Интеграция технологий 2D структурного и бассейнового моделирования для анализа углеводородных систем сложных тектонических регионов

14.11.2016
Источник: Журнал «PROнефть»

Технологии бассейнового моделирования являются неотъемлемой частью геолого-разведочных работ, проводимых всеми крупными нефтегазовыми компаниями мира. Моделирование углеводородных (УВ) систем бассейна выполняется с целью качественного и количественного определения УВ потенциала осадочного бассейна, выделения в его пределах перспективных зон нефтегазонакопления и локальных объектов, а также оценки геологических рисков.

Современные технологии бассейнового моделирования позволяют прогнозировать наличие месторождений УВ в сложных тектонических регионах, в частности, в складчато-надвиговых зонах, которые характеризуются высоким УВ потенциалом. На это указывают многочисленные открытия месторождений нефти и газа, в том числе гигантских — группа месторождений Эль Фурриал, Венесуэла, с запасами нефти 26 млрд баррелей и газа 50 трлн кубических футов (J.Y.D. Chatellier et all., 2009 г.). Расчет такой УВ системы требует интеграции в классический алгоритм моделирования предварительных структурных построений с использованием специализированного программного обеспечения.

В статье на примерах собственного опыта бассейнового моделирования рассматриваются алгоритмы его выполнения с акцентом на моделирование регионов со сложным строением.

Алгоритмы построения бассейновой модели

Классический алгоритм построения бассейновой модели включает создание сейсмогеологической модели, заполнение структурного каркаса литологическими разностями (по результатам седиментационного моделирования/литолого-фациального анализа) и создание углеводородных систем с учетом геохимических характеристик осадочного разреза модели.

В некоторых случаях исследуемые объекты характеризуются очень сложным геологическим и структурно-тектоническим строением, что отражается в неоднозначности сейсмической интерпретации. Интеграция в указанную цепочку процессов балансировки и палинспастических реконструкций позволяет повысить точность качественного и количественного прогнозов месторождений УВ (рис. 1). Балансировка и восстановление разреза дают возможность проверить корректность сейсмической интерпретации, определить толщины эродированных отложений и величины сокращения (растяжения) разреза в ходе складко- и разломообразования, выявить поверхности срыва (детачменты), по которым происходило движение тектонических блоков. Для решения задач бассейнового моделирования важным моментом, определяющим последовательность выполнения проекта, является геологическое строение исследуемого региона (структурный профиль разреза, характер разрывных нарушений).

Использование балансировки и палинспастических реконструкций необходимо, если в результате тектонических напряжений исследуемого бассейна происходит существенное латеральное перемещение структурных блоков, которое определяет формирование и сохранность месторождений УВ. Дополнительные структурные построения с восстановлением палеогеометрии осадочного разреза применяются для бассейнов, сформированных в различных геологических обстановках (сжатия или растяжения): рифтовые бассейны, аккреционные призмы, складчато-надвиговые пояса, предгорные и межгорные прогибы. Приведение разреза в положение, предшествующее складчато-надвиговым дислокациям или процессам растяжения, позволяет выполнить реконструкцию структурной эволюции региона (рис. 2).

Рис. 1. Алгоритм построения бассейновой модели региона со сложным тектоническим строением

Рис. 2. Пример сбалансированного (а) и реставрированного (б) разрезов (N. McQuarrie, 2004 г.)

Результаты моделирования углеводородных систем бассейнов с простым и сложным тектоническим строением

При построении бассейновой модели осадочные бассейны разделяются на две условные категории: с простым тектоническим строением без существенной латеральной кинематической компоненты и со сложным тектоническим строением. В ООО «Газпромнефть НТЦ» накоплен опыт моделирования УВ систем осадочных бассейнов различной сложности. Большинство выполненных проектов относится к первой категории сложности структурно-геологического строения: Южно-Карский бассейн, Енисей-Хатангский прогиб, Тимано-Печорский бассейн (рис. 3) и др. Однако в последнее время активно развивается направление моделирования УВ систем в регионах с проявлением складчато-надвиговой тектоники: складчатый пояс Загроса, регион Предуралья, Восточная Сибирь.

Южно-Карская впадина является северной частью эпипалеозойской Западно-Сибирской внутриконтинентальной плиты и представляет собой бассейн надрифтовой депрессии. Осадочный чехол представлен отложениями триаса, юры, мела, палеогена и четвертичного возраста. В основании залегает синрифтовый комплекс, образованный в перми — триасе [1]. Наибольшее влияние на формирование антиклинальных ловушек оказали процессы, проявившиеся в неокоме и в конце позднего мела — раннем кайнозое [2–5]. Все элементы УВ систем (нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), коллекторы, флюидоупоры) стратиграфически приурочены к юрско-меловому пострифтовому комплексу.

Рис. 3. Схематичный геологический разрез с простым (с точки зрения выбора алгоритма моделирования) тектоническим строением. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн, южная часть Печорского моря.

