Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала

Розроблені комп’ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинн...

Full description

Saved in:

Bibliographic Details
Date:	2011
Main Authors:	Попов, С.А., Исаев, В.И.
Format:	Article
Language:	Russian
Published:	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України 2011
Series:	Геофизический журнал
Online Access:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96859
Tags:	Add Tag No Tags, Be the first to tag this record!
Journal Title:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Cite this:	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала / С.А. Попов, В.И. Исаев // Геофизический журнал. — 2011. — Т. 33, № 2. — С. 80-104. — Бібліогр.: 12 назв. — рос.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-96859
record_format	dspace
spelling	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-968592025-02-09T17:58:38Z Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала Моделювання нафтидогенезу Південного Ямалу Simulation of naftidogenesis of South Yamal Попов, С.А. Исаев, В.И. Розроблені комп’ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинної акумуляції, у будові яких беруть участь нафтогазоматеринські товщі з розсіяною органічною речовиною різного генезису. Результати моделювання відбивають термодинамічну зональність і неперервно-перервний характер нафтидогенезу — зафіксовано появу просторово-часових поясів інтенсивної генерації та еміграції або повне припинення генерації вуглеводнів. Наведено інтерпретацію цих феноменальних явищ з позиції кінетики реакцій та геохімії органічної речовини. Отримано кількісну оцінку початкових геологічних ресурсів, проведено їх локалізацію у межах родовищ, структур І і ІІ порядків. Виконано ранжування оцінних об’єктів за черговістю геологорозвідувальних робіт на той чи інший вид вуглеводневої сировини. Оцінку фазового складу, локалізацію ресурсів та їх величину підтверджено характеристиками родовищ у межах ділянки досліджень. Моделювання полягає у розв’язанні обернених і прямих задач геотермії в умовах седиментації; обернених і прямих задач нафтидогенезу природних нафтогазових систем і є «повнокомплектним» інструментом прогнозування нафтогазоносності та локалізації прогнозних ресурсів вуглеводнів. Computer methods elaborated for paleotectonic reconstructions and paleotemperature modeling, simulation of naftidogenesis enabled to trace thermodynamic history and formation of the resource potential of the South Yamal area. Evaluation of resources was conducted for three reservoirs of primary accumulation different by age involving oil and gas parent structures with dispersed organic substance different by genesis. Results of simulation reflect thermodynamic zoning and discontinuously-discrete character of naftidogenesis — it is noted the appearance of spatially-temporal belts of intense generation and emigration or total extinction of hydrocarbons generation. Interpretation of these phenomenal effects has been given from the viewpoint of reactions kinetics and geochemistry of organic substance. Quantitative estimation of primary geological resources has been obtained, their localization within the limits of deposits of the I and the II order has been made. The ranking of evaluative objects has been performed according to queuing of geological exploration works for such and such a kind of hydrocarbon raw material. Evaluation of phase composition, localization of resources and their amount are confirmed by characteristics of deposits within the limits of the studied area. Modeling consists in solving of inverse and direct problems of geothermy in conditions of sedimentation, in solving inverse and direct problems of naftidogenesis of natural oil and gas systems, being a «complete set» of an instrument for prediction of oil-gas presence and localization of prognostic hydrocarbons resources. Разработанные компьютерные методики палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, моделирования нафтидогенеза позволили проследить термодинамическую историю и формирование ресурсного потенциала территории Южного Ямала. Оценка ресурсов проводилась для трех разновозрастных резервуаров первичной аккумуляции, в строении которых участвуют нефтегазоматеринские толщи с рассеянным органическим веществом различного генезиса. Результаты моделирования отражают термодинамическую зональность и непрерывно-прерывистый характер нафтидогенеза - отмечается появление пространственно-временных поясов интенсивной генерации и эмиграции либо полное прекращение генерации углеводородов. Приведена интерпретация этих феноменальных явлений с позиции кинетики реакций и геохимии органического вещества. Получена количественная оценка начальных геологических ресурсов, произведена их локализация в пределах месторождений, структур I и II порядков. Выполнено ранжирование оценочных объектов по очередности геологоразведочных работ на тот или иной вид углеводородного сырья. Оценка фазового состава, локализация ресурсов и их величина находят подтверждение . в характеристиках месторождений в пределах участка исследования. Моделирование заключается в решении обратных и прямых задач геотермии в условиях седиментации, обратных и прямых задач нафтидогенеза природных нефтегазовых систем, как "полнокомплектный" инструмент прогнозирования нефтегазоносности и локализации прогнозных ресурсов углеводородов. 2011 Article Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала / С.А. Попов, В.И. Исаев // Геофизический журнал. — 2011. — Т. 33, № 2. — С. 80-104. — Бібліогр.: 12 назв. — рос. 0203-3100 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96859 550.36+553.98 ru Геофизический журнал application/pdf Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
description	Розроблені комп’ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинної акумуляції, у будові яких беруть участь нафтогазоматеринські товщі з розсіяною органічною речовиною різного генезису. Результати моделювання відбивають термодинамічну зональність і неперервно-перервний характер нафтидогенезу — зафіксовано появу просторово-часових поясів інтенсивної генерації та еміграції або повне припинення генерації вуглеводнів. Наведено інтерпретацію цих феноменальних явищ з позиції кінетики реакцій та геохімії органічної речовини. Отримано кількісну оцінку початкових геологічних ресурсів, проведено їх локалізацію у межах родовищ, структур І і ІІ порядків. Виконано ранжування оцінних об’єктів за черговістю геологорозвідувальних робіт на той чи інший вид вуглеводневої сировини. Оцінку фазового складу, локалізацію ресурсів та їх величину підтверджено характеристиками родовищ у межах ділянки досліджень. Моделювання полягає у розв’язанні обернених і прямих задач геотермії в умовах седиментації; обернених і прямих задач нафтидогенезу природних нафтогазових систем і є «повнокомплектним» інструментом прогнозування нафтогазоносності та локалізації прогнозних ресурсів вуглеводнів.
format	Article
author	Попов, С.А. Исаев, В.И.
spellingShingle	Попов, С.А. Исаев, В.И. Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала Геофизический журнал
author_facet	Попов, С.А. Исаев, В.И.
author_sort	Попов, С.А.
title	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала
title_short	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала
title_full	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала
title_fullStr	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала
title_full_unstemmed	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала
title_sort	моделирование нафтидогенеза южного ямала
publisher	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
publishDate	2011
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96859
citation_txt	Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала / С.А. Попов, В.И. Исаев // Геофизический журнал. — 2011. — Т. 33, № 2. — С. 80-104. — Бібліогр.: 12 назв. — рос.
series	Геофизический журнал
work_keys_str_mv	AT popovsa modelirovanienaftidogenezaûžnogoâmala AT isaevvi modelirovanienaftidogenezaûžnogoâmala AT popovsa modelûvannânaftidogenezupívdennogoâmalu AT isaevvi modelûvannânaftidogenezupívdennogoâmalu AT popovsa simulationofnaftidogenesisofsouthyamal AT isaevvi simulationofnaftidogenesisofsouthyamal
first_indexed	2025-11-29T06:48:29Z
last_indexed	2025-11-29T06:48:29Z
_version_	1850106361389514752
