Full Text

Введение Крупнейшее в Тимано-Печорской провинции Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1964 г. С этого момента ведется изучение и уточнение его геологического строения. Месторождение расположено в северной части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба и приурочено к одноименной сложнопостроенной валообразной асимметричной складке субмеридионального простирания длиной более 80 км, шириной не менее 4 км, с вертикальной амплитудой 1500-1800 м. Структура имеет более пологое восточное крыло и крутое западное, нарушенное взбросонадвигом с вертикальной амплитудой 1 км, горизонтальной - 2,8 км (рис. 1). С разной степенью достоверности выделяются параавтохтонные блоки разреза. Промышленная нефтегазоносность выявлена в аллохтонной части разреза, в преимущественно карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложениях установлена уникальная по своим запасам газоконденсатная залежь. Основная залежь считается массивной, тектонически экранированной, с единым газоводяным контактом [1]. Рис. 1. Схематичный геологический разрез Вуктыльского надвига по линии скв. 225-58-224-221 [3] В связи с тем что залежи аллохтона Вуктыльского надвига находятся на заключительной стадии разработки [2], а нефтегазоносность глубокопогруженных отложений автохтона остается малоизученной, актуальным является использование новейших методов бассейнового моделирования для оценки нефтегазоносности ниже освоенных глубин. Методика исследования Современные программы бассейнового моделирования позволяют одновременно исследовать целый ряд процессов - от осадконакопления и погружения до созревания керогена и многофазного течения флюидов [4-16]. В настоящее время существует достаточно большое количество программ бассейнового моделирования, наиболее эффективной для решения вопросов прогноза нефтегазоносности является программа PetroMod, разработанная компанией Schlumberger. В 2016 г. геологический факультет Пермского государственного национального исследовательского университета получил академическую лицензию системы бассейнового моделирования PetroMod. Программный комплекс PetroMod включает передовые 1,2- и 3D-технологии с техническими характеристиками, которые являются в настоящее время уникальными в нефтегазовой геологии и позволяют определить историю генерации углеводородов в масштабе геологического времени, пути миграции, число и тип накоплений нефти и газа как в поверхностных, так и в пластовых условиях [17, 18]. Модуль PetroMod 1D служит инструментом для анализа результатов бурения и исследования скважин, а также калибровки 2D- и 3D-моделей. Он может использоваться как независимая программа или в комплексе с модулями 2D и 3D программного комплекса. Результаты расчетов представлены в виде многочисленных графиков изменения свойств в зависимости от глубины, геологического времени и истории погружения. Программа позволяет отображать одновременно исходные и рассчитанные данные. Известно, что большая часть программ бассейнового моделирования применима для работы лишь с объектами относительно простой геометрии и не предназначена для регионов сложного тектонического строения. PetroMod 1D позволяет оценить температуру и зрелость даже в сложных надвиговых структурах с объединением нескольких разрезов, восстановить историю формирования каждого геологического разреза и объединить их в соответствующую геохронологическую последовательность, а также визуализировать сложную историю формирования системы в соответствии с глубиной, временем и погружением блоков [4-6, 17, 18]. Модуль PetroMod 2D применяется в основном в районах с ограниченным количеством данных, которых достаточно только для построения геологического разреза, на практике этот модуль может быть использован в структурно-сложных областях для быстрого расчета результатов и лучшего понимания геологического строения региона. Модуль 2D также применяется в зонах с большим количеством данных для быстрого анализа, прогноза давлений, полного расчета температур и давлений или же первичного анализа скоплений углеводородов. Результаты расчетов представлены в виде ряда 2D-моделей изменения свойств по разрезу в различные интервалы геологического времени [17, 18]. С помощью программного комплекса PetroMod были рассчитаны 1D-модели ряда скважин, вскрывших автохтон, а также построены 2D-модели Вуктыльского надвига. Моделирование проводилось на основании обширной базы данных результатов геологических, геофизических и геохимических исследований [19-26]. Калибровка результатов моделирования проводилась по данным фактических определений современных температур и отражательной способности витринита (ОСВ). Обсуждение результатов Разрез Вуктыльского надвига представлен отложениями палеозоя от ордовикской до пермской системы, а также триасом. Считается, что коллекторами являются