Разрез Енисей-Хатангского регионального прогиба сложен комплексами, сформированными в условиях пассивной окраины (палеозой), передового прогиба (герцинский орогенез), континентального рифтинга (поздняя пермь — ранний триас), пострифтового погружения. Элементы УВ систем выделены в стратиграфическом разрезеот среднего триаса до мела включительно. Этот интервал соответствует этапу пострифтового погружения. Формирование разреза морской части Тимано-Печорского бассейна происходило в режиме континентального рифтогенеза в раннем палеозое и пассивной окраины в позднем палеозое — кайнозое. Регион испытал влияние герцинского и киммерийского орогенеза, определившего развитие УВ систем. Нефтегазоносность бассейна определяется активными палеозойскими УВ системами [6, 7]. Существование в истории развития этих бассейнов определенных геодинамических режимов, влияние на геологический разрез региональных и глобальных тектонических процессов обусловили отсутствие пологих надвигов или высокоамплитудных сбросов, в том числе листрических, которые повлияли бы на эволюцию данных систем (см. рис. 3).

Рис. 4. Интерпретированный (а) и сбалансированный (б) разрезы южной части Иракского Курдистана

Примером сложноструктурного бассейна является передовой прогиб складчато-надвиговой системы Загрос. Работы выполнялись специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» и экспертами по структурному моделированию французской компании Beicip Franlab, имеющими опыт моделирования в этом регионе. При экспресс-оценке перспектив нефтегазоносности южной части Иракского Курдистана было протестировано несколько новых инструментов моделирования, позволяющих выполнять оценку УВ системы в сложноскладчатых областях в различных пространственных масштабах: мульти 1D, профиль 2D и 3D. Разрез осадочного чехла южной части Иракского Курдистана характеризуется наличием интенсивных разрывных нарушений надвиговой кинематики, вызывающих повторение разреза по вертикали (рис. 4, 5). Значительные деформации горизонтов с крутыми углами падения определяют хаотичный характер волновой картины по сейсмическим данным, что влияет на качество геологической интерпретации и повышает неопределенность модели. Для контроля качества сейсмической интерпретации необходимо проведение балансировки и палинспастических реконструкций.

Модель эволюции осадочного чехла южной части Иракского Курдистана основывается на том, что главное влияние на формирование современного структурного облика и качество заполняющих ловушки УВ оказали тектонические деформации основной фазы столкновения (коллизии) литосферных плит (в миоцене — плиоцене) [8]. Разрез характеризуется наличием рампов (взбросо-надвиговая кинематика) и связанных с ними антиклинальных структур, а также структур типа выдавленных блоков, отражающих режим транспрессии (сочетания сдвига и сжатия).

Рис. 5. Палеореконструкции на примере разреза южной части Иракского Курдистана: а — интерпретированный разрез; б, в, г, д — соответственно 1 млн, 2 млн, 20 млн и 65 млн лет назад (условные обозначения те же, что и на рис. 4)

Балансировка разрезов осадочного чехла южной части Иракского Курдистана с увязкой на литолого-геохимические характеристики (данные по отражательной способности витринита Ro, %) позволяет оценить толщину размытых отложений, учет которой особенно важен при моделировании эволюции УВ систем. В результате этого была упрощена геометрия поднадвиговой (домиоценовой) части разреза для того, чтобы избежать неопределенностей, связанных с интерпретацией сильно дифрагированной волновой картины в этой области (см. рис. 5). Окончательный разрез характеризуется двумя типами деформаций: «тонкокожей» и «толстокожей» — и связанными с ними геометрически упрощенными рамповыми структурами. При тонкокожих деформациях в разрывную тектонику вовлекается определенная часть осадочного чехла. Эти деформации испытывает часть разреза, которая залегает над отложениями формации L.Fars, выполняющими роль поверхности срыва. В толстокожие деформации вовлечены породы кристаллического фундамента и домиоценовой части чехла [9].

В ходе продолжения работ исследования были сфокусированы в более дислоцированных частях района, включающих аллохтонный комплекс пород мезозойского возраста. В комплексе с низким качеством сейсмических данных и недостаточно полной калибровочной базой данных это осложнило выполнение сейсмической интерпретации и балансировки разреза. Результирующий разрез в отличие от рассмотренных выше характеризуется значительным упрощением разрывных нарушений и наличием только тонкокожих деформаций без вовлечения в них блоков кристаллического фундамента (рис. 6).

Рис. 6. Интерпретированный (а) и сбалансированный (б) разрезы южной части Иракского Курдистана (по одному из сценариев, с упрощениями, выполнено в ПО Dynel (Schlumberger))

Балансировка и палинспастические реконструкции разрезов позволили проверить корректность сейсмической интерпретации, оценить толщины эродированных отложений, упростить и скорректировать геометрию разрезов для реконструкций отдельных этапов структурной эволюции и моделирования УВ систем, а также предложить сценарии геологического развития рассматриваемой территории.

