CC BY
549
3D МОДЕЛИРОВАНИЕ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЗОНЕ СОЧЛЕНЕНИЯ КАЙМЫСОВСКОГО СВОДА И НЮРОЛЬСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ
Марина Олеговна Захрямина
Институт нефтегазовой геологии и геофизика им. А. А. Трофимука, 630090, Россия, г. Новосибирск, проспект Коптюга, 3, кандидат гео лого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)333-21-56, e-mail: zahryaminamo@ipgg.sbras.ru
В программном комплексе PetroMod компании «Шлюмберже» для зоны сочленения Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины осуществлены прогноз времени генерации, миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород и оценка наиболее вероятного положения в разрезе потенциальных ловушек и скоплений УВ.
Ключевые слова: отложения, фации, залежи углеводородов, моделирование,
нефтематеринская порода, генерация, аккумуляция.
3D MODELING OF GENERATION OF HYDROCARBON ACCUMULATION IN ZONE OF CONNECTION OF KAYMYSOVSKIY ARCH AND NUROL MEGADEPRESSION
Marina О. Zakhryamina
A. A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptuga, Senior Researcher, Candidate of geology-mineral of sciences, tel. (383)333-21-56, e-mail: zahryaminamo@ipgg.sbras.ru
In software complex PetroMod of company «Schluumberger»for zone of the connection of Kaymysovskiy arch and Nyurol megadepression is realized forecast of time of generation, migration hydrocarbon from source rock and estimation of the most probable position in cross-section potential trap and accumulation of oil.
Key words: sediment, facies, hydrocarbon accumulation, modeling, source rock, generation, accumulaition.
Моделирование седиментационных бассейнов и нефтегазоносных систем стало неотъемлемой частью проектов по изучению динамики областей с доказанной и перспективной нефтегазоносностью. Основные задачи, решаемые программами моделирования нефтегазоносных бассейнов, - восстановление истории геологического развития региона и всех процессов, сопровождающих стадии накопления и преобразования осадочных пород и органического вещества с оценкой возможности формирования залежей углеводородов (УВ) [1].
Нефтегазоносная система - это геологическая система, охватывающая нефтематеринские породы и связанные с ними месторождения нефти и газа, которая включает в себя все геологические элементы и процессы, являющиеся верными признаками наличия нефтяных и газовых залежей [2].
Основная цель работы, в которой представлена 3D модель нефтегазоносной системы осадочного чехла Нюрольской мегавпадины, -восстановление истории погружения нефтематеринских толщ, определение времени и возможности генерации УВ, их миграции и аккумуляции в ловушках.
Объектом является Нюрольская мегавпадина и зоны ее сочленения с прилегающими положительными структурами !-го и П-го порядков (рис. 1).
Рис. 1. Выкопировка из тектонической карты юрского структурного яруса садочного чехла Томской области под редакцией А. Э. Конторовича. Структуры: I порядка - IV - Средневасюганский мегавал, VI - Каймысовский свод, XVII - Нюрольская мегавпадина; II порядка - VII - Нововасюгансский мезовал, - Лавровский мезовыспуп, XI - Пудинское мезоподнятие, XXII -Центрально-Нюрольская мезовпадина, XXIII - Южно-Нюрольская мезовпадина; III порядка - 11 - Крапивинско-Моисеевское кп, 15 -
Фестивальный вал,
17 - Игольско-Таловое кп, 21 - Зимнее кп.
В последние годы в связи с истощением ресурсной базы в основных нефтедобывающих районах России возникла необходимость освоения глубокозалегающих труднодоступных и сложнопостроенных ловушек нефти и газа, что связано с большими технологическими сложностями и высокими
финансовыми затратами. В связи с этим возникает необходимость снижения рисков бурения непродуктивных скважин. Для уменьшения геологических рисков при выборе участков, планировании и проведении геологоразведочных работ проводится моделирование формирования углеводородных систем [3]. Моделирование выполняется по двум направлениям: 1) на региональном этапе - для оценки перспектив
нефтегазоносности слабоизученных осадочных бассейнов; 2) на поисковой стадии - для выбора первоочередных объектов.
Наиболее важным для корректного прогноза перспектив нефтегазоносности является геологическое наполнение модели, которое включает оценку развития в разрезе и по площади нефтегазоматеринских толщ, коллекторов, флюидоупоров, тепловой истории региона, наличия и проводимости разрывных нарушений, величины и продолжительности размывов и перерывов в осадконакоплении. Полный набор этих данных имеется на объектах, находящихся, как минимум, на поисковой стадии геолого-разводочных работ.
