Гурьев Игорь Михайлович
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
Моделирование процессов генерации нефти и газа в юрских и нижней части неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины осуществлялось на основе структурного плана, термодинамических данных, свойств и состава ОВ пород и нефтей. 3D моделирование проводилось в программе Zetaware Trinity, а 2D моделирование -Temis Suite. Метод 2D бассейнового моделирования показал хорошие результаты для районов со сложным тектоническим строением, таких как Тимано-Печорский (Ситар К.А., 2007 г, Большакова М.А., 2008 г) и Охотско-Камчатский (Корвушкина О.А., Савицкий А.В., 2002 г) НГБ. Полученные результаты моделирования сопоставлялись с данными по уже открытым месторождениям, которые находятся на профиле, а также с результатами геохимических исследований.
5.1 Методика 2D и 3D моделирования
Разработчики программ используют термин <нефтяная или углеводородная система>, под которой понимается природная система, включающая в себя активную область НГМП (или очаг генерации) и все произведенные в этой области УВ, а также все геологические элементы и процессы, которые играли существенную роль в аккумуляции этих УВ. Элементами нефтяной системы являются: очаг нефтегазогенерации, пути миграции, коллекторы, покрышки, ловушки, перекрывающие породы. Процессы нефтяной системы - это образование ловушки, генерация, миграция и аккумуляция углеводородных флюидов. Моделирование процессов, протекающих в нефтяных системах, предполагает построение компьютерной модели каждого из этих процессов, что позволяет определить потенциал осадочного бассейна или отдельных его территорий, сделать количественную оценку объемов образовавшихся нефти и газа, а также выбрать правильное направление нефтепоисковых работ.
Программный пакет Zetaware Trinity представляет собой инструмент нового поколения для изучения нефтяных систем. Это инструмент, основанный на картах (структурные карты, карты температур, R0, давлений, пористости, разломов и др.), который позволяет интерактивно моделировать генерацию и миграцию углеводородных флюидов, оценивать их количество, предсказывать групповой углеводородный состав, фазовый состав, а также термодинамические условия (температуру, давление, отражательную способность витринита).
Исходные данные для моделирования как 2D, так и 3D можно подразделить на 3 категории:
а) геологические данные: карты изогипс кровли и изопахит основных горизонтов, разломов, распределения давлений, температур и песчанистости, кроме того для выделения зон с наилучшими ФЕС - результаты изучения керна;
б) геотермические данные: точечные замеры температур в скважинах на различных глубинах, современный температурный градиент, отражательная способность витринита в масле (R0), а также распределение современных и палеотемператур;
в) геохимические данные: содержание Сорг, величина водородного индекса (HI) и Тмах по пиролизу для НГМП.
В совокупности по этим данным строились карты степени трансформации НГМП, рассчитывались карты R0 по точечным замерам и количеству генерированных УВ на единицу площади. С использованием карт ФЕС, а также карт разломов рассчитывались предполагаемые пути миграции, а также определялось нахождение предполагаемых скоплений нефти и/или газа.
Алгоритм программы позволяет строить группы карт для оценки степени трансформации, а также других свойств НГМП во времени.
Моделирование условий катагенетического преобразования выделенных НГМП по региональному сейсмическому профилю N19, проходящему через юго-восточную часть Надымской впадины и Северное Приобье, было выполнено с использованием программного пакета .
Для восстановления геолого-геохимической истории углеводородных систем были выполнены следующие реконструкции: этапов погружения, тепловой истории и истории нефтегазогенерации для основных НГМП (баженовская и глинистые разности котухтинской, тюменской и нижней части неокома), выделенных в Надымской впадине. На основании этого оценена степень преобразования НГМП, а также этапы генерации флюидов. Достоверность модели проверялась при сопоставлении значений реперов реально замеренных (современные температуры в скважинах и R0) с расчетными значениями тех же величин, полученных в результате моделирования.
Протяженность изучаемого профиля составляет около 920 км, он пересекает пять основных тектонических элементов: восточную часть Северо-Сургутской моноклинали, Верхненадымский свод, южную часть Надымской впадины, Пякупурско-Ампутинский мегапрогиб, Вынгапуровский мегавал, а также Колтогорско-Уренгойскую систему грабенов. Исследуемая территория характеризуется наименьшими отметками глубин до поверхности Мохо (36-42 км) и наибольшей мощностью мезозойско-кайнозойского чехла (5-8 км). Рельеф поверхности Мохо здесь также испытывает отклонения в 2-4 км, причем опущенные блоки соответствуют блоковым поднятиям фундамента.
Калибровка построенной модели проводилась по имеющимся скважинным данным (замеры температур и R0): центральная часть профиля - юго-восточной часть Надымской впадины - калибровалась по данным скважин Ямпинской площади, восточная часть - по скважинным данным Еты-Пуровского месторождения. Профиль пересекает с запада на восток следующие крупные месторождения: Верхне-Казымское, Сугмутское, Романовское, Муравленковское, Еты-Пуровское и Харампурское.
