ДИСКУССИИ УДК 556.3.013 ФОРМИРОВАНИЕ НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВУАРА В УСЛОВИЯХ ПАРОКОНДЕНСАТНОЙ ГИДРОТЕРМАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (на примере месторождения Белый Тигр, Вьетнам) А.В.Кирюхин (Институт вулканологии и сейсмологии ДВО РАН), Т.А.Киреева (Московский государственный университет им. <...> М.В.Ломоносова) Данные по гидрогеологии нефтяного месторождения Белый Тигр (Вьетнам), приуроченного к гранитному массиву, указывают на гидротермальное происхождение нефтяной залежи в результате конденсации нефтесодержащего низкоминерализованного гидрокарбонатно-сульфатного флюида. <...> С использованием численного моделирования показана возможность устойчивого концентрирования нефтяной фазы в верхней части пароконденсатного гидротермального резервуара за счет транспорта нефтяной компоненты в верхнюю часть разреза в газовой фазе с последующим удалением водной составляющей нисходящего потока (механизм вертикальной тепловой трубы с разнонаправленной циркуляцией газовой и жидкой фаз при прогреве снизу) водной фазы. <...> На модели размером 1 км 1км2 c петрофизическими и фильтрационно-емкостными параметрами, близкими к гранитному массиву нефтяного месторождения Белый Тигр, и начальным равновесным распределением нефтяной компоненты в трех фазах (водной Sw = 0,4, газовой Sg = 0,699 и нефтяной So = 0,001), в результате пароконденсатной переработки в верхней части разреза в диапазоне температур 240-285 С и давлений (63-69)105 Па, формируется линза c нефтяной фазой мощностью 80 м (So = 0,6) и массой 2 млн т. <...> При последующем остывании до 90-115 С и естественном заводнении нижней части разреза, масса нефтяной фазы увеличивается до 3,49 млн т за счет конденсации нефти из газовой фазы. <...> Ключевые слова: гидротермальный флюид; численное моделирование; нефтяная залежь в гранитах. <...> Нефтяные залежи в интрузивных и вулканогенных породах постепенно переходят из разряда экзотических геологических объектов в статус месторождений <...>