fulltext	С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 80 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 В административном отношении участок исследования расположен в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской обл. к востоку от Байдарацкой губы — в южной части п-ова Ямал (рис. 1). Вследствие слабой изученности этой территории возникла необходимость в проведении комплекса мо- делирования и оценки прогнозных ресурсов углеводородов (УВ) в целом по Южному Ямалу. УДК 550.36+553.98 Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала © С. А. Попов, В. И. Исаев, 2011 Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия Поступила 2 ноября 2010 г. Представлено членом редколлегии В. И. Старостенко Розроблені комп’ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинної акумуляції, у будові яких беруть участь на- фтогазоматеринські товщі з розсіяною органічною речовиною різного генезису. Результати моделювання відбивають термодинамічну зональність і неперервно-перервний характер на- фтидогенезу — зафіксовано появу просторово-часових поясів інтенсивної генерації та еміграції або повне припинення генерації вуглеводнів. Наведено інтерпретацію цих феноменальних явищ з позиції кінетики реакцій та геохімії органічної речовини. Отримано кількісну оцінку початкових геологічних ресурсів, проведено їх локалізацію у межах родовищ, структур І і ІІ порядків. Виконано ранжування оцінних об’єктів за черговістю геологорозвідувальних робіт на той чи інший вид вуглеводневої сировини. Оцінку фазового складу, локалізацію ресурсів та їх величину підтверджено характеристиками родовищ у меж- ах ділянки досліджень. Моделювання полягає у розв’язанні обернених і прямих задач геотермії в умовах седимен- тації; обернених і прямих задач нафтидогенезу природних нафтогазових систем і є «повно- комплектним» інструментом прогнозування нафтогазоносності та локалізації прогнозних ресурсів вуглеводнів. Computer methods elaborated for paleotectonic reconstructions and paleotemperature model- ing, simulation of naftidogenesis enabled to trace thermodynamic history and formation of the re- source potential of the South Yamal area. Evaluation of resources was conducted for three reservoirs of primary accumulation different by age involving oil and gas parent structures with dispersed organic substance different by genesis. Results of simulation reflect thermodynamic zoning and discontinuously-discrete character of naftidogenesis — it is noted the appearance of spatially- temporal belts of intense generation and emigration or total extinction of hydrocarbons generation. Interpretation of these phenomenal effects has been given from the viewpoint of reactions kinetics and geochemistry of organic substance. Quantitative estimation of primary geological resources has been obtained, their localization within the limits of deposits of the I and the II order has been made. The ranking of evaluative objects has been performed according to queuing of geological exploration works for such and such a kind of hydrocarbon raw material. Evaluation of phase composition, localization of resources and their amount are confirmed by characteristics of deposits within the limits of the studied area. Modeling consists in solving of inverse and direct problems of geothermy in conditions of sedimentation, in solving inverse and direct problems of naftidogenesis of natural oil and gas sys- tems, being a «complete set» of an instrument for prediction of oil-gas presence and localization of prognostic hydrocarbons resources. Обозначим поисковое значение структурных этажей Южного Ямала. Породы фундамента и промежуточного этажа представлены метамор- физованными парасланцами и терригенными отложениями различного фракционного со- става. В аспекте нефтегеологического значения данная формация представляет интерес как чередование пластов-коллекторов трещиновато- кавернозного типа и уплотненных глинистых от- МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 81 ложений. Возможных источников УВ — потен- циально нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) здесь не отмечается. Мезозойский чехол сложен песчано-гли- нистыми породами. Разрез представлен тре- мя разновозрастными свитами, идентифи- Рис. 1. Обзорная схема положения участка исследований (оценки прогнозных ресурсов). цированными как потенциально нефтегазо- материнские ввиду высокой концентрации рассеянного органического вещества (РОВ): джангодской J1jng (РОВ III типа — террагенное), тюменской J2tm (РОВ II типа — смешанное) и даниловской J3–К1dn (РОВ I типа — аквагенное). В совокупности с сингенетичными им песчано- алевритовыми телами джангодской, лайдинской (J2ld), тюменской, даниловской, ахской (K1ah) свит и экранирующими толщами НГМТ об- разуют нефтегазоперспективные резервуары первичной аккумуляции (РПА). По данным гео- физических исследований скважин (ГИС) и опи- санию керна нами выделены РПА, установлено их соответствие литолого-стратиграфическому расчленению и нефтегеологической приурочен- ности разреза (табл. 1) При этом учитывалось , что на разных этапах формирования разреза, вследствие влияния тектоники и вторичных преобразований коллекторов, эффективная нефтегазоаккумулирующая мощность резер- вуара изменялась. Развитая на площади исследований дизъюнк- тивная тектоника представляет собой каналы вторичной миграции, способствующие питанию ловушек и в вышележащих отложениях (та- нопчинская, марресалинская и другие свиты). Скудность сведений о геологическом строении не позволяет оценить масштабы вторичной ми- Т а б л и ц а 1. Резервуары первичной аккумуляции углеводородов в Южном Ямале Условное название резервуара Элемент Литолого-стратиграфическая привязка Нефтегеологическая приуроченность Верхнеюрский— меловой Покрышка Танопчинская свита К1tn — глины, аргиллиты с ритмичной горизонтальной слоистостью Верхнеюрский подкомплекс юрского НГК, меловой НГК Коллектор Ахская свита К1ah — песчаные пропластки, даниловская свита J3—К1dn — песчаные пропластки НГМТ Даниловская свита J3—К1dn — глины и аргиллиты с высокой концентрацией РОВ Среднеюрский Покрышка Даниловская свита — глины, аргиллиты, алевролиты Среднеюрский подкомплекс юрского НГК Коллектор Тюменская свита J2tm — песчаники, алевролиты НГМТ Тюменская свита — глины с высокой концентрацией РОВ Нижнеюрский— палеозойский Покрышка Джангодская свита — глины, аргиллиты Палеозойский НГК, нижнеюрский подкомплекс юрского НГК Коллектор Джангодская свита — песчаники, алевролиты НГМТ Джангодская свита — глины с высокой концентрацией РОВ Коллектор Палеозой PZ — гравелиты, конгломераты, песчаники, глинистые сланцы (трещиноватые) С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 82 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 грации. Поэтому основное внимание в работе сосредоточено на генерации, эмиграции и пер- вичной аккумуляции УВ, а в качестве объектов прогнозной оценки приняты указанные РПА. Литолого-геохимическая характеристика разреза В составе палеозойских отложений преоб- ладают плохо сортированные гравелиты и кон- гломераты. Вверх по разрезу увеличивается толщина прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пиролитический анализ на 12 об- разцах показал, что глинистые сланцы лишены нефтегенерационного потенциала [Скоробога- тов и др., 2003]. Отложения мезозойской группы распро- странены широко, залегают на подстилающих породах с угловым и стратиграфическим не- согласием, перекрыты маломощными четвер- тичными отложениями. Мезозойская группа представлена юрской и меловой системами. Триасовая система в разрезе достоверно не выделена. Образования юрской системы залегают не- согласно на метаморфических породах про- терозойского или палеозойского возраста и трансгрессивно перекрыты породами неоко- ма. Юрская система представлена нижне- среднеюрскими и верхнеюрскими образова- ниями. На севере Западно-Сибирской равнины, со- гласно корреляции местных стратиграфических разрезов [Скоробогатов и др., 2003], в пределах Южно-Ямальского фациального района выде- ляется заводоуковская серия, разрез которой сложен песчано-алеврито-глинистыми угле- носными отложениями прибрежно-морского и континентального генезиса. Серия характе- ризуется циклическим строением с ритмичной субгоризонтальной слоистостью и массивны- ми песчаниками руслового генезиса. Полный разрез серии представлен зимней, левинской, джангодской, лайдинской и тюменской свитами. Зимняя свита (J1zm) представлена отложе- ниями спрямленных и часто меандрирующих русел рек и их пойм, залегающими с угловым и стратиграфическим несогласием на разно- возрастных породах фундамента. Мощность свиты порядка 50 м. Левинская свита (J1lv) выделена по данным керна и ГИС, представлена аргиллитами. В джангодской свите (НГМТ) J1jng выде- лены нижняя, средняя и верхняя подсвиты. Нижняя и средняя подсвиты синхронны двум аллювиальным циклитам и сложены в подо- шве переслаивающимися серыми полевошпат- кварцевыми песчаниками с прослоями граве- литов и маломощных прослоев бурых углей. Верхние части состоят из озерно-пойменных темно-серых аргиллитов, аргиллитоподобных глин и серых алевролитов. Мощность свиты порядка 40 м, к востоку увеличивается до 205 м. Повышенное содержание РОВ и органического углерода Сорг позволяет отнести свиту к потен- циально нефтематеринским [Строганов, Ско- робогатов, 2004]. Для палеоозерных глинистых седиментитов свиты характерны превосходный нефтегенерационный потенциал керогена (до 56,48—65,95 кг УВ/т породы) и высокий водород- ный индекс (650—800 кг УВ/т Сорг), что частично обусловлено углистой составляющей породы. С учетом невысоких значений максимальной температуры деструкции max и следов генера- ции нефти (реализованный нефтяной потенци- ал S1=0,02÷0,06 кг УВ/т породы) очевидно, что реализация нефтегенерационного потенциала еще только началась. Углистая компонента ке- рогена определяет заметное газообразование — параметр S1=0,01÷0,04 кг УВ/т породы. Лайдинская свита (J2ld) на основании ци- кличного строения разделена на две подсвиты. Нижняя представлена песчаниками серыми средне-мелкозернистыми, аркозовыми с гли- нистым цементом. В подошве залегает пласт Ю9. Верхняя подсвита по данным ГИС и со- ставу шлама идентифицируется как озерно- пойменные горизонтально-слоистые аргиллиты и алевролиты. Мощность свиты порядка 36 м, увеличивается в северо-восточном и восточном направлениях до 76 м. Отложения тюменской свиты (НГМТ) J2tm имеют циклическое строение и представлены вымско-леонтьевским и малышевским зональ- ными циклитами аллювиального и озерно-пой- менного генезиса. По кровле свиты прослежи- вается опорный горизонт (ОГ) «Т». Мощность свиты около 74 м. В верхней подсвите прослой палеоозерных глин отличается умеренно высо- ким остаточным нефтегенерационным потен- циалом органического вещества (S2=15÷34 кг УВ/т породы) и высоким содержанием Сорг (4,5—9,5 %) [Скоробогатов и др., 2003; Строга- нов, Скоробогатов, 2004]. Отложения термально незрелые ( max=424÷430 °С), нефтеобразование здесь развивается в вялотекущей форме. Содер- жание нефти в породе низкое (S1=0,75÷1,20 кг/т породы). Отложения верхнего отдела юры представ- лены даниловской свитой (НГМТ) J3—К1dn. Несмотря на невысокие концентрации РОВ [Строганов, Скоробогатов, 2004], свита от- МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 83 несена к потенциально нефтематеринским. К кровле приурочен ОГ «Б». Свита сложена морскими глинистыми отложениями — аргил- литами темно-серого цвета, тонкоотмученны- ми, прослоями слабоалевритистыми и плитча- тыми, с конкрециями пирита. Возраст свиты поздневолжско-раннеберриасский, толщина в пределах района исследований от 42 до 372 м. Нефтегенерационный потенциал отложений характеризуется показателем S2=1,35÷17,94 кг УВ/т породы. Содержание Сорг=1,5÷5,33 %, но масштабы нефтеобразования (параметр S1) не превышают 1,33 кг УВ/т породы. Отложения меловой системы на п-ове Ямал развиты широко и составляют большую часть терригенного разреза мезозоя. Разрез пред- ставлен полудинской (ахская свита K1ah), усть- тазовской (танопчинская K1tn, яронгская K1yr и марресалинская K1–2mr свиты) и дербышинской (кузнецовская K2kz и березовская K2b свиты) сериями. В составе ахской свиты преобладают гли- нистые мелководно-морские массивные и тон- ко плитчатые образования. В разрезе новопор- товской пачки выделяется пласт НП1. К пач- ке 5 приурочен пласт с индексом БЯ17. Возраст свиты — берриас—готерив, мощность порядка 550 м. Толщина уменьшается к северо-востоку и востоку. Танопчинская свита имеет двучленное строение. Она сложена песками, песчаника- ми, алевролитами, аргиллитами с ритмичной горизонтальной слоистостью, отлагавшихся в прибрежно-континентальных условиях, и алевролитами, песчаниками и песками с про- слоями глин и аргиллитов с известняками мелководно-морского облика. В нижней части распространены пласты ТП17—ТП19, в верхней (апт) — ТП1—ТП13. Мощность отложений свиты относительно выдержанная — порядка 565 м. Образования четвертичной системы залега- ют со стратиграфическим несогласием на раз- мытой поверхности мезозоя. Они представлены ледниково-морскими и озерно-аллювиальными отложениями. Толщина разреза порядка 250 м. Тектоника Отличительная особенность строения территории Южного Ямала — наличие двух структурно-тектонических этажей: ниж- него и верхнего [Скоробогатов и др., 2003]. Нижний состоит из метаморфических пород протерозойско-палеозойского возраста, сла- гающих фундамент Западно-Сибирской плиты. Морфология кровли фундамента охарактеризо- вана структурной схемой по ОГ «А». Верхний (мезозойско-кайнозойский) этаж представляет собой собственно осадочный чехол. В границах прогнозного участка (рис. 2) на- ходятся фрагменты надпорядковых структур: Ямало-Гыданская синеклиза, Мессояхская седловина, Приуральская моноклиза и Южно- Ямальская региональная ступень. Ниже описа- ны структуры І порядка, для которых проведена оценка прогнозных ресурсов: Ярротинский и Юрибейский прогибы, Южно-Ямальский ме- гавал. Ярротинский прогиб на западе сочленяется с Байдарацким гемисводом. В юго-западной части по системе субпараллельных Байдарац- ких глубинных разломов прогиб граничит с Щучьинским выступом и Полярноуральской моноклиналью. В северной, северо-восточной и восточной частях Ярротинский прогиб ограни- чивается Южно-Ямальским мегавалом. Внутрен- нее строение прогиба осложнено структурами II порядка. Юго-западная его часть осложне- на Мантойской моноклиналью субширотного простирания, а западная — Малоеркатаяхской депрессией. В юго-западной бортовой части расположен Западно-Ярротинский структур- ный мыс, в северо-восточной — Менгенотский, разделенные небольшой седловиной. На юго- востоке выделяется Восточно-Еркатаяхская котловина. Южно-Ямальский мегавал ограничивает Яр- ротинский прогиб на востоке и северо-востоке. Самая крупная структура II порядка — Ново- портовская брахиантиклиналь. На севере и северо-западе вал осложнен Малоямальским и Восходным куполовидными поднятиями. Юрибейский прогиб располагается севернее Южно-Ямальского мегавала. Западная часть осложнена Усть-Юрибейским структурным мы- сом, в пределах которого выделяются две локаль- ные положительные структуры — Салобатская и Усть-Юрибейская. К последней приурочено одноименное газовое месторождение. Нефтегазоносность В северной части Западно-Сибирской про- винции нефтегазоносность связана с меловым, юрским и палеозойским нефтегазоносными комплексами [Скоробогатов и др., 2003]. Данные о месторожденях, расположенных в пределах участка исследований, приведены в табл. 2. Палеозойский НГК изучен слабо. Промыш- ленная нефтеносность установлена на Новопор- товском месторождении, где в палеозойском карбонатном комплексе пород фундамента она связана с рифами. Перспективны вторичные ги- пергенные коллекторы трещинно-кавернозно- С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 84 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Рис. 2. Обзорная структурно-тектоническая схема района исследования (по [Комарницкий, 2002]). Границы тектониче- ских элементов: 1 — региональных надпорядковых, 2 — I порядка, 3 — II порядка; 4 — Восточно-Уральский глубинный разлом; изогипсы кровли тюменской свиты; 5 — уверенные, 6 — неуверенные, 7 — предполагаемые; 8 — скважина и ее номер; 9 — контур и название месторождения; 10 — номер структуры II порядка; 1 — Мантойская моноклиналь, 2 — Малоеркатаяхская депрессия, 3 — Западно-Ярротинский структурный мыс, 4 — Восходное куполовидное поднятие, 5 — Восточно-Еркатаяхская котловина, 6 — Менгенотский структурный мыс, 7 — Усть-Юрибейский структурный мыс; 11 — район проведения оценки прогнозных ресурсов. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 85 карстового типа, распространенные по древним разломным нарушениям. Юрский НГК неоднороден, в разных частях исследуемого района продуктивны различные части комплекса. Наиболее важны с точки зре- ния перспектив нефтегазоносности пласты Ю21—Ю22, Ю7, Ю5 и Ю2—3. Пласты Ю21—Ю22 содержат газоконденсатные залежи на Ново- портовском месторождении, с пластами Ю2-3 и Ю5 связаны нефтегазоконденсатные залежи. Меловой НГК представляет собой полифа- циальную субугленосную толщу. Здесь широко распространены глинистые трансгрессивные отложения ярронгской свиты, которые служат флюидоупором для подстилающих пород. Нали- чие субрегиональной покрышки и особенности распределения залежей УВ в разрезе позволи- ло выделить три подкомплекса: неокомский, готерив-аптский и верхнеальб-сеноманский. Участок прогнозной оценки приурочен к Ямальской и Приуральской нефтегазонос- ным областям (НГО). В пределах Приураль- ской НГО, на западе, выделены Щучьинский и Полярноуральский возможно нефтегазо- носные районы (ВНГР). Перспективы нефте- газоносности Щучьинского ВНГР связывают с палеозойским НГК. Промышленная нефте- газоносность палеозойского НГК доказана в пределах Южно-Ямальского НГР непосредст- венно на Новопортовском месторождении. Здесь газоконденсатные залежи, массивные и тектонически экранированные, приуроче- ны к карбонатным коллекторам. Дебиты газа составляют 76—260 тыс. м3/сут, конденсата — 1,5—6,4 м3/ сут, Рпл=273 атм, Тпл=82 °С. В Ярротинском ВНГР залежи нефти и газа на данной стадии изученности не установлены. По результатам бурения и испытания перспек- тивных горизонтов, в поисковых скв. ЗЯ-300, ЗЯ-301, ЗЯ-302, М-50 и СМ-51 объекты оказались водонасыщенными. Однако по данным снеговой съемки [Катаев, 2007] можно судить о высокой газоперспективности Ярротинского прогиба. О методике палеотемпературного моделирования Для установления термодинамической исто- рии НГМТ, выявления, картирования очагов и оценки времени генерации УВ применялись палеотектонические реконструкции и палеотем- пературное моделирование. Наиболее полная версия этой компьютерной методики изложена в статье [Исаев и др., 2009]. Для решения об- ратной задачи геотермии (расчета теплового потока через поверхность основания) исполь- зовались измерения пластовых температур пл, полученные при испытаниях скважин (табл. 3). Т а б л и ц а 2. Характеристика нефтегазоносных комплексов (НГК) месторождений, расположенных в пределах участка исследований Месторождение Категория по запасам НГК месторождений Фазовое состояние залежей Пласты Южно-Ямальский нефтегазоносный район Новопортовское Крупное Палеозойский Конденсат, газ Палеозой Юрский Газоконденсат Нефть+газоконденсат То же Ю21—Ю22 Ю5 Ю2-3 Меловой Газ Нефть+конденсат Газоконденсат » Нефть+конденсат То же Газоконденсат Нефть+конденсат То же ПК1-2 БЯ, ТП0-1-ТП26 НП0 НП1 НП2-4 НП5-6 НП7 НП8-9 НП10-11 Малоямальское Среднее Юрский Конденсат Ю10, Ю2, Ю4 Меловой Газ ПК1-2 Юрибейский нефтегазоносный район Усть- Юрибейское Мелкое Меловой » ТП1, БЯ10 С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 86 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Алгоритм моделирования нафтидогенеза Целевые объекты прогноза перспектив не- фтегазоносности при регионально-зональной оценке — структуры I и II порядков, отдельные НГК в их пределах. Поэтому минимальный уро- вень формализации процесса нафтидогенеза на данной стадии — это интегральные матема- тические модели макрореакторов. Параметры модели на рис. 3 приведены в соответствии с данными табл. 4. Оценка ресурсного потенциала выполнена путем решения обратной (оценка исходных значений фильтрационно-емкостных свойств и массы РОВ) и прямой задач (оценка параме- тров «генерационного» и «эмиграционного» полей за период времени). Эмиграция огра- ничена двумя формами — водным раствором и свободной фазой. Комплексная модель описывает протекание генерации и эмиграции в удельном макрореак- торе — эффективном объеме всех микрореак- торов, сосредоточенных в 1 м3 нефтегазома- теринской породы. Алгоритм моделирования построен на основе аппроксимирующих за- висимостей по данным пиролитического мето- да Rock-Eval [Tissot, 2003], кинетики реакций и термодинамических уравнений, с учетом моделей эмиграции А.