Сегодня - 26.08.2019

В ИНГГ СО РАН дали прогноз нефтегазоносности Герасимовского месторождения

15 июля 2019
 
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.
 
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 младшего научного сотрудника лаборатории математического моделирования природных нефтегазовых систем и лаборатории проблем геологии, разведки и разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти ИНГГ СО РАН Алины Юрьевны 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. 
 
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. 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. 
 
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.
 
Пресс-служба ИНГГ СО РАН
 
Поделись с друзьями: 
 

comments powered by HyperComments

Система Orphus