ГЕОТЕРМИЯ И ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА БУРЕИНСКОГО БАССЕЙНА (ДАЛЬНИЙ ВОСТОК РОССИИ)

Abstract

Актуальность. Буреинский осадочный бассейн – наиболее интересная в нефтегазоносном отношении межгорная впадина слабоизученной материковой части Дальнего Востока России. Положительная оценка в отношении перспектив обнаружения в отложениях бассейна месторождений нефти и газа обоснована результатами ранее проведённых производственных и научных работ. Цель: дальнейшая аргументация перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-нижнемеловых отложений Буреинского бассейна на основе применения отечественного программного обеспечения бассейнового моделирования TeploDialog, обладающего оригинальными особенностями. Объект: осадочные комплексы средне-верхнеюрский, верхнеюрско-нижнемеловой и меловой Кындалского грабена, наиболее хорошо изученной структуры в составе Буреинского краевого прогиба. Ранее проведенные исследования показали, что в процесс нефтегазообразования вовлечён весь юрско-меловой разрез Буреинского бассейна. Методы. В комплексе ТeploDialog реализован метод палеотемпературного моделирования, основанный на численном решении уравнения теплопроводности горизонтально-слоистого твердого тела с подвижной верхней границей. В математическую модель непосредственно включены климатический вековой ход температур на земной поверхности, как краевое условие, и палеотемпературы из определений отражательной способности витринита, как «наблюденные». Метод не требует априорных сведений о природе и величинах глубинного теплового потока, поток определяется решением обратной задачи геотермии в рамках параметрического описания седиментационной истории и истории теплофизических свойств осадочной толщи. Результаты. Установлено, что геотермия грабена, начиная с юрского времени, благоприятствовала процессам генерации жидких углеводородов в породах осадочного чехла, которые могли начаться около 107 млн лет назад, в середине альба. Наиболее интенсивно нефтегенерация происходила в период 107–40 млн лет назад, до середины эоцена. Температурные условия генерации жидких углеводородов сохраняются для талынджанского очага. Наибольшая продолжительность температурных периодов, благоприятных для газообразования, наблюдается в чемчукинском очаге. Условия генерации газа сохраняются для ургальского и чагдомынского очагов. Результаты, полученные с использованием отечественной системы TeploDialog и ранее полученные в системе PetroMod, во многом совпадают. Названные системы характеризуются разными подходами к рассмотрению тектоно-седиментационных и термических условий генерации УВ. Поэтому результаты настоящих исследований являются дополнительной аргументацией положительных перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-нижнемеловых отложений Буреинского бассейна.