|
ИСТИНА |
Войти в систему Регистрация |
ИСТИНА ИНХС РАН |
||
Термическая история и эволюция нефтегазообразования внешней зоны Коротаихинской впадины, Тимано-Печорский бассейн (результаты 1D моделирования)статья
Статья опубликована в журнале из списка RSCI Web of Science
Статья опубликована в журнале из перечня ВАК- Авторы: Котик И.С., Галушкин Ю.И.
- Журнал: Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений
- Номер: 4(352)
- Год издания: 2021
- Издательство: [б.и.]
- Местоположение издательства:
- Первая страница: 14
- Последняя страница: 23
- DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-14-23
- Аннотация: В Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне Коротаихинская впадина является одной из наименее изученных структур и рассматривается как перспективная территория для выявления новых месторождений углеводородов (УВ). Бассейновый анализ и моделирование процессов нефтегазообразования в Коротаихинской впадине представлены в работах специалистов различных организаций (ВНИГРИ, Института геологии Коми НЦ УрО РАН, МГУ им. М.В. Ломоносова, ЛУКОЙЛ–Инжиниринг и др.). Однако в данных работах эволюция термического режима бассейна практически не рассматривалась. В статье представлены результаты моделирования тепловой эволюции бассейна и реализации УВ потенциала по данным скв. 1-Коротаихинской с применением системы моделирования осадочных бассейнов ГАЛО.Анализ вариаций тектонического погружения фундамента предполагает три этапа растяжения литосферы с амплитудами β = 1,04…1,07 (β-фактор) в раннем ордовике, живетско-раннепермское и кунгурско-позднетриасовое время. Тепловая активизация литосферы приходится на юрско-кайнозойское время и сопровождается значительной эрозией накопленных отложений. Для большей части палеозойского и в мезокайнозойский этап развития бассейна плотность теплового потока через поверх-ность фундамента изменялась в пределах 40…50 мВт/м2.Моделирование истории реализации УВ потенциала показало, что органическое вещество (ОВ) верхнесилурийских, нижне- и верхнедевонских нефтегазоматеринских отложений полностью реализовало свой генерационный потенциал. Степень реализации генерационного потенциала ОВ в нижнепермских нефтегазоматеринских отложениях составляет около 70 %. Погружение верхнесилурийских и девонских отложений на значительные глубины (до 9,4 км) могло привести к частичному разложению генерированных ранее жидких УВ на газ и кокс при вторичном крекинге, при условии, если они не мигрируют в горизонты с более умеренными термическими условиями. Пермские нефтегазоматеринские отложения, содержащие гумусовое, реже сапропелево-гумусовое ОВ, могли генерировать в основном газовые УВ. Таким образом, фазовый состав потенциальных залежей УВ в исследуемой части Коротаихинской впадины предполагается либо преимущественно газовый, либо газовый и газонефтяной в каменноугольном и пермско-триасовом комплексах при наличии вертикальной миграции нефтяных УВ изверхнесилурийско-девонских отложений.The Korotaikha depression is one of the least studied structures and is considered as a promising area for discovering new hydrocarbon (HC) deposits in the Timan-Pechora oil- and gas-bearing basin. The basin analysis and modeling of petroleum generation in the Korotaikha depression were considered by specialists from various organizations (VNIGRI, Institute of Geology of Komi SC UB RAS, Lomonosov Moscow State University, LLC "LUKOIL-Engineering", etc.). However, in these works, evolution of the basin thermal regime is nearly unconsidered. This paper presents the results of modeling of the basin thermal evolution and realization of HC potential according to the data from 1-Korotaikha well using the GALO basin modeling program.Analysis of variations in the basement tectonic subsidence assumes three stages of lithospheric stretching: in the Early Ordovician, Givetian-Early Permian, and Kungurian-Late Triassic period. The amplitudes of the lithospheric stretching are β = 1,04…1,07 (β-factor). Thermal activation of the lithosphere was observed in the Jurassic-Cenozoic period and was accompanied by signifi cant erosion of accumulated sediments. The heat fl ow density through the basement surface varied within 40…50 mW/m2 for most of the Paleozoic and Meso-Cenozoic stages of the basin development.Modeling of the history of HC potential realization showed that the organic matter (OM) of the Upper Silurian, Lower and Upper Devonianpetroleum source rocks has fully realized its generation potential. The realization level of the OM generation potential in the Lower Permian source rocks is about 70 %. The Upper Silurian and Devonian sediments were buried at signifi cant depths (up to 9,4 km), which could lead to the partial decomposition of previously generated liquid HC into gas and coke during secondary cracking, if they did not migrate to horizons with more moderate thermal conditions. Permian source rocks containing terrigenous, rarely mixed terrigenous-marine OM, could generate mainly gas. Thus, the phase composition of potential HC accumulations in the investigated part of the Korotaikha depression is assumed to be either predominantly gas, or gas and gas-oil in the Carboniferous and Permian-Triassic complexes, if there was a vertical migration of oil HC from the Upper Silurian-Devonian deposits.
- Добавил в систему: Дубинин Евгений Павлович