Перспективы нефтегазоносности Большехетской впадины по результатам 2D бассейнового моделирования

Территория Большехетской впадины расположена в северо-западной части Западно-Сибирской равнины. Для бассейнового моделирования в программе был выбран композитный профиль, проходящий через основные структурные элементы Большехетской зоны. Входными данными для бассейнового моделирования являлись: структурная интерпретация, литология пластов, геохимические параметры предполагаемых нефтематеринских пород и граничные условия моделирования. Важным моментом является факт заполнения структурных антиклинальных ловушек в меловых отложениях между существующими месторождениями. Это позволяет рассчитывать на обнаружение новых антиклинальных залежей УВ при достоверном выделении структур. Риск незаполнения ловушки в данном случае является минимальным. По результатам моделирования сделаны основные выводы: • Среди выделяемых нефтематеринских толщ, баженовская свита обладает наилучшими нефтегенерационными свойствами; • Нефтематеринские породы баженовской, точинской и сиговской свит находятся в стадии основного нефтяного окна. Среднеюрские нефтематеринские свиты находятся в стадии позднего нефтяного окна, нижнеюрские и верхнетриасовые нефтематринские свиты перезрели; • Результаты моделирования подтвердили фазовое состояние УВ залежей Большехетской зоны – в основном газ и газоконденсат; • Результаты моделирования показали, что любые ловушки в меловом интервале будут заполнены УВ.