Программный комплекс PetroMod компании «Шлюмберже», используемый в работе, осуществляет прогноз времени генерации и масштабы миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород, реконструкцию структуры бассейна, путей миграции флюидов и оценку наиболее вероятного положения в разрезе ловушек углеводородов.
Моделирование состоит из двух стадий: построения сеточных моделей геологических данных и восстановления геологической истории осадочного чехла и динамики протекающих в нем процессов на территории исследований.
В осадочном разрезе Нюрольской мегавпадины нефтематеоинские породы, вошедшие в главную зону нефтеобразования, представлены тогурской свитой
и радомской пачкой тюменской свиты (нижняя и средняя юра) и баженовской свитой верхней юры. Тогурские аргиллиты обладают высоким генерационным потенциалом. Содержание Сорг в них варьирует от 1,5 до 5,0 %, а значения водородного индекса Ш составляют в среднем 460 мгУВ/гСорг. Континентальные аргиллиты тюменской свиты (радомская пачка) содержат Сорг в концентрациях до 2 %, и значения водородного индекса Ш в их органическом веществе достигает до 260 мгУВ/гСорг. Отложения баженовской свиты представлены карбонатно-глинисто-кремнистыми черными битуминозными аргиллитами. ОВ в них выступает в качестве породообразующего компонента. Содержание Сорг составляет до 12 %, а Ш до 700 мгУВ/гСорг [4].
В программном комплексе PetroMod при моделировании тепловой истории учитываются современные замеры теплового потока на поверхности и пластовых температур по скважинам, а также главный показатель палеотемператур - значения отражающей способности витринита по керну. Так как одним из методов расчета плотности теплового потока может быть следующий - «основной поток тепла может быть производным от настоящих
поверхностных аналогов и эсктраполирован на тепловой поток, используемый при моделировании (Basal heat flow can also be derived from present day analogs and extrapolated usign concepts. Again: There are SURFACE head flows!!! (p. 68))» [5]. С изменением теплового потока меняются время начала генерации и миграции углеводородов, степень заполнения ловушек и фазовый состав флюидов в прогнозируемых залежах. Устранение неопределенностей, связанных с тепловой историей, возможно путем увеличения числа замеров современного теплового потока и более точной реконструкции этапов активизации района работ [3].
Трехмерное моделирование направлено на определение зрелости основных нефтематеринских толщ по площади исследований, выделение очагов генерации углеводородов, оценку объемов сгенерированных и эмигрировавших углеводородов, выявление зон дренирования для перспективных объектов и оценку фазового состава флюидов в залежах (рис. 2). При наличии статистических данных по региону о масштабах потерь углеводородов при миграции 3D моделирование используется для количественной оценки ресурсов возможных залежей.
Таким образом, по результатам моделирования получен прогноз насыщения верхнеюрских песчаных отложений (рис. 2), оценены масштабы генерации и аккумуляции УВ. Как видно из рисунка, крупнейшие модельные скопления УВ пространственно совпадают с реально существующими залежами, что подтверждает адекватность выполненных построений.
Рис. 2. Результаты 3D моделирования насыщения углеводородами песчаников васюганской свиты Нюрольской мегавпадины:
1 - пути миграции флюида; 2 - крупнейшие скопления, соответствующие реальным залежам в верхнеюрском комплексе
Работа выполнена в рамках программы VIII.73.2 фундаментальных научных исследований СО РАН в программном комплексе PetroMod компании «Шлюмберже».
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Шенк O., Спахич Д., Берд К.Дж. и Питерс K.E. Моделирование нефтегазоносного бассейна Аляски и перспективы для Сибири // Российские нефтегазовые технологии, № 12. 2011, С. 40-54.
2. Leslie B. Magoon, Wallace G. Dow The Petroleum system : from source to trap. - Tulsa, Oklahoma: American Association of Petroleum Geologists, 1994. - 655 p.
3. Малышев Н.А, Обметко В.В., Бородулин А.А. Роснефть: бассейновое
моделирование для оценки перспектив нефтегазоносности акваторий // Российские нефтегазовые технологии, № 11. 2013, С. 44-52.
4. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. - 183 с.
5. PertoMod Petroleum Systems Modeling. Workflow/Solutions Training. Version 2011.1. - Schlumberger Information Solutions, August 10, 2011. - 257 p.
© М. О. Захрямина, 2014
