УДК: 556.3.013
МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В ВУЛКАНОГЕННЫХ ПОРОДАХ
© 2013 г. A. В. Кирюхин1, С. В. Шадрина2, М. Ю. Пузанков1
1 Институт вулканологии и сейсмологии ДВО РАН 683006, Петропавловск-Камчатский, бульвар Пийпа, 9,
e-mail: AVKiryukhin2@mail.ru
2 ТО СургутНипиНефть ОАО "СургутНефтеГаз"
625003 Тюмень, ул. Р. Люксембург, 12 Поступила в редакцию 12.04.2012 г.
Рассматривается роль гидротермальных процессов в формировании пористых и проницаемых резервуаров в вулканогенных породах, их ограничения низкопроницаемыми границами, и аккумуляции в резервуарах флюидов различного происхождения и фазового состояния. Рогожниковский продуктивный резервуар является примером нефтяного вулканогенного резервуара в Западной Сибири, он приурочен к восходящим флюидным потокам, фиксирующимся положительными аномалиями температур и давлений. Мутновский продуктивный резервуар — пример высокотемпературного двухфазного (вода + пар) резервуара на Камчатке, подпитываемый восходящими потоками глубинного теплоносителя, также ассоциирующимися с положительными аномалиями температуры и давления. Инверсионное iTOUGH2 моделирование используется для оценки расходов глубинных восходящих потоков, после этого TOUGHREACT моделирование применяется для представления возможного механизма эволюции проницаемости-пористости и самозапечатывания резервуаров такого типа в результате химического взаимодействия вода-порода. Модели применяются к Рогожниковскому и Мутновскому резервуарам. Оба сценария показывают возможность формирования продуктивных резервуаров в результате гидротермальной циркуляции, обнаруживают кратковременное снижение давления на ранней стадии (что благоприятно для притока в резервуары флюидов) и самозапечатывание низкопроницаемыми границами на поздней стадии гидротермальной циркуляции (что благоприятно для длительного сохранения флюидов в резервуарах).
Б01: 10.7868/80203030613020041
ВВЕДЕНИЕ
Одной из принципиальных проблем наук о Земле является механизм образования продуктивных резервуаров в породах фундамента, причем происхождение таких резервуаров по-видимому тесно связано с их гидротермальной историей. Примером является недавно обнаруженный в фундаменте Западной Сибири Рогожниковский нефтяной резервуар, гигантский нефтяной резервуар в вулканогенных (риолиты и лавы) породах фундамента пермо-триасового возраста (250 млн. лет) на глубинах 2.5—2.8 км с температурой до 140°С [Коровина и др., 2009; Чирков и др., 2011]. Другой пример нефтяной залежи, размещенной на глубине 3—5 км в гранитах докайно-зойского фундамента под названием Белый Тигр во Вьетнаме [Киреева, 2010] показывает, что нефть аккумулируется в зонах разломов, проработанных на ранней стадии гидротермальными потоками хлоридного натриевого состава.
Исследования особенностей формирования продуктивных высокотемпературных гидротермальных резервуаров в различных гидрогеологических структурах областей современного вулканизма достаточно полно изложены в сборниках Международного геотермального конгресса — 2010 и в многочисленных публикациях [КиуикЫт, 2010; Кирюхин и др., 2010]. Примеры Паужетского и Мутновского геотермальных месторождений на Камчатке показывают, что формирование продуктивных резервуаров связано с высокотемпературными восходящими потоками, приуроченными к разломам или каналам, которые являются также и питающими для магматических экструзий и вулканов (рис. 1). Эта ситуация является типичной для многих высокотемпературных геотермальных месторождений.
Многолетние разносторонние исследования риолитовых туфов гор Юкка (12.5 млн. лет) [Ргие88, 2001] в связи с обоснованием в них хранилища отходов атомной энергетики США позво-
2000 1500 1000 500 0
-500 1000 1500 2000 2500 -3000 -3500 -4000 -4500 5000
2000
1500
1000
500
0
-500
-1000
-1500
-2000
-2500
-3000
-3500
-4000
-4500
-5000
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
0 1 2 3 4 5 чо 00 9 0 1 2 3 4 5 чо 00 9
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Ь\ I 2
Рис. 1. Гидрогеологический разрез и концептуальная модель системы Мутновский вулкан — Мутновское геотермальное месторождение.
1 — кристаллический фундамент; 2 — меловой фундамент и миоценовые песчаники; 3 — неогеновые вулканогенно-осадочные породы; 4 — Мутновский стратовулкан ^3^4); 5 — диоритовые интрузии; 6 — контактовая зона диоритовой интрузии; 7 — магматическая питающая система Мутновского вулкана; 8 — риолитовые и дацитовые экструзии №3^4); 9 — фумарольные поля; 10 — горячие источники; 11 — магма и магматические флюиды; 12 — гидротермальные флюиды; 13 — геотермальные скважины; 14 — распределение температуры (Мутновское геотермальное месторождение); 15 — уровень подземных вод в Мутновской гидротермальной системе (м абс.). MSDP1 — вероятная точка заложения первой из скважин Мутновского проекта научного бурения.
лили получить информацию об их гидравлических и термальных свойствах, что также может оказаться полезным для данного исследования.
Тем не менее, все еще не ясен механизм формирования проницаемых и пористых вулканогенных резервуаров, условия транспорта и аккумуляции нефтенасыщенных флюидов от материнской породы. Целью данного исследования является воспроизведение на численной модели гидротермальной циркуляции на примерах Рогожников-ского и Мутновского резервуаров, включая оценку восходящих флюидных потоков при существующих распределениях температуры и давления, механизм образования проницаемых резервуаров под воздействием гидротермальной циркуляции и их самозапечатывание.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ЧИСЛЕННОЙ МОДЕЛИ РОГОЖНИКОВСКОГО НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВУАРА
1.1. Геологическое строение
Вулканогенный Рогожниковский резервуар находится в Западно-Сибирском бассейне, где имел место вулканизм 242—258 млн. лет назад [Коровина и др., 2010]. Площадь распространения риолитов, образованных в триасовый период
в условиях окраинно-континентального вулканизма или внутриплитового вулканизма, занимает 500 х 250 км2 [Бочкарев и др., 2009]. В палеоост-роводужных и палеорифтовых системах ЗападноСибирского бассейна поддерживается активная циркуляция флюидов, которая приводит к инверсиям минерализации подземных вод, температурным и гидробарическим аномалиям [Матусе-вич и др., 2005]. Нефтяная залежь в Рогожников-ском вулканогенном резервуаре триасового возраста (риолитовые туфы) размещена на глубинах 2.5—2.8 км, резервуар перекрыт толщей плохопроницаемых глинисто-аргиллитовых отложений (рис. 2, 3). Температура в резервуаре 120—140°С, давления 290—310 бар. Изометрич-ный характер положительных температурных и гидробарических аномалий позволяет предположить, что флюидные притоки в резервуар поступают снизу в зонах, фиксирующихся жерло-вой формацией триасового вулканогенного комплекса [Кирюхин и др., 2008].
1.2. Фильтрационные и тепловые свойства резервуара
По данным лабораторных исследований пет-рофизических свойств Рогожниковского вулканогенного резервуара матричная проницаемость
□ 1 02 ЦЦ3 Ш4 05 ЦЦ6 07 I 19 I 110 I 111 I 112 I 113 I 114
Рис. 2. Разрез Западно-Сибирского мегабассейна со схематическим изображением триасового вулканогенного резервуара и условиями циркуляции флюида вдоль каналов погребенных вулканических структур [Кирюхин, 2005] с дополнениями.
1—6 — гидрогеохимическая зональность: минерализация <1 г/л (1), 1—3 г/л (2), 3—10 г/л (3), 10—35 г/л (4), 35—70 г/л (5), 70—150 г/л (6), 7 — гидрогеохимические границы; 8 — геоизотермы, °С; 9 — литологические границы; 10 — вулканогенный резервуар, 11 — отсепарированные нисходящие водные потоки; 12 — нефтенасыщенные восходящие потоки флюидов; 13 — водоупорные толщи; 14 — разломы.
оценивается 1.4 мД, пористость 0.12—0.20, минеральная плотность 2600—2800 кг/м3. Функции относительной проницаемости образцов пород вулканогенного резервуара описываются моделью Ван Генухтена для водной фазы (m = 0.76, 0.2 < Slr < 0.5) и Кори для нефти (при 0.3 < Sor < 0.4), где Slr — остаточное насыщение водной фазы, Sor — остаточное насыщение нефтяной фазы. Функции капиллярного давления образцов пород вулканогенного резервуара также описываются моделью Ван Генухтена (с параметрами зависимости X = 0.4438, Slr = = 0.22, 1/P0 = 1.50E-05, Pmax = 50 бар). Подробное описание параметров функций относительной проницаемости и капиллярного давления приводится в работе [Pruess et al., 1999]. По данным лабораторных испытаний керна могут наблюдаться как гидрофильные, так и гидрофобные условия, что вызвано значительной долей полевых шпатов в минералогическом составе.
По данным FMI [Ефимов и др., 2008] резервуар характеризуется следующими характеристиками трещинно-блокового строения: средний размер блоков FS = 26 м, среднее раскрытие трещин 0.17—0.5 мм (в среднем 0.3 мм), доля трещинного пространства в объеме FV = 3.17 10-5. Проницаемость трещинного пространства резервуара оценивается в диапазоне 0.23—1.59 Д (если предположить, что трещины — плоскопараллельные и незаполненные).
Теплопроводность пород резервуара оценивается на основании экспериментов с цилиндрическими образцами пород диаметром 50 мм и высотой 50 мм, по данным 29-ти лабораторных экспериментов среднее значение теплопроводности (в сухих условиях) — 1.47 Вт/м °С и среднее значение удельной теплоемкости 754 кДж/кг °С [КгуикЫп е!а1., 2012].
2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЕСТЕСТВЕННОГО СОСТОЯНИЯ РОГОЖНИКОВСКОГО РЕЗЕРВУАРА
2.1. Моделирование установившегося термогидродинамического состояния
Для воспроизведения наблюдаемого распределения температуры и давления в резервуаре использовано ГГОиОН2-ЕО$1 численное моделирование ^Ш81ег1е, 1999; Ргие88 е! а1., 1999].
На первом этапе трехмерная численная модель резервуара (10 х 8 х 3 км) была создана на прямоугольной вычислительной сетке 10 х 8 х 30. Верхний слой модели задан с фиксированным давлением 10 бар и температурой 5°С. В нижнем слое модели определены вероятные зоны поступления глубинного теплоносителя, в которых задаются массовые потоки и энтальпии (источники) и вероятные зоны нисходящих потоков, где за
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.