Г. Арье [Арье, 1996] и В. Ф. Симоненко [Симоненко, 1989]. Граничные условия для физико-геологической среды: временной интервал охватывает пери- од от начала диагенеза НГМТ до формиро- вания современного разреза; оценка параметров производится на конец формирования свит; Т а б л и ц а 3. Результаты испытания глубоких скважин (с использованием данных [Скоробо- гатов и др., 2003; Строганов, Скоробогатов, 2004; Катаев, 2007]) Площадь (месторождение) Интервал испытания, м Отложения (свита) Пласт, горизонт Приток, м3/сут Тип флюида пл, °С Северо- Мантойская, скв. 51 2665—2674 PZ(?) Ф3 — Фильтрат бурового раствора 84,3 2636,5—2642 PZ(?) Ф2 — ФБР 81,8 2416—2418,1 Даниловская Ю9 — ФБР 76,1 2325,9—2329,3 » Ю2 — Вода 73,9 1661—1664 Ахская БЯ17 — » 47,7 1368—1376 Танопчинская ТП14-16 29 » 37 891—900 » ТП1 4,9 » 23 873—878,5 » ТП0 54 » 22,3 469—472 Марресалинская ПК1 — » 9,58 Новопортовское, скв. 54 2520—2540 PZ(?) — 75,5—259,9 1,54—6,35 Газ Конденсат 82 Усть- Юрибейская, скв. 31 1165—1178 Танопчинская- ахская — — Вода + газ 67 Рис. 3. Схема параметризации разреза при моделировании нафтидогенеза. Условные обозначения и пояснения в тексте. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 87 Т а б л и ц а 4. Основные геолого-геофизические и геохимические параметры моделирования нафтидогенеза Группа параметров Параметр Обозначение Размерность Источник (способ, метод) получения данных Параметры нефтематеринской толщи (входные параметры) Эффективная генерирующая толщина (макрореактор) m м Каротаж глинистости + + керн Пористость (открытая) nо доли единицы Нейтронный каротаж + + керн Единичная поверхность Sed м2 — Плотность минерального скелета σнгмт тв т/м3 Каротаж плотности + керн Плотность породы σнгмт т/м3 Каротаж плотности + + керн, геоплотностное моделирование Плотность пластовой воды σв кг/м3 Опробование, керн Коэффициент уплотнения пород βп МПа–1 Керн Параметры нефтематеринской породы — макрореактора (входные параметры) Реализованный потенциал УВ S1 кг/т Данные Rock-EvalНереализованный потенциал УВ S2 кг/т Исходная и остаточная масса РОВ Г0, ГОСТ кг/м3 Пересчет параметров Rock- EvalМасса «нефтяного» и «газового» РОВ Гн, Гг кг/м3 Концентрация органического углерода Сорг % Данные Rock-Eval (для расчета водородного индекса HI) Параметры разреза (входные параметры) Абсолютный возраст свит T млн лет Литолого-стратигра- фические разбивки, геохронологическая шкала Мощность свит H м Керн, каротаж, сейсморазведка Плотность вмещающих пород разреза σп кг/м3 Каротаж плотности+керн, геоплотностное моделирование Пористость пород (общая) nобщ доли единицы Акустический каротаж + + керн Тектоническая история нефтематеринских свит (t) М Палеотектонические реконструкции Геодинамические параметры (входные параметры) Термическая история нефтематеринских свит (t) °С Палеотемпературное моделированиеТепловой поток q(t) Вт/м2 Геостатическое давление Пластовое давление Эффективное давление Pгеост(t) Pпл(t) Pэф(t) МПа Пересчет результатов палеотектонических реконструкций Расчетные параметры генерации и эмиграции УВ (выходные параметры) Свободная энергия св(t) кДж/моль Моделирование генерации Константа распада РОВ k В зависимости от порядка реакции Данные Rock-Eval, моделирование генерации Прирост генерации ΔГ кг/м3 То же Объем файлюационного потока Wф м3 Моделирование эмиграции Вторичная водонасыщенность W0 м3 То же Суммарный поток отжатия W м3 » Концентрация УВ (текущая и предельная) ji, 0i кг/м3 Моделирование генерации и эмиграции Прирост эмиграции ΔG кг/м2 То же Плотность ресурсов mΔG кг/м2 » С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 88 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 генерация j-го УВ компонента иниции- руется в момент, когда текущее значение свободной энергии св(t) превышает поро- говое значение энергии активации акт(t); эмиграция начинается, когда текущая концентрация генерированных УВ Гji (j — порядковый индекс продукта генерации, i-порядковый индекс момента времени) в объеме пластовой воды W достигнет или пре- высит предельное значение растворимости: при текущей концентрации растворенных УВ Cji< 0iпроисходит выход растворенных УВ с учетом интенсивности уплотнения по- род; при Cji≥ 0i — продукты выносятся в свободной фазе, где 0i — предельная кон- центрация УВ на данной стадии. Моделирование генерации. На начальном этапе модельных построений решается обрат- ная задача — по параметрам пиролитического метода Rock-Eval оценивается величина Г0 — исходная масса реакционноспособного РОВ. Величина S1 характеризует битумоидный ко- эффициент, т. е. массу, эквивалентную количе- ству нефти, которая образовалась в результате распада РОВ. Величина S2 — остаточная масса РОВ, способная генерировать УВ при более вы- соких температурах. Начальные массы РОВ — суммарная Г0, не- фтегенерирующая Г , газогенерирующая Г — в начале диагенеза (или на условно начальный момент) — оцениваются по формулам (1)—(3) с учетом коэффициентов С. Г. Неручева [Попов, Исаев, 2010]: N 1 HI 100 S Kn , (1) Nn S1 , (2) N HI S Kn C S 0 2 1100 ( )N Kn S n S1 2 , (3) где K — пересчетный коэффициент Неручева (диагенетические потери); nNo и nKo — открытая пористость на начальной и конечной стадиях формирования разреза, соответственно; Сг — содержание органического углерода в РОВ; HI — водородный индекс (кг УВ / т Сорг). Решение прямой задачи заключается в оцен- ке прироста генерационных потерь, которые определяются: свободной энергией (4), констан- тами реакции, скоростью реакции, временем генерации. Энергообеспеченность (свободная энергия) макрореактора для активации ком- понентов РОВ при данных термобарических условиях определяется по уравнению Гиббса: ( ) ln( ) H E Q PV T T , (4) где Q — подводимая к РОВ энергия теплового потока (кДж/моль); Δ — прирост давления, МПа; V — единичный объем макрореактора, м3; Δ — приращение энтальпии изобарного про- цесса, кДж/моль; Δ — прирост абсолютной температуры, К. Константа реакции разложения 1-го (5) и по- следующих (6) компонентов в цепи деградации РОВ описывается уравнениями 0 i E RT ik A e= , (5) ( ) 0 i E E RT ik A e= , (6) где 0 — константа Аррениуса; R — универ- сальная газовая постоянная; св — свободная энергия, кДж/моль; акт — энергия активации, кДж/моль. Эффективная скорость реакции (ε1, ε2, ε3) определяется согласно порядку реакции s: 0 1ln ln t при s=1; 2 0 1 1 t при s=2; 32 2 0 1 1 2 t при s=3, где s — порядок реакции (s =1 — продуци- руется нефть или газ; s=2 — нефть+газ или газ+конденсат; s=3 — нефть+газ+конденсат). Газогенерирующая составляющая РОВ, за- висимость (3), разлагается согласно уравнению первого порядка (7). Сделаем допущение, что нефтегенерирующая составляющая РОВ, зави- симость (2), генерирует нефть, газ (в результа- те деградации нефти) и ряд парагенетических соединений данного продукта, которые условно отнесены к газу. Здесь и далее — «нефть+газ». Поэтому скорость деструкции нефтегенерирую- щего РОВ будет определяться кинетическими уравнениями второго порядка (8). Согласно принципу независимости реакций, из равенства εt=kГ0 следует прирост генераци- онных потерь РОВ от времени (для N компо- нентов в энергетическом спектре генерации): ( )10 1 N i ji ir j E E t t k E= МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 89 ( )1 N i ji ij E E t k E= > при s=1, (7) ( )10 1 N i ji ir j E E t t k E= ( )1 N i ji ij E E t k E= > при s=2, (8) ( ) 3 10 1 N i ji ir j E E t t k E= ( ) 3 1 N i ji ij E E t k E= > при s=3, (9) с учетом граничных условий: потенциального барьера — энергии активации для продукта j-го энергетического уровня (10) и функции расхода РОВ (11): ln1 1 1 i i ji jii i T T k E kT T = , (10) 0 0 ir = , (11) где — абсолютная температура, К; kji — кон- станта реакции j-х компонентов на i-м этапе формирования НГМТ. Для того чтобы найти объемную плотность генерации в заданных координатах, полученный результат умножа- ется на объем нефтегазогенерирующих пород (Sed×h). Моделирование эмиграции. Ключевыми факторами эмиграции приняты эффективное давление и температура, которые определяют величину текущей концентрации УВ в пласто- вой воде и отжим флюидов к границе НГМТ. Учитывая, что в адсорбированном состоянии взаимодействие между молекулами незначи- тельно [Коган и др., 2005] и степень подвижно- сти молекул до момента десорбции в поровую среду (до начала эмиграции в коллектор) не принципиальна, будем считать адсорбирован- ный углеводородный газ (или нефть) идеальным газом. Тогда при каждом цикле генерация—де- сорбция в раствор будет уходить порция УВ, достигающая при текущих термодинамических условиях концентрации ( ) ( )0 ji i i v P t C WV RT t = = , где 0i — молярная концентрация, моль/м6; vji — количество растворимых УВ, моль; ΔWi — объем растворителя, м3; V — объем макрореактора, м3; (t) — абсолютная температура, К; P(t) — эф- фективное давление в равновесной системе, условно принятое парциальным давлением продукта, МПа. Для большей формализации примем, что за бесконечно малый промежуток времени в поро- вой ячейке существует либо капля нефти, либо пузырек газа. Отсюда текущая концентрация: o 0 ji i C M C n t W = , где ji — концентрация растворенных УВ в объ- еме растворителя ΔW, фильтрующегося через объем открытых пор n i; в и ρв — молекулярная масса (кг/моль) и плотность (кг/м3) воды. После десорбции УВ в поровую среду НГМТ межмолекулярное взаимодействие в продуктах разложения не принимается во внимание. Влия- ние внешней среды будет эквивалентно отжиму флюидов из НГМТ, которое можно оценить по эмпирическим зависимостям между эффек- тивным давлением и искомыми параметрами: P P P или ( ) ( ) i P H t 310 , где (t) — глубина погружения НГМТ. Соответственно объем файлюационного по- тока (12), вторичная водонасыщенность куби- ческого метра породы (13) и суммарный объем отжатого флюида (14): 1 1i i i iW n n , (12) 0 1 iW t , (13) W W W . (14) Вторичная водонасыщенность (вторичная пористость) ΔW0 — объем породы, освобождаю- щийся при распаде РОВ на предыдущем этапе и заполняемый