Рис. 7. Результаты 2D моделирования углеводородных систем в южной части Иракского Курдистана (по одному из сценариев, выполнено в программном обеспечении Petromod, Schlumberger). Аккумуляции нефти и газа отмечены соответственно зеленым и красным цветами

Следующим этапом было моделирование УВ системы региона (рис. 7) и оценка неопределенностей, связанных в том числе с размытыми толщинами. По результатам моделирования выделены зоны возможной аккумуляции УВ, выполнен прогноз фазового состояния флюидов. Для верификации модели проведена калибровка по фактическим данным — поверхностным нефтепроявлениям и геохимическим данным об органическом веществе.

Заключение

Недавние открытия месторождений в складчато-надвиговых регионах, в том числе гигантских (группа месторождений Эль Фурриал) и более мелких (складчато-надвиговый пояс Загрос и др.) повысили интерес нефтяных компаний к активизации геолого-разведочных работ в подобных регионах. По данным Американской геологической службы (USGS) [10] складчатые зоны по всему миру характеризуются высоким (часто недооцененным) ресурсным потенциалом.

Исследование УВ потенциала складчато надвиговых поясов невозможно без применения балансировки и палинспастических реконструкций. В настоящее время накоплен большой опыт интеграции технологий 2D структурного моделирования и моделирования УВ систем в регионах со сложным тектоническим строением [1–13]. С одной стороны, данный этап технологической цепи моделирования сложноструктурных бассейнов позволяет контролировать надежность сейсмической интерпретации и с большей уверенностью принимать предложенную геологическую концепцию. С другой стороны, результаты работ на этом этапе являются основой для моделирования УВ систем сложнопостроенного разреза с использованием специализированного программного обеспечения.

Современный уровень развития технологий изучения закономерностей развития УВ систем в сложноскладчатых регионах позволяет перейти от качественной к количественной оценке ресурсного потенциала, интегрируя в одном проекте результаты 2D и 3D моделирования. Размерность 3D требует привлечения расширенной базы геохимических данных и углубленного понимания структурной и термической эволюции региона, однако результаты такого моделирования позволят обоснованно оценить потенциал складчатого региона и системно оценить геологические риски при проведении ГРР.

Список литературы

1. Никишин В.А., Малышев Н.А., Обметко В.В. Строение и история формирования пермско-триасовой системы рифтов Южно-Карского осадочного бассейна. В сб. Современное состояние наук о Земле//Материалы международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина, г. Москва, 1–4 февраля 2011 г.
— М.: МГУ имени М.В. Ломоносова, 2011. — С. 1326–1329.

2. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР. — Т. 2. — М.: Наука, 1990. — 327 с.

3. Парфенов Л.М., Кузьмин М.И. Тектоника, геодинамика и металлогения территории Республики Саха (Якутия).
— М.: МАИК «Наука/Интерпериодика», 2001. — 571 с.

4. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000). — М.: Научный мир, 2001. — 606 с.

5. S.S. Drachev, N.A. Malyshev, A.M. Nikishin Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview, in B.A. Vinning, S.C. Pickering, eds., Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers 
— Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference//Geological Society London. — 2010. — V. 7. — P. 591–619. — DOI: 10.1144/0070591.

6. Oil families and their potential sources in the northeastern Timan Pechora basin, Russia/M.A. Abrams, A.M. Apanel, O. Timoshenko, N.N. Kosenkova//American Association of Petroleum Geologists Bulletin. — 1999. — V. 83. —№ 4.
— P. 553–577.

7. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна/Т.К. Баженова, В.К. Шиманский, В.Ф. Васильева [и др.]. — СПб: ВНИГРИ, 2008. — 164 с.

8. The Petroleum Geology of Iraq/A.A.M. Aqrawi, J.Goff, A.D. Horbury, F.N. Sadooni//Scientific Press Ltd., PO Box 21, Beaconsfield, Bucks, HP9 1NS, UK, 2010.

9. Pfiffner Adrian Thick-skinned and thin-skinned styles of continental contraction//Geological Society of America.
— 2006. — V. 414. — P. 153–177. — DOI: 10.1130/2006.2414(09). — 2012.

10. Nemcok M., Schamel S., Gayer R. Thrustbelts. Structural Architecture//Thermal Regimes and Petroleum Systems. — 2009.

11. McQuarrie N. Crustal scale geometry of the Zagros fold-thrust belt, Iran//Journal of structural geology.
— 2004. — V. 26. — P. 519–535.

12. Schneider F. Basin Modeling in Complex Area: Examples from Eastern Venezuelan and Canadian Foothills// Oil and Gas Science and Technology. — 2003. —V. 58. —№ 2. — P. 313–324.

13. The Monagas fold-Thrust Belt of the Eastern Venezuela. Part I/M. Parra [at all.]//Structural and thermal modeling. — 2011. — V. 28. — Issue 1. — P. 70–80.


Авторы статьи:  Д.К. Комиссаров, И.А. Мельникова, И.Ю. Беленькая, О.А. Захарова (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»))
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку