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.

Новосибирск, 28 авг - ИА Neftegaz.RU. 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+C₁и 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?

Автор: А. Шевченко, О. Бахтина