CC BY
25
УДК 553.981/982+(550.8.011+550.8.013) DOI: 10.18303/2618-981X-2018-1-18-24
МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОРИИ СОЗРЕВАНИЯ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ ТОЛОНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (САХА ЯКУТИЯ)
Марина Олеговна Федорович
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)330-89-24, e-mail: zahryaminamo@ipgg.sbras.ru
Наталья Валентиновна Поспеева
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, ведущий инженер, тел. (383)330-89-24, e-mail: pospeevanv@ipgg.sbras.ru
Выполнено компьютерное моделирование генерации углеводородов во время формирования преимущественно терригенного осадочного чехла на территории Толонского газо-конденсатного месторождения (Лено-Вилюйская синеклиза). Определены времена вхождения нефтематеринских - куонамская свита и терригенные отложения перми - толщ в главные зоны нефте- и газообразования и интенсивной генерации углеводородов (УВ).
Ключевые слова: Лено-Вилюйская синеклиза, Толонское газоконденсатное месторождение, куонамская свита, нефтематеринская толща, генерация, катагенез, отражательная способность витринита.
MODELING OF THE HISTORY OF MATURITY OF THE SOURCE ROCKS OF THE TOLON GAS-CONDENSATE FIELD (SAKHA YAKUTIA)
Marina O. Fedorovich
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Senior Researcher, phone: (383)330-89-24, e-mail: zahryaminamo@ipgg.sbras.ru
Natalia V. Pospeeva
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Leading Engineer, phone: (383)330-89-24, e-mail: pospeevanv@ipgg.sbras.ru
Computer modeling of hydrocarbon generation during the formation of a predominantly terrigenous sedimentary cover in the territory of the Tolon gas condensate field (Lena-Vilyui syneclise) was performed. The times of occurrence of the source rocks - the Cuonam formation and the terrigenous deposits of the Permian - into the main zones of oil and gas generation and intensive generation of hydrocarbons (HC) are determined.
Key words: Lena-Vilyui syneclise, Tolon gas-condensate field, Cuonam formation, source rocks, generation, catagenesis, vitrinite reflectance (VR).
В работе представлена 3D-модель нефтегазоносной системы осадочного чехла Толонского месторождения, расположенного в пределах Вилюйской нефтегазоносной области Хатанго-Вилюйской нефтегазоносной провинции: вос-
становление истории погружения и созревания нефтематеринских толщ, определение времени и возможности генерации УВ.
В тектоническом плане Толонское месторождение находится в пределах Хапчагайского мегавала, структуры субширотного простирания I порядка, в центральной части Вилюйской синеклизы. Хапчагайский мегавал изучен бурением и сейсморазведкой по нижнемеловым, юрским, триасовым и пермским отложениям. По данным сейсморазведки ОГТ он уверенно прослеживается как высокоамплитудная положительная структурная форма и проявляется в виде аномалий различной интенсивности по данным других геофизических методов (электроразведка ДТ3, гравиразведка, магниторазведка).
Мегавал осложнен рядом крупных локальных положительных структур субширотного простирания, разделенных на три зоны: Западную, Центральную и Восточную. Толонское месторождение приурочено к одноименной антиклинали в пределах Западной зоны.
Основные залежи Толонского газконденсатного месторождения открыты в восточной переклинальной части крупного Средневилюйско-Толонского куполовидного поднятия на малоамплитудном структурном осложнении. В пределах месторождения и в его окрестностях пробурено 19 скважин, вскрывших терригенный разрез мезозойских отложений.
Толонское месторождение характеризуется значительным стратиграфическим диапазоном газонасыщенности. Продуктивные горизонты, содержащие промышленные запасы газа, залегают на глубинах от 2 500 до 3 250 м. Большинство залежей является газоконденсатными.
На месторождении выявлено 8 промышленных залежей газа в нижнетриасовом (пласты Т1-1, Т1-1а, Т1-11а, Т1-11б, Т1-Ш, Т1-1Ув, Т1-х) и в верхнепермском (пласт Р2-П) продуктивных комплексах. В пределах месторождения не-джелинская свита -покрышка для залежей горизонта Р2-П, мономская свита -для горизонтов Т1-1, Т1-1а, Т1-Ш. Обе свиты сложены алевроллитами и аргиллитами. Являясь газоводоупорами, эти свиты включают продуктивные песчаники горизонта Т1-1Ув (неджелинская), и Т1-х (мономская).