преимущественно карбонатные каменноугольно-нижнепермские отложения, а также толщи фаменского яруса девонской системы. Основными флюидоупорами служат глинистый и глинисто-ангидритовый верхнеартинский подъярус и кунгурский ярусы пермской системы, соответственно, в меньшей степени - глины тульского горизонта. Также экраном могут служить поверхности разломов, но, по некоторым данным, тектонические нарушения, ограничивающие разлом, могут быть частично проницаемыми [27]. Модели составлены с учетом выявления здесь как минимум двух тел покровов. С помощью модуля PetroMod 1D были получены модели формирования разреза, а также развития процессов генерации углеводородов в районе самой глубокой в регионе параметрической скв. Вуктыльская-58 (7026 м) [28, 29]. Так как академическая лицензия PetroMod в модуле 1D не поддерживает моделирование надвигов, для повышения объективности моделирования поднадвиговой части разреза, вскрытого параметрической скв. Вуктыльская-58, тела покровов в основном рассматривались как мощная нерасчлененная верхнепермско-триасовая толща, а характеристика разреза и моделирование изменения степени катагенеза в аллохтоне проводились отдельно. Калибровка рассчитанных моделей, выполненная по современным замеренным значениям температуры и ОСВ, показала расхождение с фактическими данными, не превышающее 3-5 %. Комплексная модель погружения, прогрева и нефтегазогенерации разреза Вуктыльской скважины 58 (рис. 2) отражает два основных этапа погружения: ордовикско-раннепермский и среднепозднепермский, последний связан с развитием Уральского складчатого пояса и формированием надвига. Принятая при построении и интерпретации модели нефтегазогенерации размерность катагенетической шкалы приведена в табл. 1. Таблица 1 Принятая размерность катагенетической шкалы [30] и сопоставление ее с оптическими показателями витринита Подстадия катагенеза Градация катагенеза ОСВ, % Степень зрелости органического вещества пород Протокатагенез ПК1-ПК3 0,00-0,55 Стадия незрелого органического вещества пород Мезокатагенез МК1 0,55-0,70 Главная зона нефтеобразования Начальная стадия «нефтяного окна» МК2 0,70-1,00 Пик генерации нефти МК3 1,00-1,30 Заключительная стадия «нефтяного окна» МК4- МК5 1,30-2,00 Главная зона газообразования Зона жирного газа Апокатагенез АК1-АК3 2,00-4,00 Зона сухого газа Модель нефтегазогенерации характеризуется достижением экстремальных значений катагенеза (стадия апокатагенеза) и показывает, что в главную зону газообразования (ГЗГ) вступали материнские толщи автохтона. Отложения ордовика и силура достигли ГЗГ в приуральскую эпоху, основание нижнего девона - в биармийское время. Данные толщи вышли из ГЗГ на рубеже пермского и триасового периодов. Начиная с верхней части нижнего отдела девонской системы и до поверхности сместителя надвига в интервале 3400-5965 м выделяется реликтовая ГЗГ. Рис. 2. Комплексная модель погружения, прогрева и нефтегазогенерации по данным параметрической скв. Вуктыльская-58 В автохтонной части разреза нами выделены две нефтегазоматеринские свиты (НГМС): нижнедевонско-эйфельская в интервале 5651-6046 м и фаменско-турнейская - 4624-5510 м [29], которые характеризуются относительно невысоким генерационным потенциалом и содержат рассеянное органическое вещество, представленное в основном керогеном смешанного (II и III) типа. Обе НГМС вступили в ГЗН уже в каменноугольном периоде. При этом материнские породы турнейского яруса вступили в ГЗН в пермское время в период проявления надвиговых дислокаций и пребывали в ней довольно короткий период, вряд ли реализовав весь свой нефтяной потенциал. В это же время нижний и средний отделы девонской системы вступали в ГЗГ. Позднее, в начале триасового периода, в ГЗГ вошли фаменские отложения, а затем в среднюю эпоху - турнейские, когда уже были сформированы ловушки в изучаемом разрезе. На комплексной модели погружения, прогрева и нефтегазогенерации аллохтона (рис. 3) видно, что «нефтяного окна» достигают толщи от нижнекаменноугольного отдела до кунгурского яруса пермской системы. Верхняя граница ГЗН находится на глубине 1700 м. Пику генерации нефти отвечают отложения каменноугольной системы в интервале 2403-3220 м. В ГЗГ отложения аллохтонной части разреза не вступали. Рис. 3. Комплексная модель погружения, прогрева и нефтегенерации аллохтона Вуктыльского надвига по данным параметрической скв. Вуктыльская-58. Условные обозначения см. на рис. 2 Основой 2D-моделей послужил схематичный геологический разрез Вуктыльского надвига по линии скв. 225-58-224-221 (см. рис. 1) [3]. В результате 2D-моделирования наибольший интерес представляет модель зональности катагенеза органического вещества (изменения современных значений ОСВ) по разрезу Вуктыльского надвига (рис. 4), на которой четко прослеживается зона незрелого органического вещества до глубины 1450 м в сводовой