5.2 Положение очага нефтегазогенерации
Для определения степени катагенетического преобразования НГМП используется, главным образом, величина Rо. Для описания процесса катагенетического преобразования ОВ НГМП была использована катагенетическая шкала Н.Б.Вассоевича. По этой шкале границы ГЗН или <нефтяного окна> соответствуют градациям катагенеза МК1-МК3, что соответствует значениям R0 - 0,5-1,15%. Пик нефтеобразования приходится на градацию МК2, верхняя и нижняя границы которой по значениям R0 равны 0,65 и 0,85% соответственно. Верхняя граница ГЗН (для изучаемого района) проходит на глубине около 1700 м. Глубина перехода из зоны нефтегенерации в зону газогенерации располагается на отметке 4000-4100 м. Самое глубокое положение нижней границы ГЗН приурочено к центральной и восточной частям территории, так как Надымская впадина расположена на срединном массиве байкальского возраста консолидации фундамента, где значения теплового потока пониженные.
Интенсивное катагенетическое преобразование котухтинских НГМП (для изучаемой части профиля) по результатам 3D моделирования началось в начале позднего мела (сеноман - 94 млн. лет назад), после чего, в конце коньякского века (88 млн. лет) в ГЗН вошли НГМП тюменской свиты. Баженовская свита, а также глинистые разности низов неокома последовательно вошли в ГЗН в начале кампанского века (~78-75 млн. лет).
Для характеристики степени фактической реализации генерационного потенциала ОВ использовался <коэффициент трансформации> (степень трансформации), определяемый отношением реализованного потенциала керогена (сгенерированное количество УВ) к общему потенциалу НГМП (количество УВ, которое способна генерировать данная толща). Коэффициент трансформации зависит от качества и количества ОВ, а также от температурного режима НГБ.
Котухтинская свита реализовала свой нефтегенерационный потенциал (в самой погруженной части впадины) на 40%,.тюменская свита - на 20% (в максимально прогнутой части района), а баженовская свита - на 30-35%, породы нижней части неокомского комплекса - на 20-25%. Пониженные значения коэффициента трансформации пород тюменской свиты по сравнению с остальными связано с тем, что значение энергии активации для ОВ этих пород выше энергии, необходимой для активации ОВ пород баженовской свиты.
Данные по составу нефтей залежей юго-востока Надымской впадины подтверждают результаты расчетов моделирования, что говорит о хорошей степени калибровки температурной модели. Согласно построенным моделям и исследованиям молекулярного состава нефтей разновозрастных залежей, как уже отмечалось ранее, генерация происходила в несколько этапов. Основными НГМП для нефтей служат породы баженовской свиты и глинистые разности нижней части неокомского комплекса, которые изменяли молекулярный состав нефти по мере вхождения в ГЗН.
Геолого-геохимическое моделирование углеводородных систем, с использованием геохимических исследований ОВ и геологических данных, дало сопоставимые результаты о катагенетической истории преобразования пород и этапах генерации углеводородных флюидов.
Очаг нефтеобразования приурочен к северной, наиболее прогнутой части Надымской впадины. Объемы генерируемых УВ распределяются внутри свит, содержащих НГМП. К настоящему времени все НГМП в наиболее прогнутых участках впадины находятся в средней части ГЗН - градация катагенеза МК2, однако породы котухнинской свиты в наиболее погруженных частях Надымской впадины уже достигли зоны МК3.
5.3 Моделирование процессов миграции УВ
По результатам 2D моделированияпервичная миграция УВ началась в сеноманском веке. В настоящее время процессы миграции УВ происходят в основном в юрской части разреза.
В целом, направление потока флюидов контролируется величиной угла восстания пласта, жидкие УВ мигрируют по восстанию пласта, стремясь занять максимально высокое положение в разрезе (рис.2). Из северных районов изучаемой территории (наиболее погруженной, центральной части Надымской впадины, к которой приурочен очаг нефтеобразования) направление потока флюидов в основном южное, юго-восточное и юго-западное направления.
По результатам моделирования насыщены УВ в основном песчаные прослои НГМП, тюменской и котухтинской свит, песчаники нижней части неокома, а также отложения баженовской свиты (предполагаемые <аномальные разрезы> и участки с порово-трещинными коллекторами в аргиллитах). Степень насыщения пород относительно высокая и достигает 70% для аргиллитов баженовской свиты, для тюменской и котухтинской свит насыщение ниже - 30-50%, что связано с пониженными содержаниями Сорг и более высокими значениями энергии активации для преобразования керогена. Песчаные прослои являются насыщенными, лишь локально, что связано с отсутствием структурных ловушек в пределах исследуемого участка. Вероятнее всего залежи нефти в песчаных пластах будут приурочены к зонам выклинивания, где ухудшаются их ФЕС, что позволяет улавливать УВ. В неокомских ловушках процессы миграции протекают интенсивнее, поэтому основная часть нефтяных флюидов мигрировала в прилегающие юго-восточные и юго-западные районы, где уже открыты месторождения нефти.
|
