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.

The relevance. The Bureya sedimentary basin is the most interesting in respect of oil and gas intermountain basin of frontier mainland of Russian Far East. An upbeat assessment of prospects of oil and gas field discovery in the basin is proved by the results of previous prospecting work and scientific research. The aim of this paper is further argumentation of hydrocarbon prospects of upper Jurassic-lower Cretaceous deposits in the Bureya basin based on the use of domestic basin modeling software TeploDialog, having original features. Study object is middle-upper Jurassic, upper Jurassic-lower Cretaceous and Cretaceous sedimentary sequences of the Kyndal graben, the most studied structure in the Bureya fore deep. The previous investigations have revealed that the whole Jurassic-Cretaceous section of the Bureya basin is involved in oil-and-gas formation. Methods. In the software TeploDialog the paleotemperature modeling method is implemented based on the numerical solution of heattransfer equation of a horizontally layered solid with a movable upper boundary. Mathematical model includes climatological secular trend of temperatures on the earth surface (boundary condition) and paleotemperatures from vitrinite reflectance evaluation (observational). The method does not require a priori information about the nature and magnitude of the deep heat flow, the heat flow is determined by the solution of the geothermal inversion within the framework of parametric description of the sedimentation history and the history of the thermophysical properties of sedimentary strata Results. The study found that geothermy of graben since Jura permitted formation of liquid hydrocarbons in the sedimentary cover rocks, which could begin about 107 million years ago, in the middle of the Alb. The most intensive oil generation took place in the period of 107-40 million years ago, until the middle of the Eocene. Temperature conditions for the generation of liquid hydrocarbons are still the same for talyndzhansky kitchen. Maximal duration of temperature periods, favourable for gas formation is observed in chemcukinsky kitchen. The conditions for gas generation are still the same for urgalsky and chegdomynsky kitchens. The results obtained using the domestic software TeploDialog and previously obtained in software PetroMod, strongly aligned. These computer programs are characterized by different approaches to consideration of tectonic-sedimentation and thermal conditions of hydrocarbon generation. There fore, the results of this study are an additional argument for the positive prospects of oil and gas potential of the upper Jurassic-lower Cretaceous deposits of the Bureya basin.