенного в Республике Саха (Якутия).

Об этом сообщила пресс-служба ИНГГ СО РАН и СНИИГГиМС.

Группа ученых:

Лаборатория геологии нефти и газа Сибирской платформы ИНГГ СО РАН 

  • снс, кг  -мн М. Федорович;
  • мнс, аспирант А. Космачева;

Лаборатория геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН 

  • гнс, дг-мн, А. Фомин — геохимические данные: 
  • сотрудник СНИИГГиМС Н. Поспеева — обработка данных.

Говоря языком юных геологов, компьютерное моделирование позволяет восстановить историю погружения и созревания нефтематеринских толщ, определение времени и возможности генерации углеводородов. ​
Проще говоря, современные технологии моделирования нефтегазоносных систем помогают реконструировать основные геологические процессы, которые происходят в осадочном бассейне.
Ученые могут по-новому подходить к исследованию уже разведанных и малоизученных месторождений. 

Толонское ГКМ прикупил Газпром в 2016 г. у ЯТЭК.

Впрочем, лицензия ЯКУ 15096 НР от 07 февраля 2011 г. на участок недр сроком до 30 июня 2035 г. до сих пор оформлена на Якутскую топливно-энергетическую компанию (ЯТЭК), некогда дочку Группы Сумма.

В 2018 г. владелец Суммы З. Магомедов сел, и в 2019 г. ЯТЭК прикупил известный по Yota А. Авдолян.

Поэтому ситуация с месторождением — откровенно туманная.

Моделирование истории созревания нефтематеринских толщ Толонского ГКМ проводилось в несколько этапов в ПК PetroMod Шлюмберже:

  • структурный каркас —  структурные карты по горизонтам отложений мелового периода, верхней и нижней юры, триаса и подошвы триаса, подошвы верхней, нижней-средней и перми, кровли нефтематеринской куонамской свиты (кембрий), подошвы куонамской свиты, поверхности кристаллического фундамента. 
  • литологическое заполнение — на основе стандартных литотипов PetroMod. Выбраны литологические типы, характеризующие процентное содержание песчаной и глинистой фракции, с терригенного типа разреза, выявленного бурением;
  • температурное моделирование — на основе принятой структурно-литологической модели. Калибровка температурной истории — с использованием значений отражающей способности витринита (Ro);
  • была создана эталонная скважина, чтобы полностью охарактеризовать катагенетические изменения и генерационный потенциал пород по разрезу. По результатам 1-мерного моделирования в точке эталонной скважины калибровались изменения теплового потока в геологическом времени.    

Эталонная скважина — скважина с оптимальным дизайном, когда под месторождение подбираются технологии для конкретных геологических условий:

  • адаптируется конструкция скважины;
  • подбираются режимы бурения и заканчивания скважины, 
  • подбираются буровые растворы с перспективой их повторного использования и тд.

ПО для моделирования нефтяных систем PetroMod:

  • объединяет сейсмическую, скважинную и геологическую информацию для моделирования эволюции осадочного бассейна;
  • позволяет предсказать, был ли и как резервуар заполнен углеводородами, включая источник и время образования углеводородов, маршруты миграции, количества и тип углеводородов в недрах или на поверхности;
  • модели (1D, 2D или 3D) — динамические.

Осадочный чехол Толонского ГКМ расположен в пределах Вилюйской нефтегазоносной области (НГО) Хатанго-Вилюйской нефтегазоносной провинции (НГП).
Начальные запасы природного газа категорий B+C1 и C2  — соответственно 87,026 млрд и 74,980 млрд м3, газового конденсата — соответственно 4,143 млн и 3,630 млн т.  
В пределах месторождения уже пробурены 19 скважин, которые вскрыли терригенный разрез мезозойских отложений, поэтому и были выбраны соответствующие литологические типы. 
Основной продуктивный горизонт Р-Т:

  • представлен пограничными слоями отложений перми и триаса, 
  • залегает на глубине 3167-3224 м.
  • полученные на скважине № 8, вскрывшей разрез до глубины 3560 м в отложениях перми позволили провести моделирование нефтегазоносных систем с помощью ПО PetroMod от Schlumberger.

По итогам исследования стало понятно:

  • как менялись температурные условия недр в районе Толонского месторождения в течение сотен млн лет.
  • богатые залежи углеводородов, генерированные преимущественно терригенным органическим веществом, могли накапливаться в резервуарах верхней перми и нижнего триаса, где были созданы все условия для формирования и сохранности залежей. 

Следующий шаг — 3D — моделирование которое даст новую информацию:

  • о нефтегазогенерационном потенциале территории в масштабах от залежи до зоны нефтегазонакопления, 
  • о временной и физической взаимосвязи между параметрами, влияющими на генерацию, миграцию и аккумуляцию углеводородов, 
  • о фазовом составе залежей, их объеме и степени заполнения.

Осталось узнать, вся ли нефтематеринская толща к концу среднего триаса ( около 230 млн лет) вошла в главную зону накопления, и сформировались ли к этому времени  глинистые отложения неджелинской и мономской свит нижнего триаса, служащие покрышками для залежей Толонского ГКМ? 

Источник : Neftegaz.RU