пластовыми водами, которые затем выталкивают УВ к границе НГМТ при уплотнении на текущем этапе. Плотность эмиграции водорастворенных (15) и свободнофазных (16) УВ в данной точке: ( ) ed i mS G WC , (15) i h G W C t , (16) где hэ — суммарный объем каналов эмиграции; i — текущая концентрация УВ. С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 90 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Расчет плотности начальных геологических ресурсов. Пусть весь объем водорастворен- ных УВ достигает ловушек, где, согласно [Арье, 1996], УВ отделяются от раствора и образуют первичное скопление. Сделаем допущение, что объемы аккумуляции свободнофазных УВ про- порциональны соотношению ΔGраств/ΔGсум. Тог- да локализованные прогнозные ресурсы нефти и газа в пределах структур рассчитываются по формуле D S G G S G G G G , где D — прогнозные (начальные геологические) ресурсы в резервуаре первичной аккумуляции, млн т; S — площадь структуры, км2; G — средняя суммарная плотность аккумулирован- ных ресурсов в пределах структуры, тыс. т/км2; θ — соотношение между мощностью НГМТ и коллектора. Замечание. В наших исследованиях вели- чина θ для палеозойско-нижнеюрского РПА составляет 0,35, для среднеюрского — 0,69, для верхнеюрско-мелового РПА — 0,16. Вторичная миграция между структурами I и II порядка не учитывается. Тестирование алгоритма генерации и эмиграции При тестировании использованы модели равномерного погружения НГМТ во времени. Выявлены следующие особенности. 1. Длительность процесса генерации «нефтя- ных» УВ увеличивается в ряду террагенное РОВ — смешанное — аквагенное РОВ, что, вероят- но, связано с ростом концентрации липидных компонентов [Борукаев, Полякова, 1998]. 2. Нефтегенерационный потенциал полно- стью реализуется при следующих температурах, °С: 170 — террагенное РОВ, 230 — смешанное, более 250 — аквагенное РОВ. 3. Для смешанного и аквагенного типов РОВ график зависимости интенсивности генера- ции нефти от времени — двухмодальный, для террагенного РОВ — одномодальный. График зависимости интенсивности генерации газа для всех типов РОВ — одномодальный. Вероятная причина полученных различий — неоднород- ность энергетических свойств и состава РОВ I и II типов, представленных в разрезе. 4. Установлено нелинейное соотношение эмиграции и генерации нефти, что отражает влияние реакционного объема открытой по- ристости НГМТ. Эмиграция газа практически линейно связана с интенсивностью генерации. Моделирование нафтидогенеза: входные параметры На рис. 4 представлены схематические карты распределения эффективных мощностей (ма- крореакторов) и Сорг для трех разновозрастных НГМТ. Судя по конфигурации изолиний, мощ- ности возрастают в сторону (палео-)сноса осад- ков. Особенности распределения Сорг для ниж- неюрских отложений скорее всего отражают русловой или дельтовый генезис джангодской свиты. Максимальные концентрации Сорг для среднеюрских и верхнеюрско-меловых пород, вероятно, приурочены к областям палеошельфа в прибрежно-морской и глубоководной частях соответственно. Карты мощностей НГМТ строились в не- сколько этапов. На первом по результатам ин- терпретации ГИС и данным керна определены величины макрореакторов в разрезах скважин СМ-51, М-50, НП-54, НП-124, НП-163, НП-117, УЮ-30 и УЮ-31. Затем с учетом сейсморазве- дочных данных производился расчет для всего участка. Карты распределения Сорг построены путем интерполяции средних значений в 22 скважинах участка исследования (см. рис. 2). В табл. 5 приведены нефтегазогенерацион- ные характеристики НГМТ (над чертой указано среднее значение, под чертой — диапазон зна- чений). Начальная масса РОВ оценивалась по Т а б л и ц а 5. Геохимические параметры НГМТ (с использованием [Скоробогатов и др., 2003]) НГМТ Сорг, % S1, кг/т S2, кг/т Г0, кг/м3 Г0н, кг/м3 Г0г, кг/м3 J1jng 3,45 1,84—7,70 1,12 0,97—1,45 14,22 12,97—28,36 64,43 47,72—107,78 1,23 1,06—1,59 49,09 27,85—77,98 J2tm 1,23 1,53—3,61 2,10 0,51—2,48 14,27 10,10—17,46 40,65 24,76—70,84 2,16 0,52—2,55 25,35 10,45—55,97 J3—K1dn 1,89 0,86—3,87 2,35 0,43—3,25 15,20 5,80—17,83 37,68 16,85—80,43 2,62 0,48—3,64 19,85 0,00—61,01 МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 91 Рис. 4. Схематические карты распределения содержания Сорг и эффективной генерирующей мощности НГМТ: а — джангодская свита (J1 jng); б — тюменская свита (J2tm); в — даниловская свита (J3—K1dn). формулам (1)—(3). Заметим априори, что при полной реализации нефтяного и газового по- тенциалов НГМТ более перспективны на нефть верхнеюрско-меловой и среднеюрский, на газ — нижнеюрско-палеозойский РПА. Значения плотности теплового потока из основания (рис. 5) получены путем интерпо- ляции результатов решения обратной задачи геотермии для трех глубоких скважин — СМ-51, НП-54, УЮ-31. Отметим, что значения плотности Сорг, % С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 92 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 теплового потока коррелируют с запасами и фазовым составом месторождений УВ: величи- на теплового потока растет в направлении от газового Усть-Юрибейского к газоконденсато- нефтяному Новопортовскому месторождению. По статистическим зависимостям рассчи- таны начальные значения открытой пористо- сти (в отн. ед.) пород материнских отложений при плотности тепловых потоков от 47,3 до 51,8 мВт/ м2 (в среднем 49,6 мВт/м2): J1jng — 0,15—0,32 (в среднем 0,23); J2tm — 0,06—0,26 (0,09); J3—K1dn — 0,04—0,11 (0,06). Отметим априори, что емкостные свойства отложений джангодской НГМТ обусловливают ее высокий эмиграционный потенциал. Результаты моделирования: термодинамическая и геохимическая эволюция резервуаров первичной аккумуляции Южного Ямала Для каждой НГМТ на ключевые моменты по- строены карты структурного положения очагов генерации УВ, карты интенсивности генерации, карты интенсивности эмиграции водораство- ренных и свободнофазных УВ. Карты распределения температур получены путем решения прямой задачи геотермии на базе площадной модели теплового потока из основания (с учетом векового хода температур на земной поверхности) и геологической модели участка исследования. Карты интенсивности ге- нерации и эмиграции (накопленные объемы УВ за 1 млн лет) построены путем решения прямой задачи моделирования нафтидогенеза на основе распределения площадных моделей входных параметров — Сорг, (t), (t), h и др. Плотность сетки построения карт выходных параметров 0,7 точек/км2. Схематические карты строились на следую- щие ключевые моменты: конец формирова- ния ахской (132,2 млн лет назад), ярронгской (98,2 млн лет назад), кузнецовской (73,2 млн лет назад) свит, конец палеогена (24,0 млн лет назад) и неогена (1,64 млн лет назад). Нижнеюрско-палеозойский РПА. Конец формирования ахской свиты (132,2 млн лет назад). Термические условия очагов газообразо- вания наблюдаются на всем участке исследова- ния, за исключением Еръяхской зоны поднятий и Мантойской моноклинали. В совокупности с высокой концентрацией РОВ создается благо- приятная обстановка для мощной генерации УВ на северо-востоке, не менее 0,19 кг/м3 нефти и 0,14 кг/м3 газа. В силу энергетических осо- бенностей РОВ более интенсивная генерация отмечается на юго-западе — 0,25—0,27 кг/м3 нефти и порядка 0,15 кг/м3 газа. Интенсивность эмиграции водорастворенных УВ варьирует по площади в нешироких пределах — в 2 раза. В наиболее погруженных частях Юрибейского про- гиба эмиграция протекает вяло, 0,01—0,03 кг/м2 нефти и 0,01—0,05 кг/м2 газа, вероятно, только вследствие большой мощности материнских пород. Уплотнение достигло здесь предельного значения интенсивного отжима НГМТ. Объемы эмиграции свободнофазных УВ зависят в большей степени от концентрации РОВ и мощности НГМТ, чем от давления. Их значения в пределах участка иссле- дования варьируют от 4 до 12 кг/м2 для нефти и от 5 до 17 кг/м2 — для газа. Конец формирования ярронгской свиты (98,2 млн лет назад). Джангодская НГМТ на северо-востоке участка входит в главную зону нефтеобразования (ГЗН): палеоотметки кровли НГМТ — в пределах 850—2150 м, максималь- ные палеотемпературы достигают 100 °С. В периферийных частях прогибов появляются пояса высокоградиентной интенсивности ге- нерации УВ, что свидетельствует о начале кас- кадной генерации нефти (активация многих Рис. 5. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания: 1 — абсолютные отметки фундамента, м; 2 — изолинии глубинного теплового потока, мВт/м2. Остальные условные обозначения см. на рис. 