3D моделирование углеводородных систем баженовской свиты: детализация прогноза физико-химических свойств углеводородов

14.11.2016
Источник: Журнал «PROнефть»

Баженовская свита (БС) является нетрадиционным источником нефти и газа. Ее отложения характеризуются широким распространением, отсутствием покрышки и ловушки, линейного водонефтяного контакта (ВНК) между углеводородами (УВ) и водой. Другая особенность нетрадиционных источников УВ — непрерывное накопление УВ, способность удерживать их, низкая матричная проницаемость и содержание большого количества гетероатомных УВ [1].
Являясь главным источником УВ на территории Западной Сибири, БС находится в одном ряду с такими сланцевыми формациями, как Баккен, Ниобрара, Барнет, Денвер, Сан-Хоакин (США), Шуиксиджу и др.

Несмотря на схожие характеристики с мировыми аналогами, БС можно выделить в особый класс уникальных объектов. Она залегает почти на всей территории Западной Сибири на площади 1 млн км2. Большая площадь обеспечивает формирование зон с большим ресурсным потенциалом как нефти (на юге), так и газа (на севере).

Технологическая стратегия разработки нетрадиционных источников УВ развивается по двум направлениям. С первым связаны поиск высокопродуктивных зон и последующее бурение вертикальных скважин. Это направление развивалось как советскими, так и российскими геологами. Высокопродуктивными можно считать территории Салымского мегавала и Красноленинского свода, где за все время добыто не более 5 млн т нефти. При потенциале баженовской свиты около 317млн т нефти это крайне низкий результат. Второе направление — освоение сланцевых формаций с помощью бурения горизонтальных скважин, проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) с созданием густой сети трещин [2].

В рамках данной работы выполнено комплексное исследование с целью прогноза перспективных зон для каждого из направлений.

Методика работ

При проведении 3D бассейнового моделирования площадь модели составила 1 млн км2, по вертикали она включала 12 основных структурных горизонтов с общим числом ячеек 15,9 млн. Было собрано и проанализировано большое количество геолого-геофизической информации (450 скважин) и геохимических данных (100 скважин), позволивших качественно и количественно охарактеризовать физико-химические свойства сгенерированных УВ, количественно — ресурсный потенциал и запасы нефти и газа с учетом определяемых параметров.

В процессе моделирования УВ системы баженовской свиты были решены задачи восстановления истории генерации нефтематеринских отложений, определения истории прогрева, времени и масштабов генерации УВ, а также выявления направления эмиграции и области скопления УВ и объемов УВ, не покинувших материнскую толщу в результате эмиграции.

Подсчет ресурсного потенциала проводился путем оценки максимального объема пустотного пространства пород с включением в систему параметра органической пористости.

Бассейновое моделирование было выполнено с учетом мирового опыта моделирования нетрадиционных УВ систем. Прогноз физико-химических свойств УВ проводился путем уточнения и введения многокомпонентной системы первичного крекинга керогена и схем вторичного крекинга УВ.

Специфика моделирования заключается в оценке объемов генерации УВ, не покинувших материнскую толщу в результате миграции. Особое внимание уделялось учету особенностей свиты и рассчитанных для данного типа органического вещества (ОВ) кинетических схем первичного крекинга.

Для количественной и качественной оценки остаточных УВ в материнской толще моделирование проводилось с учетом: адсорбции УВ, реакции крекинга ОВ и нефтей, органической пористости и ее влияния на ресурсный потенциал баженовской свиты.

Характеристика УВ системы баженовской свиты

Баженовская свита — это уникальный геологический объект, сформированный в период трансгрессии морского бассейна, когда он покрывал территорию площадью 1,785 млн км2, включая 0,79 млн км2 сублиторальных и 0,955 млн км2 батиальных фаций [3].

Развитая повсеместно на всей территории Западной Сибири и только в краевых частях замещающаяся на марьяновскую, яновстановскую и даниловскую свиты БС представлена породами кремнисто-глинисто-карбонатного состава плитчатой, частично массивной текстуры, битуминозными с большим количеством ихтиофауны. Общая толщина свиты в среднем составляет 30 м. Ее возраст по многочисленным остаткам фауны определяется как волжский-ранневаланжинский.

По результатам петрофизических исследований пористость отложений не превышает 10–12 % (средняя 5 %) при среднем значении проницаемости 0,04⋅10-3 мкм2.

Нефти БС относятся к классу особо легких, маловязких, малосернистых, среднепарафинистых и малоасфальтенистых. Газосодержание флюидов, насыщающих БС, в среднем составляет 107 м33 для легких нефтей и более 600 м33 — для конденсатов.

Баженовская свита представлена ОВ 2 типа, с содержанием ОВ — от 4 до 15 % (среднее 10 %), что в совокупности с высокой степенью его реализованности и позволило сгенерировать большое количество УВ. Большая часть свиты на всей территории Западной Сибири находится в зоне катагенеза МК1, характеризуя главную зону генерации нефти. Начальный генерационный потенциал по фактическим данным составляет 650–750 мг УВ/г породы.