В осадочном разрезе Лено-Вилюйской гемисинеклизы нефтематеринскими породами, вошедшими в главную фазу нефтегазообразования, являются отложения иникянской свиты нижнего кембрия (аналог куонамской свиты) и глинисто-углистые отложения перми [1-3].
Битуминозные отложения куонамской формации глинисто-карбонатного и кремнисто-карбонатно-глинистого состава кембрийской части осадочного чехла, мощностью до 30 м, имеют высокий нефтематеринский потенциал [4]. Количество органического вещества (ОВ) в них превышает 10 % и может достигать 30 % и более от массы породы. Комплексное исследование образцов куонамской формации из разрезов р. Молодо показало [5], что ОВ имеет аквагенную природу (кероген II типа) и обладает очень высоким генерационным потенциалом - значения водородного индекса Ш составляет от 350 до 600 и более мгУВ/гСорг.
Континентальные глинисто-углистые отложения перми в Вилюйской си-неклизе вскрыты глубоким бурением. РОВ верхнепермских отложений отно-
сится к смешанному сапропелево-гумусовому (кероген П-кероген III) типу. Среднее содержание ОВ на Хапчагайском поднятии составляет 3-5 %, значения водородного индекса Н1 достигают 270 мгУВ/гСорг [1, 3].
Моделирование истории созревания нефтематеринских толщ Толонского месторождения проводилось в программном комплексе PetroMod компании Шлюмберже в несколько этапов.
Структурным каркасом для модели месторождения служили структурные карты по горизонтам: и+500 - мел, и - верхняя юра, Т - триас-средняя и нижняя юра, ТР - подошва триаса, ТР -200 - подошва верхней перми, Р2 - подошва нижней-средней перми (кровля нефтематеринской перми), Р1 -подошва нижней перми (нефтематеринской), Ки2 - кровля нефтематеринской куонамской свиты (кембрий), КШ - подошва куонамской свиты, F - поверхность кристаллического фундамента.
Литологическое заполнение выполнено с использованием стандартных ли-тотипов PetroMod. Учитывая терригенный тип разреза, были выбраны литоло-гические типы, характеризующие процентное содержание песчаной и глинистой фракции.
Температурное моделирование проводилось на основе принятой структур-но-литологической модели. При этом учитывались современные замеры теплового потока на поверхности и пластовых температур по скважинам. Калибровка температурной истории выполнялась с использованием значений отражающей способности витринита ^о). Для того, чтобы полностью охарактеризовать ка-тагенетические изменения и генерационный потенциал пород по разрезу, была создана эталонная скважина, сборная по Толонской, Средневилюйской, Мас-тахской и Неджелинской площадям (рис. 1). По результатам одномерного моделирования в точке эталонной скважины калибровались изменения теплового потока в геологическом времени.
На следующем этапе была построена 3D модель Толонского месторождения, состоящая из 23 слоев, посвитно описывающих все элементы углеводородной системы - нефтематеринские толщи, резервуары и покрышки от кембрия до мела. Граничные условия осадконакопления в различные моменты времени (па-леоглубина бассейна, температура воды на поверхности осадка) были заданы в соответствии с исследованиями И. А. Кушмар и др. [6]. Параметры изменения теплового потока определены согласно [7-9] и откалиброваны в соответствии с результатами, полученными при одномерном моделировании.
На рис. 2 показаны результаты калибровки теплового потока во времени с учетом изменения отражающей способности витринита по разрезу для эталонной скважины и 3D-модели. Таким образом, для расчета 3D-модели Толон-ского месторождения изменения теплового потока во времени были приняты в соответствии с одномерным моделированием.
Рис. 3 иллюстрирует историю созревания нефтематеринских толщ для То-лонского месторождения и время формирования залежей углеводородов (УВ) в пермских и триасовых отложениях.
1.00
УйппЛе К.ейес1апсе [%Е.о] 2.00 3.00
4.00
2000
£ о.
4000
6000
4
\ — HKi.il)
♦ 'У|Ь'1П|1:е Р'.еМегЬэпге
*
♦ %
1 п « п пп ш п
чг V и,- и Т. и
11 ЙР# ■
в п *
п
1° ♦ *ч_ч
т . V.
и II п 0 и п ♦♦ ♦
■
■
2000
£ о.