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 93 энергетических комплексов) и снижении темпов генерации газа (расход низкоэнергетических компонентов). Плотность генерации нефти до 0,15 кг/м3, газа — до 0,26 кг/м3. Температурные условия начала интенсивной генерации нефти соответствуют интервалам 70—75 (юго-запад участка) и 80—85 °С, что на 10—20 °С ниже классического барьера [Бурштейн и др., 1997]. Выделяется неширокий пояс эмиграции газа — между Западно-Ярротинским и Менгенотским структурными мысами с плотностью эмиграции до 0,02 кг/м2. На северо-востоке эмиграционные процессы газа выражены не явно. Нефтяные УВ достигли предельной концентрации и эми- грируют на всей территории. На юго-западе появляется аналогичный «газовому» пояс ак- тивной эмиграции нефти, в пределах которого плотность эмиграции достигает 0,01 кг/м2. Далее на северо-восток его сменяет резкое понижение интенсивности до нуля, которое затем медленно увеличивается до 0,03 кг/м3. Судя по положению и форме аномалий свободнофазных УВ, макси- мум интенсивности эмиграции нефти находится в более погруженных частях района исследова- ний — максимальный прирост ресурсов нефти (до 6 кг/м2) отмечается в районе Ярротинского и Юрибейского прогибов. Значения эмиграции свободнофазных УВ, в первом приближении, линейно зависят от интенсивности генерации. Конец формирования кузнецовской свиты (73,2 млн лет назад). Последующее накопление осадочной толщи не вносит сколько-нибудь значимого вклада в термическую обстановку района: на северо-востоке по-прежнему активен небольшой очаг генерации нефти, а на остальной площади широко развиты очаги газообразова- ния. Процессы генерации УВ менее интенсив- ны по сравнению с предыдущим периодом, но стабилизировались на всем участке исследова- ния, что, по-видимому, указывает на оконча- тельное вхождение материнских отложений в ГЗН. Максимальная интенсивность генерации (нефть — от 0,12 кг/м3; газ — от 0,14—0,18 кг/м3) приурочена к прогибам. Начинается интенсив- ная эмиграция на территории к северо-востоку от Западно-Ярротинского мыса, где интенсив- ность увеличивается в 1,5—2 раза по сравнению с районом Мантойской моноклинали. Здесь плот- ность эмиграции водорастворенных УВ достигает 0,02 кг/м2, свободнофазных УВ — более 9,5 кг/ м2 нефти и 11,5 кг/м2 газа. Градиент эмиграции со- риентирован на северо-восток. Конец палеогена (24,0 млн лет назад). На- копление палеогеновых отложений приводит к погружению НГМТ на максимальные палео- глубины, где она прогревается до 100—105 °С (рис. 6, а). Несмотря на это, интенсивность гене- рации нефти и, частично, газа резко падает до нулевого значения в районе Усть-Юрибейского месторождения (рис. 6, б). Отмечается лишь неширокий пояс генерации нефти, оконтури- вающий Восходную структуру (до 0,04 кг/м3) и приуроченный к склоновым частям Усть- Юрибейского структурного мыса и Восточно- Ярхутаяхской ступени (0,04—0,07 кг/м3 и более). Вероятно, на данном этапе почти весь нефте- генерационный потенциал джангодской свиты уже исчерпан. Уменьшение площади генерации газа (плотность генерации 0,01—0,19 кг/м3) — результат частичного расхода газоматеринского потенциала РОВ на остальной территории без последующей активации более высокоэнер- гетических компонентов. Здесь по-прежнему продолжается эмиграция УВ в водорастворен- ной форме с плотностью не выше 0,01 кг/м2 нефти и 0,03 кг/м2 газа (рис. 6, в). Эмиграция в южных и восточных районах в свободной фазе актуальна только для газа (рис. 6, г) — интен- сивность эмиграции до 7—16 кг/м2. Эмиграци- онные потоки с интенсивностью 0,5—4,5 кг/м2 способствуют дальнейшему накоплению отно- сительно высокомолекулярных УВ в ловушках Усть-Юрибейского месторождения. Конец неогена (1,64 млн лет назад). Размыв палеогеновых отложений (до 450 м) и климати- ческий сдвиг в неогеновый период понижают температуру в джангодской НГМТ на 5—10 °С. Значительная часть северо-востока выходит из ГЗН, а Мантойская моноклиналь на юго-западе участка — из верхней зоны газообразования (ВЗГ). Последующее накопление четвертичных отложений в значительной степени компен- сирует размыв и генерация возобновляется. Генерация газа довольно интенсивна в Ярро- тинском прогибе и на прилегающих террито- риях: минимум — до 0,18 кг/м3, в районе Вос- ходной структуры, максимум — в Ярротинском прогибе с интенсивностью порядка 0,28 кг/м3. Аномалии эмиграции газа ориентированы на северо-запад. Интенсивность варьирует в пре- делах 0,01—0,03 кг/м2 для водорастворенного и 5—17 кг/м2 для свободнофазного газа. Эми- грация нефти в водорастворенной форме (до 0,07 кг/м2) приурочена к палеообластям гене- рации. Свободнофазная нефть не эмигрирует. Среднеюрский РПА. Конец формирования ахской свиты (132,2 млн лет назад). Очаг газо- образования сосредоточен на северо-востоке участка и занимает почти половину площади исследования. Палеоглубины достигают 500— С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 94 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Рис. 6. Схематические палеокарты для джангодской свиты J1jng (конец палеогена, 24 млн лет назад): а — структурное положение очагов генерации УВ: абсолютные палеоотметки, палеотемпературы; б — интенсивность генерации УВ; в — интенсивность эмиграции водорастворенных УВ; г — интенсивность эмиграции свободнофазных УВ; 1 — абсо- лютные палеоотметки НГМТ, м; 2 — палеоизотермы НГМТ, с; 3 — площадь очага генерации нефти; 4 — интенсивность генерации нефти+газа, кг/м3 млн лет; 5 — интенсивность генерации газа, кг/м3, млн лет; 6 — прирост эмиграции газа, кг/м2; 7 — прирост эмиграции нефти, кг/м2. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 95 900 м, палеотемпературы — 30—60 °С. Наблю- дается повышение интенсивности генерации газа на юго-востоке (до 4 кг/м3) и нефти на северо-востоке (более 0,42 кг/м3), что связано с областями повышенных концентраций РОВ соответствующего типа на этих участках. Север- нее Малоямальского месторождения плотность генерации менее 1 кг/м3. Сходная обстановка отмечается в районе Мантойской моноклинали, где интенсивность генерации не превышает 0,33 кг/м3. Контуры аномалий интенсивности эмиграции нефти (плотность 0,02—0,07 кг/м2) в водорастворенной форме ориентированы суб- широтно. Плотность эмиграции нефти свобод- ной фазы 7—25 кг/м2. Газоэмиграция для обеих форм стабильно растет на юго-восток в сторону Новопортовского месторождения. Плотность эмиграции водорастворенного газа 0,03—0,17, свободнофазного — от 8 до 38 кг/м2. Конец формирования ярронгской свиты (98,2 млн лет назад). Нефтегазоматеринские отложения находятся в ВЗГ по всей террито- рии: палеоотметки кровли НГМТ — в преде- лах 800—1700 м, палеотемпературы достигают 80 °С. Однако по всему участку исследования прекращается генерация нефти и газа. Это обусловлено следующими факторами: полный расход низкоэнергетических соединений на предыдущих этапах; повышение температуры и давления в нефтегенерационной системе еще не обеспечивает активацию более стабильных компонентов РОВ. Отмечаются относительное снижение интенсивности эмиграции и согла- сованность аномалий эмиграции с областями генерации предыдущих этапов нефтегазообра- зования. Несмотря на прекращение генерации, эмиграция УВ в свободной фазе наблюдается на всем участке. Плотность эмиграции: водо- растворенных УВ — 0,01—0,02 кг/м2 нефти и 0,01—0,04 кг/м2 газа; свободнофазных УВ — 4—12 кг/м2 нефти и 6—18 кг/м2 газа. Конец формирования кузнецовской сви- ты (73,2 млн лет назад). На данном этапе не происходит существенных изменений в тем- пературном режиме: кровля тюменской НГМТ — на отметках 850—1700 м, максимальные па- леотемпературы 85 °С (рис. 7, а). Появляются пояса интенсивной генерации нефти и газа вдоль южных склонов Южно-Ямальского ме- гавала (рис. 7, б) с плотностями генерации для нефти и газа 0,01—0,16 кг/м3 и 0,05—0,55 кг/ м3 соответственно. Термические условия этих зон генерации нефти — лишь 68—72 °С, что не по- зволяет уверенно идентифицировать фазовое состояние продуктов генерации. Интенсив- ность эмиграции УВ коррелирует с областя- ми интенсивной генерации (рис. 7, в, г). Для эмиграции водорастворенных УВ характерно некоторое уплотнение изолиний в районе по- ложительных структур. Плотность эмиграции: водорастворенных УВ — 0,01—0,04 кг/м2 нефти и 0,01—0,09 кг/ м2 газа; свободнофазных УВ — 4—22 кг/ м2 нефти и 4—28 кг/м2 газа. Конец палеогена (24,0 млн лет назад). В конце палеогена отложения НГМТ на северо- востоке погружаются в термобарические усло- вия ГЗН — палеоглубины до 3200 м, температуры 90—95 °С. В этот ключевой момент интенсив- ность генерации нефти и газа достигает макси- мальных значений (нефть — более 0,72 кг/м3, газ — более 11 кг/м3). Изменились и значения интенсивности эмиграции УВ, что обеспечило поступление нефти и газа в эмиграционный поток УВ из НГМТ в коллектор. Плотность эми- грации: водорастворенных УВ — 0,01—0,08 кг/м2 нефти и 0,04—0,19 кг/м2 газа; свободнофазных УВ — 1—25 кг/м2 нефти и 8—42 кг/м2 газа. Конец неогена (1,64 млн лет назад). Термо- барические условия неогенового периода незна- чительно влияли на интенсивность генерации и эмиграции. Тем не менее очаг нефтегенерации на северо-востоке деактивировался. Минимум генерации газа (менее 1 кг/м3) оконтуривает центральный район между Усть-Юрибейским и Малоямальским месторождениями, а области минимальной активности процессов генерации нефти (до 0,38 кг/м3) по-прежнему локализованы вблизи Мантойской моноклинали и Западно- Ярротинского структурного мыса. На юго-западе прослеживается высокоградиентная зона эми- грации свободнофазной нефти с интенсивностью 1—10 кг/м2, которая явно с процессами гене- рации не связана. Это явление отмечено нами и при моделировании генерации и эмиграции УВ в разрезе скв. Панлорская 2 [Попов, Иса- ев, 2010], расположенной в центральной части Югорского свода [Исаев и др., 2009]. Значения интенсивности эмиграции водорастворенных УВ меняются в пределах 0,01—0,07 кг/м2 для нефти и 0,04—0,16 кг/м2 для газа, свободнофазных УВ — 1—25 кг/м2 нефти и 6—40 кг/м2 газа. Верхнеюрско-меловой РПА. Конец форми- рования ахской свиты (132,2 млн лет назад). На данном этапе формирования разреза отмеча- ются температурные условия ниже температур ВЗГ — до 45 °С, кровля даниловской НГМТ — на палеоотметках 300—500 м. Область генерации газа (0,05—0,55 кг/м3) приурочена к Новопо- ртовской структуре и восточным районам Ярро- тинского прогиба. Нефть генерируется на всей С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 96 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 площади исследования — плотность генерации от 0,11 до 0,23 кг/м3 и более. Интенсивность эмиграции водорастворенных УВ изменяется по площади в пределах 0,01—0,09 кг/ м2 (газ) и до 0,02 кг/м2 (нефть). Для свободнофазных УВ интенсивность эмиграции варьирует в пределах 1—10 кг/м2 (нефть) и 1—16 кг/м2 (газ). Конец формирования ярронгской свиты (98,2 млн лет назад). В даниловской НГМТ на- блюдается широкомасштабное развитие очагов генерации газа: палеоотметки кровли НГМТ — до 800—1300 м, палеотемпературы — до 70 °С. Нефть генерирует преимущественно на севере — плотность более 0,11 кг/м3. К южной части Западно-Ярротинского мыса и восточной ча- сти Южно-Ямальского мегавала приурочена область генерации газа с интенсивностью до 0,28 кг/м3. Аномалии интенсивности эмиграции нефти и газа локализованы в районе Новопо- ртовского месторождения. Минимум эмигра- ции приурочен к району Байдарацкого разлома. Плотность эмиграции водорастворенной нефти до 0,01 кг/ м2, газа — до 0,03 кг/м2. Плотность эмиграции свободнофазных УВ — 0,6—4,8 кг/ м2 нефти и 0,5—7,5 кг/м2 газа. Конец формирования кузнецовской свиты (73,2 млн лет назад). По термобарическим усло- виям НГМТ находится в ВЗГ — температурные условия соответствуют значениям 55—60 °С. Вместе с тем по наличию градиентного пояса ин- тенсивной генерации нефти на юго-востоке от Восходной структуры (в пределах пояса интен- сивность резко возрастает от 0,11 до 0,17 кг/ м3), можно судить о вхождении части объема НГМТ в ГЗН. Признаком ВЗГ служит наличие зоны интенсивной генерации газа между Новопо- ртовским и Южно-Ямальским месторождения- ми (интенсивность от 0,02 до 0,42 кг/м3). Область интенсивной эмиграции газа локализована в районе Новопортовской структуры. Макси- мальная интенсивность эмиграции нефти — в наименее погруженных частях района иссле- дований. Водорастворенная нефть эмигрирует с плотностью до 0,02 кг/м2, газ — до 0,05 кг/м2. Эмиграция свободнофазной нефти имеет плот- ность 1—8 кг/м2, газа — 0,5—10 кг/м2. Конец палеогена (24,0 млн лет назад). Мак- симальные палеоотметки кровли НГМТ до- стигают 1550—2750 м, палеотемпературы — 80 °С. Несмотря на интенсивные термобари- чес кие условия, даниловская НГМТ не входит полным объемом в ГЗН. Градиентная зона неф- тегенерации смещается на юго-запад. Плот- ность генерации по площади исследования 0,03—0,24 кг/ м3 для нефти и 0,05—0,55 кг/м3 для газа. Повышенное содержание здесь гумусовой составляющей РОВ определяет более высокий энергетический барьер интенсивной генерации УВ. Эмиграция УВ усиливается по сравнению с предыдущим этапом. Интенсивность генера- ции незначительно влияет на интенсивность эмиграции. Аномалии эмиграции, в основном, приурочены к положительным структурам. Плотность эмиграции водорастворенных УВ: нефть — 0,01—0,03 кг/м2, газ — до 0,10 кг/м2. Плотность эмиграции свободнофазной нефти 0,5—9,5 кг/ м2, газа — 1—16 кг/м2. Конец неогена (1,64 млнлет назад). Данилов- ская свита — на палеоглубинах 1300—2200 м. Из-за размыва палеогеновой толщи для данного этапа характерен спад геотемператур, макси- мум которых едва достигает 75 °С. Крайняя юго-западная область выходит из ВЗГ. Интен- сивность генерации УВ по площади исследова- ния варьирует в следующих пределах: нефть — 0,03—0,24 кг/м2, газ — 0,05—0,55 кг/м2. Плот- ность эмиграции водорастворенных УВ имеет следующие значения: нефть — до 0,03 кг/м2, газ — 0,01—0,10 кг/м2. Плотность эмиграции свободнофазных УВ: нефть — 0,5—9,5 кг/м2, газ — 1—16 кг/м2. Результаты моделирования нафтидогенеза: оценка ресурсов углеводородов На схематических картах (рис. 8—10) для НГК, включающих соответствующие РПА, от- ражено распределение плотности прогнозных ресурсов первично аккумулированных нефти и газа — начальных геологических ресурсов УВ. Карты плотности прогнозных ресурсов рассчи- таны из карт эмиграции путем суммирования объемов УВ, эмигрировавших за период вре- мени на данной территории. Интенсивность генерации (эмиграции) между ключевыми мо- ментами принималась постоянной. Плотность сетки построения карт выходных параметров 0,7 точек/км2. Суммарная оценка ресурсов НГК, ранжирование структур I и II порядков, место- рождений дана в табл. 7—12. Значения ресурсов УВ приведены: для нефти — в тыс. т/км2, газа — в тыс. т УТ/ км2 (УТ — условное топливо). Максимальные значения плотности ресурсов газа в палеозойском НГК и нижнеюрском под- комплексе юрского НГК (рис. 8, а) приурочены к восточной части Юрибейского прогиба. Нефть (рис. 8, б) связана, главным образом, с Мантой- ской моноклиналью и Западно-Ярротинским прогибом. Плотность ресурсов нефти растет на северо-востоке, в погруженной части Юри- бейского прогиба. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 97 Рис. 7. Схематические палеокарты для тюменской свиты J2tm (конец формирования кузнецовской свиты, 73,2 млн лет назад): а — структурное положение очагов генерации УВ (абсолютные палеоотметки, палеотемпературы); б — интен- сивность генерации УВ; в — интенсивность эмиграции водорастворенных УВ; г — интенсивность эмиграции свобод- нофазных УВ. Условные обозначения см. на рис. 6. С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 98 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Максимальные значения плотности ресур- сов газа в среднеюрском подкомплексе юрского НГК (рис. 9, а) наблюдаются в районе Новопо- ртовского месторождения, что согласуется с зональностью, запасами и фазовым составом залежей УВ месторождений Южного Яма- ла. Наибольшая плотность ресурсов нефти Т а б л и ц а 6. Начальные геологические ресурсы газа в палеозойском НГК и нижнеюрском подкомплексе юрского НГК Южного Ямала Структуры, месторождения Площадь, км2 Плотность ресурсов, тыс. т/км2 Прогнозные ресурсы, млн т Ранжирование по прогнозным ресурсам Структуры II порядка, месторождения Мантойская моноклиналь 225 20 5 (D1 лок) 6 Западно-Ярротинский структурный мыс 825 27 22 (D1 лок) 4 Менгенотский стуктурный мыс 475 34 16 (D1 лок) 5 Усть-Юрибейский структурный мыс 1625 28 46 (D1 лок) 1 Усть-Юрибейское 94 27 3 (D1 лок) 7 Новопортовское 1200 35 42 (D1 лок) 2 Малоямальское 700 40 28 (D1 лок) 3 Структуры I порядка Ярротинский прогиб 6240 26 162 (D2) II Юрибейский прогиб 8000 48 384 (D2) I Южно-Ямальский мегавал 3600 33 119 (D2) III Всего в структурах I порядка,млн т 665 (D2) Т а б л и ц а 7. Начальные геологические ресурсы нефти в палеозойском НГК и нижнеюрском подкомплексе юрского НГК Южного Ямала Структуры, месторождения Площадь, км2 Плотность ресурсов, тыс. т/км2 Прогнозные ресурсы, млн т Ранжирование по прогнозным ресурсам Структуры II порядка, месторождения Мантойская моноклиналь 225 1 0,4 (D1 лок) 7 Западно-Ярротинский структурный мыс 825 2 2 (D1 лок) 4 Менгенотский стуктурный мыс 475 5 2 (D1 лок) 5 Усть-Юрибейский структурный мыс 1625 6 10 (D1 лок) 1 Усть-Юрибейское 94 6 1 (D1 лок) 6 Новопортовское 1200 5 6 (D1 лок) 2 Малоямальское 700 7 5 (D1 лок) 3 Структуры I порядка Ярротинский прогиб 6240 3 19 (D2) II Юрибейский прогиб 8000 6 48 (D2) I Южно-Ямальский мегавал 3600 5 18 (D2) III Всего в структурах I порядка, млн т 85 (D2) (рис. 9, б) — в районе севернее Новопортов- ского месторождения. Ресурсы газа в верхнеюрском подкомплексе юрского НГК и меловом НГК (рис. 10, а), в основ- ном, локализованы в районе Новопортовского месторождения. Максимум плотности ресурсов нефти (рис. 10, б) находится севернее Ново- МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 99 Рис. 8. Схематические карты распределения плотности ресурсов газа (а) и нефти (б) для палеозойского НГК и нижнеюр- ского подкомплекса юрского НГК. Изолинии — плотность первично-аккумулированных ресурсов газа (нефти), тыс. т/км2. Рис. 9. Схематические карты распределения плотности ресурсов газа (а) и нефти (б) для среднеюрского подкомплекса юрского НГК. Условные обозначения см. на рис. 8. С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 100 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Т а б л и ц а 8. Начальные геологические ресурсы газа в среднеюрском подкомплексе юрского НГК Южного Ямала Структуры, месторождения Площадь, км2 Плотность ресурсов, тыс. т/км2 Прогнозные ресурсы, млн т Ранжирование по прогнозным ресурсам Структуры II порядка, месторождения Мантойская моноклиналь 225 55 12 (D1 лок) 6 Западно-Ярротинский структурный мыс 825 100 83 (D1 лок) 2 Менгенотский стуктурный мыс 475 100 48 (D1 лок) 3 Усть-Юрибейский структурный мыс 1625 20 33 (D1 лок) 4 Усть-Юрибейское 94 20 2 (D1 лок) 7 Новопортовское 1200 180 216 (D1 лок) 1 Малоямальское 700 35 25 (D1 лок) 5 Структуры I порядка Ярротинский прогиб 6240 120 749 (D2) I Юрибейский прогиб 8000 30 240 (D2) III Южно-Ямальский мегавал 3600 140 504 (D2) II Всего в структурах I порядка, млн т 1493 (D2) Рис. 10. Схематические карты распределения плотности ресурсов газа (а) и нефти (б) УВ для верхнеюрского подком- плекса юрского НГК и мелового НГК. Условные обозначения см. на рис. 8. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 101 Т а б л и ц а 10. Начальные геологические ресурсы газа в верхнеюрском подкомплексе юрского НГК и меловом НГК Южного Ямала Структуры, месторождения Площадь, км2 Плотность ресурсов, тыс. т/км2 Прогнозные ресурсы, млн т Ранжирование по прогнозным ресурсам Структуры II порядка, месторождения Мантойская моноклиналь 225 12 3 (D1 лок) 4 Западно-Ярротинский структурный мыс 825 22 18 (D1 лок) 2 Менгенотский стуктурный мыс 475 28 13 (D1 лок) 3 Усть-Юрибейский структурный мыс 1625 0 — — Усть-Юрибейское 94 0 — — Новопортовское 1200 90 108 (D1 лок) 1 Малоямальское 700 3 2 (D1 лок) 5 Структуры I порядка Ярротинский прогиб 6240 40 250 (D2) I Юрибейский прогиб 8000 0 — — Южно-Ямальский мегавал 3600 62 223 (D2) II Всего в структурах I порядка, млн т 473 (D2) Т а б л и ц а 9. Начальные геологические ресурсы нефти в среднеюрском подкомплексе юрского НГК Южного Ямала Структуры, месторождения Площадь, км2 Плотность ресурсов, тыс. т/км2 Прогнозные ресурсы, млн т Ранжирование по прогнозным ресурсам Структуры II порядка, месторождения Мантойская моноклиналь 225 20 5 (D1 лок) 6 Западно-Ярротинский структурный мыс 825 45 37 (D1 лок) 4 Менгенотский стуктурный мыс 475 65 31 (D1 лок) 5 Усть-Юрибейский структурный мыс 1625 60 98 (D1 лок) 2 Усть-Юрибейское 94 55 5 (D1 лок) 7 Новопортовское 1200 95 114 (D1 лок) 1 Малоямальское 700 60 42 (D1 лок) 3 Структуры I порядка Ярротинский прогиб 6240 50 312 (D2) II Юрибейский прогиб 8000 60 480 (D2) I Южно-Ямальский мегавал 3600 75 270 (D2) III Всего в структурах I порядка, млн т 1062 (D2) портовского месторождения и в