Результаты

Ресурсный потенциал. На основании моделирования УВ баженовской свиты была проведена оценка ресурсного потенциала. В него вошли все типы УВ, сосредоточенные в БС, включая газы, свободную нефть и адсорбированные УВ.

Ханты-Мансийский автономный округ является одним из самых перспективных регионов, его общий ресурсный потенциал составляет 559 млрд т УВ, средняя плотность ресурсов — 1,8 млн т УВ/км2. Ресурсный потенциал Ямало-Ненецкого автономного округа равен 291 млрд т УВ, плотность ресурсов — 1,6 млн т УВ/км2. Тюменская и Томская области имеют более низкие суммарные ресурсы — соответственно 90 и 62 млрд т УВ с плотностью соответственно 1,8 и 0,6 млн т УВ/км2.

Геологические запасы. Основываясь на ресурсной оценке, был осуществлен перевод ресурсов баженовской свиты в запасы. Вариант расчета включает оценку геологических запасов путем вычитания из ресурсов УВ всех газовых и адсорбированных компонентов, позволивших оценить количество свободных УВ.

По результатам подсчетов геологические запасы нефти и газа составляют соответственно 173 млрд т и 106,6 трлн м3, в среднем — 12 % общего ресурсного потенциала.

Ханты-Мансийский автономный округ также является лидером по количеству запасов на 1 км2, плотность запасов нефти составляет до 900 тыс. т/км2, газа — до 500 млн м3/км2.

В связи с тем, что вся северная часть баженовской свиты находится в газовом окне, территория Ямало-Ненецкого автономного округа характеризуется бóльшими геологическими запасами газа — до 1000 млн м3/км2 и меньшими запасами нефти — до 500 тыс. т/км2.

Рис. 1. Карта плотности нефти в баженовской свите

На территории Томской области плотность распределения геологических запасов нефти и газа составляет соответственно до 300 тыс. т/км2 и 300 млн м3/км2. На территории Тюменской области геологические запасы по плотности сравнимы с запасами ХМАО, плотность распределения нефти — 600 тыс. т/км2, газа — до 400 млн м3/ км2.

Фазовый состав УВ. Введенная в систему расчета многокомпонентная схема кинетики первичного крекинга керогена позволила провести количественный расчет концентрации метана, конденсата, нефти и битумоидов, находящихся в баженовской свите. Результаты подтвердили влияние процессов вторичного крекинга на УВ систему, что позволило более чем на 30 % увеличить количество УВ относительно изначально сгенерированных.

Учет многокомпонентной системы УВ дал возможность спрогнозировать физико-химические параметры, такие как плотность нефти и газа, газосодержание (рис. 1–3).

По результатам проведенной работы можно заключить, что УВ система баженовской свиты в первую очередь контролируется факторами зрелости ОВ и величиной современного теплового потока. Отложения, развитые почти на всей территории Западной Сибири, можно ранжировать по фазовому состоянию системы. Так, области, где БС имеет зрелость ПК3—МК1, характеризуются системой обычной нефти, МК2—МК3 — системой легкой нефти, МК3—МК4 — системой обогащенного конденсата, МК4—АК1 — конденсатной системой. На рис. 4 приведена зависимость газосодержания от зрелости ОВ, определенной по отражательной способности витринита R0.

Рис. 4. Зависимость газосодержания от зрелости ОВ

Обсуждение результатов

Геотермический режим Западно-Сибирского бассейна. На территории Западной Сибири, начиная с пермо-трасового времени (240–210 млн лет назад), выделяется один из основных этапов формирования бассейна [4]. Он характеризовался проявлением рифтогенных процессов на всей территории осадочного бассейна, связывая формирование мезозойско-кайнозойского плитного комплекса и современной термической истории развития бассейна.

При моделировании было принято, что на всем времени формирования УВ системы баженовской свиты (150–0 млн лет) величина теплового потока закономерно снижалась, в среднем на 8 МВт/м2 на всей территории Западно-Сибирского бассейна (рис. 5). Помимо факторов плотности теплового потока, на тепловой режим бассейна повлияли температура на поверхности и распространение многолетнемерзлых пород. Основываясь на данных В.И. Исаева [5], начиная с 17,3 млн лет назад происходило похолодание с наступлением интенсивного оледенения в четвертичное временя, что привело к образованию многолетнемерзлых пород (в северной части бассейна до 800 м) [6].

Рис. 5. Пример изменения плотности теплового потока на территории Западно-Ярудейской мегавпадины (Фроловская нефтегазоносная область

Особенности нетрадиционной УВ системы

Крекинг ОВ и УВ. УВ система БС является нетрадиционной, она содержит большое количество высокомолекулярных соединений (битумоидов), которые играют ключевую роль в формировании нефтегазоносного потенциала. Имея большую молекулярную массу, они влияют на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород, закупоривая их пустотное пространство [8], В результате нефти становятся более плотными и вязкими (рис. 6). Количество УВ, в том числе высокомолекулярных компонентов, зависит от типа ОВ, его энергии активации и степени катагенетической преобразованности.