4000
6000
50 100 150 200
Нуагойеп Ьс1ех [пщНС^ТОС]
250
Рис. 1. Эталонная скважина для калибровки тепловой истории
Рис. 2. Результаты калибровки теплового потока по отражающей способности витринита по разрезу для эталонной скважины (А) и 3D-модели (Б)
ВРЕМЯ СОЗРЕВАНИЯ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ куонамской свиты пермской нефтематеринской толщи
Нижняя пачка Средняя пачка Верхняя пачка
млн. лет млн. лет млн. лет млн. лет
Период Антропогеи Неоген Палеоген
Юра
Триас
Пермь
Карбон
Девон
Силур
Ордовик
Кембрий
I ■ ■ 1111 ■ I ■ 11111111 ■ 1111111111
О 1.00 2.00 3.00 4.00 ^ 5иеепеу8(Вигп11ат( 1990)_ЕА5У
Рис. 3. Время вхождения нефтематеринских толщ в главные зоны нефте- и газообразования
На конец формирования неджелинской свиты (251 млн лет) куонамская формация уже вышла из главной зоны газообразования (ГЗГ), и залежи УВ, генерированными ее аквагенным ОВ, могли бы находится в девонских отложениях при наличии в них коллекторов и покрышек. Но девонские отложения вышли из ГЗН примерно 300 млн лет назад, и даже если в них и сформировались залежи УВ, то они не сохранились. Нижняя пачка пермской нефтематеринской толщи (НГМТ) находилась у нижней границы ГЗГ, генерировала сухой газ и к 230 млн лет покинула ГЗГ. В это время сформировалась мономская свита (247 млн лет). Поэтому, сухой газ, генерированный нижней пачкой пермских отложений, мог аккумулироваться в резервуарах верхней перми и триаса. Средняя пачка пермских нефтематеринских отложений 260 млн лет назад вошла в главную зону нефтеобразования (ГЗН). Преимущественно террагенное ОВ глинисто-углистых отложений генерировало жирный газ. К 230 млн лет средняя пачка пермской НГМТ вышла из ГЗН и до настоящего времени находится в ГЗГ, генерируя сухой газ. Верхняя пачка пермской НГМТ к 230 млнлет вошла в ГЗН и находится в ней до настоящего времени.
Таким образом, к концу среднего триаса (230 млн лет) все НГМТ вошли в ГЗН, а нижняя пачка уже вышла из ГЗГ. К этому времени глинистые отложения неджелинской и мономской свит нижнего триаса, служащие покрышками для залежей УВ Толонского месторождения были сформированы. Следовательно, созданы все условия для формирования и сохранности залежей в резервуарах перми и триаса Толонского месторождения. Результаты моделирования полностью подтверждаются прогнозом нефтегазоносности Толонского газо-конденсатного месторождения.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Фомин А. Н., Долженко К. В., Меленевский В. Н. Прогноз зон генерации жидких и газообразных углеводородов в центральной части Вилюйской синеклизы (на примере сверхглубокой скважины Средневилюйская 27) // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2016. XII Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 4 т. (Новосибирск, 18-22 апреля 2016 г.). - Новосибирск : СГУГиТ, 2016. Т. 1. - С. 26-30.
2. Парфенова Т. М., Конторович А. Э., Борисова Л. С., Меленевский В. Н. Кероген куонамской свиты кембрия (северо-восток Сибирской платформы) // Геология и геофизика. -Новосибирск : СО РАН, 2010. - Т. 51. - № 3. - С. 353-363.
3. Зуева И. Н., Чалая О. Н., Сафронов А. Ф., Сивцев А. И., Глязнецова Ю. С., Лиф-шиц С. Х. Нефтегенерационный потенциал рассеянного органического вещества пермских отложений Вилюйского бассейна // Наука и образование, 2017. - № 2. - С. 17-21.
4. Зуева И. Н., Каширцев В. А., Чалая О. Н. Высокоуглеродистые породы куонамской горючесланцевой формации как источник комплексного минерального сырья // Наука и образование, 2012. - № 2. - С. 10-15.
5. Парфенова Т. М., Бахтуров С. Ф., Шабанов Ю. Я. Органическая геохимия нефтепро-изводящих пород куонамской свиты кембрия (восток Сибирской платформы) // Геология и геофизика. - Новосибирск: СО РАН, 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 911-923.
6. Кушмар И. А. Комплексные геолого-геофизические исследования по региональной сети профилей с целью изучения строения и перспектив нефтегазоносности южной части Вилюйской синеклизы: отчет по Гос. контракту № 4Ф-13 - СПб., 2014. - 680 с.
7. Полянский О. П., Прокопьев А. В., Бабичев А. В., Коробейников С. Н., Ревердат-то В. В. Рифтогенная природа формирования Вилюйского бассейна (Восточная Сибирь) на основе реконструкций осадконакопления и механико-математических моделей // Геология и геофизика. - Новосибирск: СО РАН, 2013. - Т. 54. - № 2. - С. 163-183.
