Моделирование формирования углеводородных систем
Определение путей миграции
Собственно моделирование формирования углеводородных систем выполняется преимущественно в пакете TemisSuite. Цикл состоит из 1D, 2D и 3D моделирования. Подготовка данных включает создание структурной модели, восстановление толщин эродированных отложений, прогноз распространения коллекторов, флюидоупоров и нефтегазоматеринских пород в разрезе и по площади. При моделировании проводятся калибровка тепловой модели, оценка влияния наиболее критичных параметров (масштаба эрозионных процессов и разломов) на формирование и сохранность залежей, выполняется прогноз углеводородонасыщения резервуаров.
Низкая степень изученности осадочных бассейнов шельфа обусловливает ряд проблем, связанных главным образом с наличием множества неопределенностей. В связи с этим авторами проводятся многовариантное моделирование формирования скоплений углеводородов и оценка чувствительности модели к изменению того или иного параметра. Обычно оцениваются пессимистичный, оптимистичный и наиболее вероятный варианты.
Безусловно, большая часть неопределенностей может быть снята только после бурения параметрических или поисковых скважин.
Слайд 37
Заполнение ловушки
Слайд 38-50
Демонстрация различных опций работы программы Temis при бассейновом моделировании
Рассмотрим на примере различных бассейнов шельфа некоторые проблемы и подходы к их решению.
|
|
|
Стратификация и полнота разреза.
Неоднозначность стратификации и полноты разреза осадочного чехла характерна для наименее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики.
Вызвано это отсутствием глубоких скважин на шельфе и невозможностью однозначной привязки отражающих сейсмических горизонтов к скважинам, пробуренным в американском секторе Чукотского моря и на побережье моря Лаптевых.
Для западной части шельфа моря Лаптевых, где взгляды на различное стратиграфическое наполнение разреза осадочного чехла различаются наиболее существенно, моделирование выполнялось как для варианта развития здесь пермско-кайнозойского разреза, так и для варианта с меньшим стратиграфическим интервалом – в объеме, включающем только апткайнозойские отложения.
В первом варианте моделирование показало, что значительно большим заполнением углеводородами характеризуются бортовые и наиболее приподнятые структуры региона. Кроме того, обозначилось преимущественно насыщение структур нефтью.
По результатам второго варианта отмечаются максимальное заполнение углеводородами наиболее погруженных в бассейне ловушек и газовый состав насыщающих их флюидов.
|
|
|
Тепловая история. Моделирование с учетом различной тепловой истории проводится по всем исследуемым бассейнам. При этом учитываются современные замеры (как правило, единичные) современные замеры (как правило, единичные) теплового потока на поверхности и пластовых температур по скважинам, а также главный показатель палеотемператур – значения отражающей способности витринита (Ro) как по керну, так и по породам из естественных обнажений. Важен также анализ периодов тепловой активизации региона, связанных с рифтогенезом и магматизмом. Обычно анализируются разные варианты при постоянном или дифференцированном во времени тепловом потоке.
Моделирование по шельфу моря Лаптевых показало, что с изменением теплового потока существенно изменяются время начала генерации и миграции углеводородов, степень заполнения ловушек и фазовый состав флюидов в прогнозируемых залежах. Устранение неопределенностей, связанных с тепловой историей, представляется возможнымпутем калибровки моделей по результатам бурения, увеличения числа замеров современного тепловогопотока и более точной реконструкции этапов тепловой активизации региона.
|
|
|
Анализ нефтегазоматеринских толщ.
Следующей важной составляющей при моделировании является учет особенностей строения НГМТ, их геохимической характеристики. В отношении наименее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики и севера Охотского моря разные исследователи существенно расходятся в оценке развития в разрезе различных по нефтегазоматеринскому потенциалу пород.
Авторами проводится изучение НГМТ в разрезах скважин и обнажений на островах и прилегающей к акватории части суши, а также привлекаются данные по ближайшим осадочным бассейнам-аналогам. Неоднозначность исходных данных по положению в разрезе и характеристикам НГМТ обусловливает проведение многовариантного моделирования с учетом различных характеристик нефтегазоматеринских пород. По участкам шельфов, где в разрезах развиты кремнистые НГМТ, моделирование выполняется также с учетом различной кинетической характеристики керогена. При этом моделирование дает неоднозначные результаты. Например, разные кинематические характеристики керогена незначительно влияют на характер и степень заполнения ловушек в акватории Охотского моря, так как кремнистые нефтегазоматеринские породы здесь только вступили в главную фазу нефтегенерации и не оказали существенного воздействия на заполнение ловушек и фазовый состав углеводородов.
В то же время в Южно-Карском бассейне эти факторы проявляются в большей степени, так как кремнистые НГМТ здесь преимущественно уже реализовали свой генерационный потенциал. Наибольшее влияние на характер насыщения разреза углеводородами отмечается при изменении таких показателей, как толщины НГМТ, содержание и тип органического вещества.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 338; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!