Юрибейском прогибе. Рекомендации к постановке геологоразведочных работ (ГРР) в районе Южного Ямала Рекомендации по рациональной последова- тельности ГРР на различные НГК в пределах участка наших исследований следуют из ран- жирования структур и площадей (табл. 7—11). Аналогично можно сформулировать рекомен- дации с учетом фазового состояния углеводо- родного сырья — «на нефть», «на газ». Рациональная очередность доразведки ме- сторождений на меловой НГК и верхнеюрский подкомплекс юрского НГК: 1 — Новопортовское; 2 — Малоямальское. Рациональная очередность С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 102 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Т а б л и ц а 11 . Начальные геологические ресурсы нефти в верхнеюрском подкомплексе юрского НГК и меловом НГК Южного Ямала Структуры, месторождения Площадь, км2 Плотность ресурсов, тыс. т/км2 Прогнозные ресурсы, млн т Ранжирование по прогнозным ресурсам Структуры II порядка, месторождения Мантойская моноклиналь 225 8 2 (D1 лок) 6 Западно-Ярротинский структурный мыс 825 13 11 (D1 лок) 4 Менгенотский стуктурный мыс 475 24 11 (D1 лок) 5 Усть-Юрибейский структурный мыс 1625 16 26 (D1 лок) 2 Усть-Юрибейское 94 16 2 (D1 лок) 7 Новопортовское 1200 26 31 (D1 лок) 1 Мало-Ямальское 700 17 12 (D1 лок) 3 Структуры I порядка Ярротинский прогиб 6240 15 94 (D2) II Юрибейский прогиб 8000 18 144 (D2) I Южно-Ямальский мегавал 3600 22 79 (D2) III Всего в структурах I порядка, млн т 317 (D2) доразведки месторождений на среднеюрский подкомплекс юрского НГК: 1 — Новопортовское; 2 — Малоямальское; 3 — Усть-Юрибейское. Рациональная очередность доразведки место- рождений на нижнеюрский подкомплекс юрского НГК и палеозойский НГК: 1 — Новопортовское; 2 — Малоямальское. Рекомендуется постановка поисково-разведочных работ на меловой, юрский и палеозойский НГК в районе Малоямальского месторождения. Рациональная очередность детализации по- исков в пределах структур II порядка на меловой НГК и верхнеюрский подкомплекс юрского НГК: 1 — Усть-Юрибейский структурный мыс; 2 — Западно-Ярротинский структурный мыс; 3 — Менгенотский структурный мыс; 4 — Мантой- ская моноклиналь. Рациональная очередность детализации поисков в пределах структур II по- рядка на среднеюрский подкомплекс юрского НГК: 1 — Западно-Ярротинский структурный мыс; 2 — Усть-Юрибейский структурный мыс; 3 — Менгенотский структурный мыс; 4 — Ман- тойская моноклиналь. Рациональная очеред- ность детализации поисков в пределах структур II порядка на нижнеюрский подкомплекс юрского НГК и палеозойский НГК: 1 — Усть-Юрибейский структурный мыс; 2 — Западно-Ярротинский структурный мыс; 3 — Менгенотский струк- турный мыс; 4 — Мантойская моноклиналь. Рациональная очередность постановки по- исков (новые площади) на меловой, юрский и па- леозойский НГК в пределах структур I порядка, в южной и северо-восточной частях участка: «на газ»: 1) Ярротинский прогиб, 2) Юрибей- ский прогиб, 3) Южно-Ямальский мегавал; «на нефть и конденсат»:— 1) Юрибейский прогиб, 2) Ярротинский прогиб, 3) Южно-Ямальский мегавал. Заключение. Суммируя полученные резуль- таты по Южному Ямалу, отметим следующее. 1. На основе данных бурения, геохимических параметров метода Rock-Eval, интерпретации данных ГИС выделены три потенциально не- фтегазоматеринские свиты: джангодская J1jng (террагенное РОВ), тюменская J2tm (смешанное РОВ) и даниловская J3—К1dn (аквагенное РОВ). В совокупности с сингенетичными им песчано- алевритовыми телами и экранирующими тол- щами эти свиты образуют нефтегазоперспек- тивные резервуары первичной аккумуляции в меловом, юрском и палеозойском НГК. 2. Для проведения оценки прогнозных ре- сурсов УВ разработаны компьютерный алго- ритм и комплексная методика моделирования нафтидогенеза — моделирования процессов генерации и эмиграции УВ, базирующегося на результатах палеотектонических реконструк- ций и палеотемпературного моделирования, данных пиролитического метода Rock-Eval, теории кинетики реакций и термодинамиче- ских уравнений, с учетом моделей эмиграции А. Г. Арье и В. Ф. Симоненко. 3. На участке исследований установлена термодинамическая зональность процессов МОДЕЛИРОВАНИЕ НАФТИДОГЕНЕЗА ЮЖНОГО ЯМАЛА Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 103 нафтидогенеза — наличие пространственно- временных «поясов» резкого повышения интен- сивности генерации и эмиграции УВ на этапах развития материнских отложений, характери- зующих вхождение в ГЗН. По термобарическим условиям «пояса» интенсивной генерации УВ коррелируют с границами очагов их генерации, выделяемые по геотермическому критерию, в соответствии с балансовой моделью академика А. Э. Конторовича [Бурштейн и др., 1997]. Это еще одно свидетельство фундаментальной зако- номерности — термодинамической зональности процессов нафтидогенеза. Вероятно, разрабо- танная модель [Попов, Исаев, 2010] — одна из немногих существующих, способная отразить некоторые главные особенности процессов ге- нерации УВ природных нефтегазовых систем. 4. Установлена прерывистость нафтидоге- неза в некоторые интервалы геологического времени. Так, на ключевой момент развития нефтегазоносного бассейна, соответствующий концу формирования ярротинской свиты, в тюменском «макрореакторе» полностью пре- кратились процессы генерации нефти и газа. Феномен полного прекращения генерации УВ при температурах ВЗГ—ГЗН объясняется кине- тическими особенностями РОВ, характерного для этого региона, и текущими термобариче- скими условиями. 5. Не менее интересно и важно то, что интен- сивная генерация УВ наблюдается при темпе- ратурах, ниже принятых в балансовой модели академика А. Э. Конторовича, разработанной для РОВ баженовской свиты. Интерпретация данного явления выполнена с позиций класси- ческой кинетики реакций и геохимии органи- ческого вещества. 6. Перечисленные выше особенности нафти- догенеза позволили получить важные сведения о динамике нефтегазонакопления в разрезе трех разновозрастных резервуаров первичной аккумуляции Южного Ямала. 7. Выполнена количественная оценка ресур- сов УВ (D2, D1 лок) и произведена их локализация в пределах структур I и II порядков и месторож- дений. Максимальные перспективы связаны со среднеюрским подкомплексом юрского НГК, прогнозные ресурсы которого в сумме оцени- ваются в 2555 млн т УТ: из них на газ первой генерации — 1493; нефть+конденсат(газ?) — 1062 млн т. На втором месте по прогнозной оценке находятся меловой НГК и верхнеюр- ский подкомплекс юрского НГК, для которых суммарная оценка УВ, в млн т УТ, составляет 790, в том числе газа — 473, нефти+конденсата (газа?) — 317. Наименьшими ресурсами обла- дают нижнеюрский подкомплекс юрского НГК и палеозойский НГК, в млн т УТ: всего — 750, газ — 665, нефть+конденсат(газ?) — 85. 8. Достоверность прогноза подтверждается следующими данными: качественными — по- ложением, запасами и фазовым составом зале- жей месторождений; компонентным составом, положением и интенсивностью геохимических аномалий; нефтепроявлениями в пластовых водах пласта Ю10 джангодской свиты; количе- ственными — дебитами газа и конденсата из палеозойских отложений Новопортовского ме- сторождения; суммарными запасами УВ средне- юрского НГК на Малоямальском месторождении. Процесс и результаты моделирования рас- крывают генезис залежей УВ в пределах иссле- дуемого района, до сих пор малоизученного, но весьма приоритетного для освоения. Реализованные алгоритмы прогнозирования нефтегазоносности и локализации прогнозных ресурсов УВ — заслуживающий внимания при- мер оценки нефтегазового потенциала регио- нальных и локальных объектов геологоразве- дочных работ. Арье А. Г. Генерация и первичная миграция угле- водородов в глинистых нефтегазоматеринских толщах // Геология нефти и газа. — 1996. — № 7. — С. 4—11. Борукаев Г. Ч., Полякова И. Д. Генерация и деструкция микронефти на больших глубинах // Геология и геофизика. — 1998. — 39, № 4. — С. 518—524. Бурштейн Л. М., Жидкова Л. В., Конторович А. Э., Меленевский В. Н. Модель катагенеза органиче- ского вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. — 1997. — 38, № 6. — С. 1070—1078. Список литературы Исаев В. И., Лобова Г. А., Рояк М. Э., Фомин А. Н. Нефтегазоносность центральной части Югор- ского свода // Геофиз. журн. — 2009. — 31, № 2. — С. 15—46. Катаев О. И. Перспективы нефтегазоносности юр- ских отложений в пределах Ямала по результатам геохимической съемки // Геология нефти и газа. — 2007. — № 1. — С. 15—22. Коган В. Е., Зенин С. Г., Пенкина Н. В. Физическая химия. Ч. 2. Химическая кинетика. — СПб.: СЗТУ, 2005. — 227 с. С. А. ПОПОВ, В. И. ИСАЕВ 104 Геофизический журнал № 2, Т. 33, 2011 Комарницкий В. М. Отчет о результатах тематиче- ских работ «Оперативный анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ по Южно- Ямальскому геоблоку». — Когалым: ООО «Кога- лымНИПИнефть», 2002. — 230 с. Попов С. А., Исаев В. И. Моделирование процессов генерации и эмиграции углеводородов // Изв. Томск. политехн. ун-та. — 2010. — 316, № 1. — С. 104—110. Симоненко В. Ф. Первичная миграция углеводородов в водорастворенном состоянии и их начальная аккумуляция // Обзорная информация. Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. — Москва: ВИЭМС, 1989. — Вып. 1. — 56 с. Скоробогатов В. А., Строганов Л. В., Копеев В. Д. Геологическое строение и нефтегазоносность Ямала. — Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. — 352 с. Строганов Л. В., Скоробогатов В. А. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. — Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. — 415 с. Tissot B. Preliminary Data on the Mechanisms and Kinetics of the Formation of Petroleum in Sediments. Computer Simulation of a Reaction Flowsheet // Oil & Gas Science and Technology. — Rev. IFP. — 2003. — 58, № 2. — P. 183—202.

Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала

Institution

Similar Items