Изучение нефтегазового потенциала Татарского пролива — проблема, несомненно, актуальная и востребованная в связи с тем, что о. Сахалин и его восточная шельфовая зона уже практически полностью исследованы и активно осваиваются, в то время как на западном шельфе открыто лишь одно месторождение углеводородов (УВ) — Изыльметьевское. На сегодняшний день Татарский пролив представляет собой хорошо изученную сейсмическими работами территорию. Однако все пробуренные скважины расположены в шельфовой зоне о. Сахалин, что не позволяет уточнить строение центральной и западной частей осадочного бассейна, основываясь на скважинных керновых данных. Целью настоящей работы является прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов Татарского пролива на основе комплексирования и анализа имеющейся геолого-геофизической и геохимической информации с использованием технологии бассейнового моделирования.
Для создания модели углеводородных систем (УВС) Татарского пролива была выбрана технология бассейнового моделирования, которая наилучшим образом зарекомендовала себя при проведении комплексного анализа условий и времени формирования элементов углеводородных систем бассейна и процессов, протекавших в ходе его эволюции.
Первым шагом был построен структурный каркас модели, включающий 5 структурных поверхностей: кровля фундамента, кровля Сергеевского комплекса, кровля углегорского комплекса, кровля Курасийского комплекса, а также дно Татарского пролива, условно приравненное к кровле Маруямского комплекса (рис. 1).
Литолого-фациальное наполнение модели проводилось с учетом ограничений, связанных с пределом возможностей аппаратных вычислений, а также с достаточно большой площадью изучаемой территории. В соответствии с исходными данными разрез был разделен на подслои, которым был задан литологический состав (табл. 1). В разрезе изучаемой территории принимают участие глины, песчаники, алевролиты, опоки и туфы.
Сергеевский комплекс, являющийся нефтегазоматеринской толщей (НГМТ), разделен на 3 подслоя, Углегорский — на 4 подслоя, Курасийский — на 2 подслоя, а Маруямский — на 3. Региональные флюидоупоры в пределах исследуемой территории отсутствуют. Геохимическая характеристика нефтегазоматеринских толщ приведена в табл. 2.