Материалы портала «Научная Россия»

В ИНГГ СО РАН дали прогноз нефтегазоносности Герасимовского месторождения в контексте применения новых технологий бассейнового моделирования

В ИНГГ СО РАН дали прогноз нефтегазоносности Герасимовского месторождения в контексте применения новых технологий бассейнового моделирования
В Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН молодые специалисты провели бассейновое моделирование углеводородной системы Герасимовского месторождения, расположенного в Томской области. 

В Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН молодые специалисты провели бассейновое моделирование углеводородной системы Герасимовского месторождения, расположенного в Томской области.

Эти технологии ориентированы на реконструкцию истории геологического развития месторождения и всех процессов, сопровождающих стадии накопления и преобразования осадочных пород и органического вещества. Также соответствующие вычисления позволяют оценить объемы залежей углеводородов и оптимизировать планирование дальнейших геологоразведочных работ.

О проделанной работе рассказывает Алина Юрьевна Космачева – младший научный сотрудник лаборатории математического моделирования природных нефтегазовых систем и лаборатории проблем геологии, разведки и разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти ИНГГ СО РАН.

Почему месторождение представляет большой интерес?

Герасимовское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Томской области и согласно действующей классификации месторождений по величине начальных извлекаемых запасов нефти и газа относится к категории мелких. По словам Алины Космачевой, сейчас доразведка и переоценка таких залежей посредством современных методов исследования особенно актуальна, ведь наиболее крупные по запасам месторождения углеводородов вступили в стадию падающей добычи.

Специалисты ИНГГ СО РАН полагают, что в дальнейшем роль мелких и средних месторождений будет только увеличиваться, и они станут основой для воспроизводства минерально-сырьевой базы России.

Алина Космачева отмечает, что девонские толщи месторождения, образовавшиеся 358-419 млн лет назад, уже полностью исчерпали свой нефтегазогенерационный потенциал. При этом пласты верхней и средней юры, а также баженовская свита, образовавшиеся 140-170 млн лет назад, представляют большой интерес, так как они находятся в главной зоне нефтеобразования.

По оценкам специалистов Института, из Герасимовского месторождения можно будет получить около 6 млн тонн извлекаемых ресурсов углеводородов. В его недрах содержится нефть, газ и газовый конденсат.

– В настоящее время фонд традиционных антиклинальных объектов прогрессивно сокращается, поэтому возрастает значение трудноизвлекаемых запасов углеводородов из сложнопостроенных и глубокозалегающих залежей, – говорит Алина Космачева. – Для залежей Герасимовского месторождения как раз характерно наличие литологических замещений, тектонических нарушений, невыдержанность толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Таким образом, совершенно справедливо предполагать, что для дальнейшей разработки этого объекта потребуются дополнительные усовершенствованные технологии и средства.

Чтобы определить, где стоит сконцентрировать основные усилия по добыче, ученые и проводят бассейновое моделирование и другие работы с применением передовых программных средств.

Какие данные нужны ученым для работы?

Построение модели и ее анализ в зависимости от объема фактического материала может занимать до нескольких месяцев. В работе Алина Космачева и ее коллеги использовали результаты 3D-сейсморазведки, проведенной на площади более ста квадратных километров. Также специалисты опирались на данные, полученные из 23 глубоких скважин, вскрывших палеозойские отложения, и результаты геофизических, геологических и геохимических исследований.

Вся эта информация была подготовлена сотрудниками двух подразделений ИНГГ СО РАН: лаборатории геохимии нефти и газа и лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем.

Помимо бассейнового моделирования, ученые ИНГГ СО РАН построили набор карт распределения по площади месторождения глинистых, алевролитовых и песчаных тел на время накопления флюидоупоров и пластов коллекторов. В результате, специалисты смогли оценить качество коллектора и посмотреть, в каких местах у отложений наилучшая пористость и проницаемость. Эта работа необходима, чтобы составить максимально подробные прогнозные карты нефтегазоносности объекта исследования.

В дальнейшем, сотрудники Института планируют продолжить эту работу и провести еще более информативное фациальное моделирование, направленное на реконструкцию архитектуры фаций в течение геологического времени, детальное определение палеобатиметрии бассейна и роли источников сноса при транспортировке и распределении осадочного материала.

Название изображения

На фото: прогнозные карты нефтегазоносности продуктивных отложений Герасимовского нефтегазоконденсатного месторождения

Текст к публикации подготовил

пресс-секретарь ИНГГ СО РАН

Павел Красин

[Иллюстрации предоставлены А.Ю. Космачевой]

бассейновое моделирование газ герасимовское месторождение ингг со ран месторождение нефтегазоносность нефть полезные ископаемые ран со ран энергетика

Назад

Социальные сети

Комментарии

Авторизуйтесь, чтобы оставить комментарий

Информация предоставлена Информационным агентством "Научная Россия". Свидетельство о регистрации СМИ: ИА № ФС77-62580, выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций 31 июля 2015 года.