ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98.041(470.1)
© О.Е. Кочнева, Т.В. Карасева, Е.А. Кузнецова, 2015
Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Верхнепечорской впадины по данным бассейнового моделирования
О.Е. Кочнева, к.г.-м.н.
(Пермский национальный
исследовательский политехнический
университет),
Т.В. Карасева, д.г.-м.н.,
Е.А. Кузнецова
(Пермский государственный
национальный исследовательский
университет)
Адреса для связи: kochnevaoe@mail.ru,
e.lena.kuznetsova@yandex.ru
Ключевые слова: Вуктыльское газоконденсатное месторождение, Верхнепечорская впадина, нефтегазоносность, моделирование осадочных бассейнов, модель нефтегазообразования.
Prospects of oil-and-gas content of the deep-shipped deposits of the Verkhnepechorsky hollow by data basin modeling
O.E. Kochneva
(Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm),
T.V Karaseva, E.A. Kuznetsova
(Perm State National Research University, RF, Perm)
E-mail: kochnevaoe@mail.ru, e.lena.kuznetsova@yandex.ru
Key words: Vuktylskoye gas&condensate field, Verkhnepecherskaja depression, oil-bearing, modeling of sedimentary basins, the model of oil and gas generation.
The article is devoted to the problem of oil and gas deep horizons Verhnepech-erskij basin Ural foredeep. Due to the deep position of the oil-gas complexes, complicating exploration in this area, natural systems basin modeling was implemented. This article describes the results of 1D simulation using the software package Genex of well Vuktylskaya-58, who revealed the deep horizons of the sedimentary cover. The authors made several conclusions about the possibility of generation of gases and condensates, which could ensure the formation of deposits not only in the deeper horizons, but also large deposits in the overlying sediments, the selected periods of generation and accumulation of hydrocarbons, determined the position of the main zone of oil formation according to wells, and the lower limit of the existence of oil.
Верхнепечорская впадина - одна из северных впадин Предуральского краевого прогиба, находится на границе Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций. Большая часть территории слабо изучена вследствие больших глубин залегания нефтегазоносных комплексов, несмотря на то, что газовые и газоконденсатные месторождения в пределах впадины были открыты еще в 60-х годах XX века.
В связи с выявлением нефтегазоносности на больших глубинах значительное внимание было уделено моделированию формирования потенциально продуктивных глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов на севере Верхнепечорской впадины. На территории района открыто уникальное весьма крупное Вуктыльское неф-тегазоконденсатное месторождение, приуроченное к антиклинальной складке размером 85x5x1,5 км. В настоящее время разрабатывается массивная пластовая залежь, находящаяся на глубине 2150-3500 м. В районе пробурен ряд скважин глубиной более 5000 и даже 6000 м, при этом вскрыта тектонически экранированная газоконденсатная залежь в визейских песчаниках (4450-4820 м) и установлены значительные газопроявления ниже 5000 м [1, 3-5].
Моделирование осуществлялось с использованием программного комплекса Genex, разработанного компанией Вегар Frаnlаb на основе научных методик Французского института нефти (№Р). Данный комплекс представляет собой программу для персональных компьютеров, позволяющую численно реконструировать историю погружения и изменение температурных условий пород осадочного чехла и фундамента, на основе этого восстанавливать историю реализации нефтегазогенерацион-
14 03'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ного потенциала материнских толщ осадочного бассейна. Процедура моделирования включает численный анализ теплового режима бассейна во время погружения, учет эрозии отложений в период воздымания, уплотнение и изменение петрофизических характеристик осадков (плотности, теплопроводности, теплоемкости) по мере их погружения, термическую активизацию и др. Конечная цель моделирования состоит в улучшении прогнозирования и совершенствовании поисков нефти и газа на данной площади или в бассейне [2, 6, 7].
Параметрическая скв. 58 Вуктыльская вскрывает как аллохтон, так и автохтон (или паравтохтон) Вуктыль-ского надвига, что затрудняет моделирование генерации углеводородов. При изучении глубокопогруженных отложений наибольший интерес представляет автохтонная зона. Для повышения объективности моделирования поднадвиговой части разреза отложения аллохтона в основном рассматривались как мощная нерасчленен-ная верхнепермско-триасовая толща, а изучение разреза и моделирование изменения степени катагенеза в аллохтоне проводились отдельно.
Изменение тепло- и петрофизических параметров верифицировались с использованием фактических определений пористости и температуры. По результатам моделирования в настоящее время пористость горных пород, слагающих вскрытые толщи, закономерно снижается по мере увеличения глубины до 9 % в отложениях нижнего силура, вскрытых на забое скважины, изменения пористости наблюдаются на границах пластов. В аллохтоне отмечается резкое снижение пористости (на 8 %), что свидетельствует о наличии аргиллитовой толщи кунгурского яруса, в автохтоне уменьшение пори-
стости происходит в среднедевонских отложениях из-за развития глинистых известняков. В целом изменение пористости соответствует фактическим данным. Некоторое повышение фактической относительно реконструированной пористости в карбонатных породах нижнего и среднего карбона связано с трещиноватостью, из-за которой проницаемость повышается еще интенсивнее (до 0,198 мкм2).