8. Дучков А. Д., Соколова Л. С. Тепловой поток Сибири // Геофизические методы исследования земной коры: Материалы Всероссийской конференции, посвященной 100-летию со дня рожд. акад. Н.Н. Пузырева (г. Новосибирск, 8-13 декабря 2014 г.). - 2014. - С. 208-212.
9. Чанышев А. И., Белоусова О. Е, Фролова И. В. Отыскание источника теплового нагрева в массиве пород по данным измерений температуры и ее градиента на поверхности // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2017. XIII Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология» : сб. материалов в 4 т. (Новосибирск, 17-21 апреля 2017 г.). - Новосибирск : СГУГиТ, 2017. Т. 2. - С. 273-277.
REFERENCES
1. Fomin A. N., Dolzhenko K. V., Melenevskij V. N. Prognoz zon generacii zhidkih i gazoobraznyh uglevodorodov v central'noj chasti Vilyujskoj sineklizy (na primere sverhglubokoj skvazhiny Srednevilyujskaya 27) // Interekspo Geo-Sibir'-2016. Mezhdunar. nauch. konf. «Nedropol'zovanie. gornoe delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdenij»: sb. materialov v 6 t., Novosibirsk, 18-22 apr. 2016 g. - Novosibirsk: SGUGiT, 2016. - T. 2, № 1. - S. 26-30.
2. Parfenova T. M., Kontorovich A. E., Borisova L. S., Melenevskij V. N. Kerogen kuonamskoj svity kembriya (severo-vostok Sibirskoj platformy) // Geologiya i geofizika. - Novosibirsk: SO RAN, 2010. - T. 51. - № 3. - S. 353-363.
3. Zueva I. N., Chalaya O. N., Safronov A. F., Sivcev A. I., Glyaznecova Yu. S., Lifshic S. H. Neftegeneracionnyj potencial rasseyannogo organicheskogo veshchestva permskih otlozhenij Vilyujskogo bassejna // Nauka i obrazovanie, 2017. - № 2. - S. 17-21.
4. Zueva I. N., Kashircev V. A., Chalaya O. N. Vysokouglerodistye porody kuonamskoj goryucheslancevoj formacii kak istochnik kompleksnogo mineral'nogo syr'ya // Nauka i obrazovanie, 2012. - № 2. - S. 10-15.
5. Parfenova T. M., Bahturov S. F., Shabanov Yu. Ya. Organicheskaya geohimiya nefteproizvodyashchih porod kuonamskoj svity kembriya (vostok Sibirskoj platformy) // Geologiya i geofizika. - Novosibirsk: SO RAN, 2004. - T. 45. - № 7. - S. 911-923.
6. Kushmar I. A. Kompleksnye geologo-geofizicheskie issledovaniya po regional'noj seti profilej s cel'yu izucheniya stroeniya i perspektiv neftegazonosnosti yuzhnoj chasti Vilyujskoj sineklizy: otchet po Gos. Kontraktu № 4F-13 - Sankt-Peterburg, 2014. - 680 s.
7. Polyanskij O. P., Prokop'ev A. V., Babichev A. V., Korobejnikov S. N., Reverdatto V. V. Riftogennaya priroda formirovaniya Vilyujskogo bassejna (Vostochnaya Sibir') na osnove rekonstrukcij osadkonakopleniya i mekhaniko-matematicheskih modelej // Geologiya i geofizika. -Novosibirsk: SO RAN, 2013. - T. 54. - № 2. - S. 163-183.
8. Duchkov A. D., Sokolova L. S. Teplovoj potok Sibiri // Geofizicheskie metody issledovaniya zemnoj kory: Materialy Vserossijskoj konferencii, posvyashchennoj 100-letiyu so dnya rozhd. akad. N.N. Puzyreva (g. Novosibirsk, 8-13 dekabrya 2014 g.). - 2014. - S. 208-212.
9. Chanyshev A. I., Belousova O. E, Frolova I. V. Otyskanie istochnika teplovogo nagreva v massive porod po dannym izmerenij temperatury i ee gradienta na poverhnosti // Interekspo Geo-Sibir'-2017. Mezhdunar. nauch. konf. «Nedropol'zovanie. gornoe delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdenij»: sb. materialov v 6 t., Novosibirsk, 17-21 apr. 2017 g. -Novosibirsk: SGUGiT, 2016. - T. 2, № 2. - S. 273-277.
© М. О. Федорович, Н. В. Поспеева, 2018
