Ученые ИНГГ СО РАН и СНИИГГиМС освоили одномерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины №8 Толонского месторождения

​Современные технологии моделирования нефтегазоносных систем позволяют ученым реконструировать основные геологические процессы, происходившие в осадочном бассейне, и по-новому подходить к исследованию уже разведанных и малоизученных месторождений. 

 

Новосибирские исследователи выполнили одномерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины Толонского газоконденсатного месторождения, расположенного на территории Республики Саха (Якутия). В работе приняли участие специалисты ИНГГ СО РАН и СНИИГГиМС.

 

В пределах Толонского газоконденсатного месторождения начальные запасы газа категорий B+C1 и C2 составляют соответственно 87,026 млрд и 74,980 млрд м3, конденсата – соответственно 4,143 млн и 3,630 млн т.

 

Ранее в пределах месторождения уже были пробурены 19 скважин, вскрывших терригенный разрез мезозойских отложений. Основной продуктивный горизонт Р-Т представлен пограничными слоями отложений перми и триаса и залегает на глубине 3167-3224 м.

 

В своей работе ученые использовали данные, полученные на скважине № 8, вскрывшей разрез до глубины 3560 метров в отложениях перми. Моделирование нефтегазоносных систем было выполнено в программном комплексе PetroMod от Schlumberger.

 

По итогам одномерного моделирования исследователям удалось восстановить историю погружения осадочных комплексов и понять, как менялись температурные условия недр в районе Толонского месторождения в течение сотен миллионов лет. Все это позволяет специалистам определить наиболее перспективные отложения.

 

В частности, ученые установили, что богатые залежи углеводородов, генерированные преимущественно терригенным органическим веществом, могли накапливаться в резервуарах верхней перми и нижнего триаса. Именно в этих слоях были созданы все условия для формирования и сохранности залежей.

 

Одномерное моделирование нефтегазоносных систем в разрезе скважины Толонского месторождения станет основой для трехмерного моделирования. Оно позволит ученым определить не только нефтегазогенерационный потенциал территории в масштабах от залежи до зоны нефтегазонакопления, но и временные и физические взаимосвязи между параметрами, влияющими на генерацию, миграцию и аккумуляцию углеводородов, а также фазовый состав залежей, их объем и степень заполнения.

 

В работе принимали участие специалисты лаборатории геологии нефти и газа Сибирской платформы ИНГГ СО РАН: с.н.с. к.г.-м.н. Марина Олеговна Федорович и м.н.с. аспирант Алина Юрьевна Космачева.

 

Геохимические данные предоставил г.н.с. лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН д.г.-м.н. Александр Николаевич Фомин. Также в обработке данных участвовала сотрудник СНИИГГиМС Наталья Валентиновна Поспеева.Полные результаты исследования изложены в научной статье в журнале «Нефтяное хозяйство».

 

Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 19-35-90039.