части антиклинали аллохтона и до 1900 м на востоке. Подошва ГЗН выделяется на глубине 3250 м в своде надвига и погружается до 3600 м в восточных районах. Глубина залегания подошвы ГЗГ в своде - 5300 м, на востоке надвига - 5850 м, а на западе - около 6100 м, ниже распространена зона жесткого апокатагенеза. Повышение палеотемператур в сводовой части надвига оправдано термальным воздействием дислокаций. Рис. 4. Модель зональности катагенеза по разрезу Вуктыльского надвига. Условные обозначения см. на рис. 2 Краткая характеристика положения зон катагенеза по разрезу Вуктыльского надвига приведена в табл. 2. Таблица 2 Глубина залегания зон катагенеза в районе Вуктыльского надвига Градации катагенеза Глубина залегания зоны, м Геологический возраст, аллохтон/автохтон min max ПК1-ПК3 1450 1950 P2-3 + T/P2-3 + T МК1 2100 2450 P/P2-3 + T МК2 2850 3150 C1tl - P1 k/P1ar + P2-3 МК3 3250 3600 C1kz - P1k/C2-3 - P1k МК4-МК5 3900 4400 C1kz - C2-3 /C АК1-АК3 5300 6100 D2ef - C1kz/S2 - C1s Проявление ГЗГ в глубокопогруженных отложениях автохтона Вуктыльского надвига подтверждается результатами испытаний скважины Вуктыльская-58, в результате которых газопродуктивность выявлена в отложениях ордовика, среднего отдела девона, а также в турнейском и визейском ярусах каменноугольной системы (табл. 3). Таблица 3 Результаты испытаний глубокопогруженных отложений, вскрытых скв. Вуктыльская-58 (по материалам АО «КамНИИКИГС») Интервал испытаний, м Способ испытания Геологический возраст Литология Нефтегазоводопродуктивность 6858-7026 Испытания в колонне О Доломиты Приток фильтрата бурового раствора 0,85 м3/сут, дебит газа (визуально) 0,5 тыс. м3/сут 6345-6410 В процессе бурения S1v Доломиты Притока не получено 6165-6254 В процессе бурения S2 Переслаивание известняков с доломитами и аргиллитами Притока не получено 5620-5652 5604-5611 Испытания в колонне D2g Песчаники Приток газа дебитом 11 тыс. м3/сут 5604-5652 Испытания в колонне D2ef Песчаники Конденсат (газ?) с признаками пластовой воды расчетным дебитом 11 тыс. м3/сут 4775-4810 4780-4788 Испытания в колонне C1t Известняки с прослоями доломитов Приток газоконденсата с дебитом по газу 12 тыс. м3/сут., с 5%-ной примесью пластовой воды 4775-4810 Испытания в колонне C1t Известняки с прослоями доломитов Приток нефти дебитом 8 м3/сут 4784,5-4819 В процессе бурения C1t Известняки с прослоями доломитов Приток газоконденсата пересчетным дебитом по газу 12 тыс. м3/сут 4573-4584 4519-4548 В процессе бурения С1v Переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитов Приток газоконденсатной смеси дебитом 0,5 тыс. м3/сут На модели трансформации органического вещества НГМС (рис. 5) видно, что в отложениях девонской и большей части каменноугольной системы коэффициент трансформации достигает 80-100 %, и лишь верхняя часть кизеловского, алексинско-веневского горизонтов в сводовой части антиклинали характеризуется меньшей степенью трансформации, изменяющейся в интервале 40-80 %. Рис. 5. Модель изменения коэффициента трансформации органического вещества НГМС по разрезу Вуктыльского надвига Заключение По результатам 1 и 2D бассейнового моделирования программным комплексом PetroMod района развития Вуктыльского надвига можно заключить, что: 1) материнские породы аллохтонной части разреза, в которых находится основная газоконденсатная залежь Вуктыльского месторождения, в основном могли генерировать только нефть; 2) в «нефтяное окно» отложения аллохтона до проявления надвиговых дислокаций не вступали, за исключением подошвы каменноугольной системы, которая достигла ГЗН в раннюю эпоху пермского периода; 3) в автохтоне в основном происходили процессы генерации газов и газоконденсатов, которые могли обеспечить формирование залежей на больших глубинах и в аллохтоне Вуктыльского месторождения. Проявление процессов газогенерации в глубокопогруженных отложениях значительно повышает перспективы их газоносности. Об этом же свидетельствует обнаружение большого числа газопроявлений значительного масштаба ниже 4-5 км. Генерация и аккумуляция газообразных углеводородов происходили в благоприятное для формирования залежей время, в основном после проявления надвиговых дислокаций, когда были сформированы основные ловушки в глубокопогруженных толщах.

About the authors

Elena A. Kuznetsova

Author for correspondence.
Email: e.lena.kuznetsova@yandex.ru
15 Bukireva st., Perm, Russian Federation, 614068

Senior Lecturer at the Department of Regional and Oil&Gas Geology

Tatyana V. Karaseva

Email: regional.PSU@yandex.ru
15 Bukireva st., Perm, Russian Federation, 614068

Doctor of Geology and Mineralogy, Professor, Honored Geologist of Russia, Head of the Department of Regional and Oil&Gas Geology

References

Statistics

Views

Abstract - 299

PDF (Russian) - 76

PDF (English) - 56

Refbacks

• There are currently no refbacks.