Теплопроводность по разрезу скважины изменяется от 1,1 до 2,1 Вт/(м-К) с резкими скачками до 3,2 Вт/(м-К), приуроченными к ангидритам кунгурского яруса. Модель изменения современной температуры с глубиной свидетельствует о ее повышении до 155 °С в призабой-ной зоне в отложениях нижнего силура. Единственный фактический замер температуры при испытаниях на глубине 5604-5652 м показал значения несколько ниже, чем на модели, что отмечается достаточно часто и связано, возможно, с малым временем нахождения прибора в скважине. Геотермальный градиент по разрезу изменяется в широких пределах - 13-30 °С/км, при этом на глубине более 4000 м он варьируется в узком диапазоне (20-25 °С/км), отражая однородность литологического состава вскрытых отложений.
При моделировании отражательной способности вит-ринита 5° выявлено постоянное увеличение параметра с глубиной до 2,5 % на отметке 7000 мс существенным ростом градиента ниже 4500 м в автохтоне (рис. 1). В верхней части разреза эти значения 5° близки к фактическим, ниже наблюдается резкое отличие от последних, связанное с развитием зоны дробления и соответственно с резким повышением палеотемператур при ее формировании. В верхней части автохтона резкое повышение палеотемператур часто обусловливается стрессовым влиянием надвиговых дислокаций. В программе Genex такие изменения не учитываются. К сожалению, замеры по витриниту не были выполнены для автохтонной части разреза. По реконструированной тенденции изменения с глубиной 5° толща аллохтона, не измененная процессами дробления, характеризуется невысокими значениями 5° (до 0,6 %), что отвечает подстадиям про-токатагенеза (ПК) и самому началу мезокатагенеза (МК1), т.е. значительная генерация углеводородов в ее пределах не происходила (рис. 2). В автохтоне значения 5° существенно выше и указывают на прохождение породами не только нефтяного, но и газового окна. Правомочность реконструкции 5° в этой части разреза подтверждается данными пиролиза по методу Rock-Eval (максимальная температура Гтах>470 °С на глубине больше 4400 м). На комплексной модели погружения, изменения палеотемператур и нефтегазогенерации (рис. 3) выделяются три основных этапа увеличения амплитуды погружения: силурийский; средне-позднеде-вонско-раннекаменноугольный; позднепермско-ранне-триасовый, который объясняется развитием Уральского складчатого пояса, в частности формированием Вук-тыльского надвига. Толща надвига содержит незрелое органическое вещество и в основном отвечает подста-диям катагенеза ПК1-ПК3. Модели прогрева, созревания органического вещества и генерации углеводородов указывают на жесткие термобарические условия и высокую степень катагенеза органического вещества. В автохтонной части разреза были выделены две нефтегазома-
Рис. 1. Изменения отражательной способности витринита в разрезе скв. 58 Вуктыльская
Рис. 2. Модель погружения и прогрева аллохтона Вуктыльского надвига по данным замеров в скв. 58 Вуктыльская:
условные обозначения те же, что на рис. 1
теринские свиты (НГМС): нижнедевонско-эйфельская -5651-6046 м; фаменско-турнейская - 4624-5510 м. Они вступили в ГЗН в позднепермско-раннетриасовое время в период проявления надвиговых дислокаций и пребывали в ней довольно короткий период, вряд ли реализовав весь нефтяной потенциал. В конце триасового времени, когда сформировались ловушки в вышележащих
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03'2015 15
Рис. 3. Модель погружения, изменения палеотемператур, нефте- и газообразования автохтона Вуктыльского надвига по данным замеров в скв. 58 Вуктыльская (ГНЗ, ГЗГ - главная зона соответственно нефте- и газообразования):
условные обозначения те же, что на рис. 1
отложениях, эти свиты, за исключением турнейских отложений, вступили в ГЗГ, где находятся в настоящее время. В результате они могли являться источниками углеводородов основной залежи Вуктыльского месторождения. Нижняя граница существования нефтей располагается ниже глубины 4900 м.
Построенная пятифракционная модель общего количества генерированных углеводородов в НГМС показывает возможность образования углеводородов разного фазового состояния вплоть до твердых битумов, продуктов деструкции нефти ниже нижней границы существования нефти. При этом наблюдается различие объемов генерации в НГМС. Более высок потенциал нижнеде-вонско-эйфельской НГМС, где прогнозируется генерация тяжелой нефти - 1,6-2,2 мг/г породы, легкой нефти - 0,3-0,4 мг/г, жирного газа - 1 мг/г, метана -0,7 мг/г породы. Содержа
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.