Рис. 6. Особенности углеводородного состава традиционных (а) и нетрадиционных (б) систем

Образование УВ из керогена называется «первичным крекингом». В зависимости от кинетики ОВ скорости образования нефти, а потом и газов будут зависеть от состава и типа керогена. Первоначальными продуктами генерации будут высокомолекулярные соединения, которые в процессе созревания ОВ замещаются легкими, а потом и газообразными УВ.

Выделяют процессы «вторичного крекинга», начинающиеся при температуре 150–200 °С. Данные процессы свойственны УВ, конечным продуктом распада которых станут газ и кокс (рис. 7).

Рис. 7. Изменение группового состава битумоидов с увеличением зрелости ОВ

Органическая пористость. В процессе крекинга керогена в ОВ формируется пустотное пространство, которое называют «органической пористостью». Модель материального баланса между количеством сгенерированных УВ и первичной массой керогена позволила оценить данный параметр, максимально достигающий 17 % общего объема ОВ.

Максимальное УВ насыщение в органических порах может достигать 100 % [8]. При большом исходном содержании ОВ вклад органической пористости в общее поровое пространство в баженовской свите может быть существенным. В последнее время изучению органической пористости уделяют повышенное внимание. По некоторым данным она может достигать 50 % объема ОВ, создавая дополнительное пространство, вмещающее свободные УВ, а также дополнительную поверхность адсорбции УВ.

Адсорбция УВ. Помимо процессов крекинга и образования органической пористости в керогене, потенциал и общее количество геологических запасов будут зависеть от процесса адсорбции УВ органическим веществом. Адсорбция свойственна всем минеральным компонентам пород, но по сравнению с керогеном величина их адсорбции в 40 раз меньше [9].

Полученная эмпирическим путем величина адсорбции для пород баженовской свиты не превышает 20–25 мг УВ/г ОВ. Результаты соизмеримы с данными, полученными по американским сланцам [10], для которых величина адсорбции составляет 10–20 мг УВ/г ОВ, для газа адсорбция составляет 8 мг УВ/г ОВ.

Выводы

1. В рамках выполненных работ собрана база геологических, геохимических и геофизических данных для проведения моделирования УВ системы баженовской свиты на территории Западной Сибири.

2. В результате моделирования оценены ресурсы и геологические запасы, рассчитаны плотности нефти и газа, газосодержание, отранжирована территория по фазовому состоянию флюидов в баженовской свите.

3. Получена количественная оценка влияния адсорбции УВ, реакции крекинга ОВ и нефти, органической пористости на запасы УВ.

4. Моделирование УВ системы БС позволило выполнить прогноз свойств, оценить ресурсный потенциал БС, распространить физико-химические свойства УВ флюидов по площади территории исследования.

5. На основании физико-химических параметров нефти и газа была оценена подвижность флюидов. Уточнена закономерность изменения свойств с увеличением зрелости ОВ. Оценено количественное влияние вторичного крекинга УВ, увеличившее количество УВ более чем на 30 % общего объема сгенерированных УВ.

Список литературы

1. Schmoker J.W. Method for assessing continuous-type (unconventional) hydrocarbon accumulations//National assessment of United States oil and gas resources. — 1995.

2. Алексеев А.Д. Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на верхнем Салыме// Роктех.
— 2014. — № 35 — С. 14–27.

3. Конторович А.Э. Органическая геохимия мезозойских нефтей и газов месторождений Сибири.
— М.: Недра, 1974. — 192 с.

4. Atlas of Paleotectonic and Paleogeological-Landscape Maps of Hydrocarbon Provinces of Siberia/V.P. Devyatov, N.V. Grigoryev, F.G. Gurari [at al.]//SNIIGGIMS, Petroconsultants. — 1995.

5. Исаев В.И., Рылова Т.Б., Гумарова А.А. Палеоклимат Западной Сибири и реализация генерационного потенциала нефтематеринских отложений//Известия Томского политехнического университета.
— 2014. — Т. 324. — № 1. — С. 93-101.

6. Ершов Э.Д. Геокриологическая карта СССР, масштаб 1:2 500 000. — М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 1991.

7. Костенко О.В. Блокирующий характер распределения высокомолекулярных соединений битумоида в поровой системе баженовской свиты (Западно-Сибирский бассейн)//Нефтегазовая геология. Теория и практика.
— 2014. — Т. 9. — № 1. — С. 1–13.

8. Curtis M.E. Investigating the Microstructure of Gas Shales by FIB/SEM Tomography & STEM Imaging//SPE144370. — 2011.

9. Schettler P.D., Parmely Jr.R., Juniata C. Contributions to Total Storage Capacity in Devonian Shale//SPE 23422.
— 1991.

10. Sandvik E.I., Young W.A., Сurry D.J. Expulsion from hydrocarbon sources: the role of organic adsorption, in Advances in Organic Geochemistry//Organic Geochemistry. — 1991. — V. 19. — № 1–3. — P. 77–87.


Авторы статьи:  Н.В. Морозов, И.Ю. Беленькая, В.В. Жуков (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»))
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку