Моделирование осадочных бассейнов и...

18 Нефтегазовое обозрение

Мубарак Матлак Аль-ХаджериМариам Аль-СайедKuwait Oil CompanyАхмади, Кувейт

Ян ДерксТомас ФуксТомас ХанчельАрмин КауэрауфМартин НоймайерОливер ШенкОливер СвинтекНики ТессенДитрих ВельтеБьёрн ВыгралаАахен, Германия

Дупло КорнпихльХьюстон, штат Техас, США

Кен ПитерсМилл-Вэлли, штат Калифорния, США

Нефтегазовое обозрение, лето 2009 г., том 21, № 2.

Copyright © 2011 Schlumberger.

Данная статья является русским переводом статьи «Basin and Petroleum System Modeling»,Oilfield Review, Spring 2009: 21, no. 2.

Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Кена Бёрда (Геологическая служба США, Менло-Парк, штат Калифорния, США), Франческо Боррачини (MVE Ltd, Глазго, Шотландия), Яна Брайанта, Тома Леви, Билла Мэттьюза и Кевина Рейли (Хьюстон, штат Техас, США), Рича Гибсона (BP, Хьюстон, штат Техас, США), Ханса Акселя Кемна (Ucon Geoconsulting, Крефельд, Германия), Эрика Клумпена и Ярона Лелейвельда (Аахен, Германия), Рода Лэвера (Гатвик, Англия), Леса Магуна (Маунтин-Вью, штат Калифорния, США) и Кей-та Мэгона (Anadarko Petroleum Corporation, Вудлендс, штат Техас, США).

ECLIPSE, Petrel, PetroMod и VISAGE являются товарны-ми знаками компании Schlumberger.

Моделирование осадочных бассейнови нефтегазоносных систем

Успех любой геологоразведочной кампании зависит от правильного сочета-

ния ключевых геологических элементов и процессов, имевших место в ис-

следуемой области земных недр в прошлые геологические эпохи. Моделиро-

вание осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем позволяет геологам и

геофизикам изучать динамику развития осадочных бассейнов и связанных с

ними флюидов, чтобы понять, были ли условия предыдущих геологических

периодов подходящими для того, чтобы углеводороды заполнили возмож-

ные пласты-коллекторы и сохранились в них.

Наилучшим способом снижения ри-сков инвестиций в проведение гео-логоразведочных работ на выявление залежей нефти и газа является под-тверждение наличия, типов и объемов углеводородов в границах перспек-тивной структуры до проведения бу-ровых работ. Путем интерпретации сейсмических данных можно оконту-рить замкнутые структуры и иденти-фицировать возможные подземные ловушки, однако не удается надежно прогнозировать объемы углеводоро-дов в ловушках. Бурение на замкнутую структуру, даже в непосредственной близости от эксплуатируемого нефтя-ного или газового месторождения, не дает никаких гарантий обнаружения аналогичных флюидов. Экономически эффективные геологоразведочные ра-боты нуждаются в методике прогно-зирования вероятности успеха с уче-том имеющихся данных и связанных с ними неопределенностей.

Более 50 лет назад геологи начали разрабатывать основы концепции, которая затем переросла в такую ме-тодику прогнозирования. Разработан-ная концепция позволяет соединить воедино прошлое — осадочный бас-сейн, бассейновые отложения и флю-иды, находящиеся в этих отложениях,

а также динамические процессы, воз-действующие на эти составляющие, — с настоящим, то есть с обнаруже-нием залежей нефти и газа. Сначала геологи пытались описать формиро-вание, заполнение и деформацию бас-сейнов, уделяя наибольшее внимание уплотнению осадков и образовавшим-ся в ходе этих процессов структурам пород.1 Последующие попытки были направлены на разработку методов количественного моделирования этих процессов. Эта область знания, по-лучившая название моделирования осадочных бассейнов, потребовала применения математических алго-ритмов для обработки сейсмических, стратиграфических, палеонтологиче-ских, петрофизических, каротажных и прочих геологических данных с целью реконструкции эволюции осадочных бассейнов.

В начале 1970-х гг. геохимики разра-ботали методы количественного про-гнозирования потенциала нефтегазоо-бразования литологической единицы.2 Вскоре после этого они стали исполь-зовать модели осадочных бассейнов в качестве структурного каркаса для геохимических генетических корре-ляций между углеводородами и мате-ринскими породами.3 Целый ряд уче-

1. Weeks LG: “Factors of Sedimentary Basin Development That Control Oil Occurrence,” Bulletin of the AAPG 36, no. 11 (November 1952): 2071–2124.

Knebel GM and Rodriguez-Eraso G: “Habitat of Some Oil,” Bulletin of the AAPG 40, no. 4 (April 1956): 547–561.

2. Welte DH: “Petroleum Exploration and Organic Geochemistry,” Journal of Geochemical Exploration 1, no. 1 (July 1972): 117–136.

3. Dow WG: “Application of Oil-Correlation and Source-Rock Data to Exploration in Williston Basin,” AAPG Bulletin 58, no. 7 (July 1974): 1253–1262.

19Лето 2009


ных трудился над решением данного вопроса независимо друг от друга. В итоге данная концепция получи-ла несколько названий, в том числе «нефтяная система», «углеводород-ная машина» (hydrocarbon machine), «нефтегазоносная система» и «неза-висимая нефтеносная система». При каждом из этих подходов освещались различные аспекты этой многогран-ной проблемы. В настоящее время в отрасли принят термин «нефтегазо-носная система» (petroleum system), поскольку это название охватывает большинство достижений данного коллективного труда.4

Нефтегазоносная система включает в себя активную материнскую породу, а также нефть и газ, образующиеся в данной материнской породе, в соот-ветствии с установленной геохими-ческой корреляцией данных. Пред-лагаемая концепция охватывает все геологические элементы и процессы, необходимые для нефтегазонако-пления. Существенными геологиче-скими элементами концепции явля-ются активная материнская порода, коллектор, флюидоупор и перекры-вающие породы. Последний элемент ускоряет погружение прочих элемен-тов. Геологические процессы, рассма-триваемые в концепции, включают формирование ловушек и образова-ние, миграцию и накопление нефти и газа.5 Данные геологические элемен-ты и процессы должны проявляться в определенной последовательности, чтобы органическое вещество в ма-теринской породе превращалось в сохраняющиеся и накапливающиеся углеводороды. Даже если всего один элемент или процесс выпадает или не реализуется в рамках необходимой последовательности, разведываемый объект становится бесперспектив-ным.

Попытка адекватного описания не-фтегазоносной системы на перспек-тивном участке Муклук (Mukluk) на шельфе Северного склона Аляски за-кончилась неудачей. Данная площадь характеризуется наличием несколь-ких слоев активных материнских по-род, доказанных пород-коллекторов и непроницаемых флюидоупоров. Структура Муклук относится к той же региональной геологической особенности — валообразному под-

нятию, называемому дугой Барроу (Barrow Arch), — что и близлежащее месторождение Прудо-Бей (Prudhoe Bay), содержащее 25 млрд барр.(4 млрд м3) нефти. Имеющиеся сейс-мические данные указывали на то, что Муклук представляет собой гигант-скую структуру — 20 миль в длину и 9 миль в ширину (32 × 14 км). Несмо-тря на то, что структурное падение на западном крыле данного поднятия не удалось определить из-за трудно-стей, связанных с оценкой скорости прохождения сейсмических волн че-рез зону вечной мерзлоты, предпо-лагалось, что данный перспективный участок содержит до 1,5 млрд барр.(240 млн м3) извлекаемых запасов нефти.6

В 1982 г. нефтедобывающие компа-нии затратили более 1,5 млрд долл. США на приобретение арендных прав на разработку перспективного участ-ка Муклук на внешнем континен-тальном шельфе США.7 Товарище-ство, возглавляемое компанией Sohio Alaska Petroleum, потратило свыше 120 млн долл. США на строительство в арктических водах искусственного гравийного острова и бурение с него первой разведочной скважины. В бу-ровом шламе из целевого горизонта присутствовали заметные следы неф-ти, однако скважина дала лишь воду с непромышленными количествами нефти. В то время эта скважина ста-ла самой дорогой непродуктивной скважиной в мире. Последующая оценка пластов коллекторских по-род на участке Муклук указала на то, что нефть все-таки находилась в пределах данной структуры, но впо-следствии мигрировала из нее. Таким образом, данная нефтегазоносная система лишилась важнейшего эле-мента или процесса. После обсужде-ния причин неудачи геологи пришли к заключению, что миграция нефти была вызвана либо проницаемостью флюидоупора, либо наклоном струк-туры, происшедшим в какую-то более позднюю геологическую эпоху.

В годы, последовавшие за неудач-ным бурением скважины на струк-туре Муклук, нефтедобывающие компании стали более серьезно вос-принимать факторы риска, требуя получения более качественной ин-формации до принятия решения о

реализации постоянно возрастающих в стоимости проектов (см. «Моде-лирование и управление рисками»,стр. 1). В данной статье рассматри-вается один из подходов, на который полагаются эти компании. Речь идет о моделировании осадочных бассей-нов и нефтегазоносных систем. Этот метод, работающий с геологически-ми, геофизическими, геохимически-ми, гидродинамическими и термоди-намическими данными, был впервые опробован в начале 1980-х гг.8 Ре-зультатом разработок, которые ве-лись в течение 25 лет, стало мощное моделирующее программное обеспе-чение, которое использует получен-ные данные для моделирования свя-занных друг с другом геологических явлений, таких как осадконакопление и эрозия отложений и органического вещества, уплотнение осадков, дав-ление, тепловые потоки, нефтегазоо-бразование и многофазное течение флюидов. Примеры моделирования ряда площадей на Ближнем Востоке, в Северной Америке и на материко-вом склоне Атлантического океана у берегов Норвегии демонстрируют использование данной техники моде-лирования для всесторонней оценки приемлемых условий образования, миграции, накопления и сохранения углеводородов.

Моделирование — взгляд намиллионы лет в прошлоеГлавной задачей моделирования оса-дочных бассейнов и нефтегазоносных систем (МОБНС) является отслежи-вание эволюции осадочного бассейна во времени по мере того, как он за-полняется флюидами и осадками, в которых в конечном счете могут об-разовываться или содержаться угле-водороды (рис. 1). В концептуальном плане МОБНС аналогично модели-рованию коллектора, однако имеет и некоторые существенные отличия. В случае коллектора моделируют тече-ние флюидов во время отбора нефти или газа для прогнозирования объе-мов добычи и получения информации, необходимой для оптимизации этой добычи. Масштаб длины составляет от нескольких метров до нескольких километров, шкала времени — от не-скольких месяцев до нескольких лет. Хотя течение флюидов — динамиче-

21Лето 2009

Активнаяматеринская порода

Погружение и нагрев

Миграциянефти и газа

Ловушка

Нагрев

Перекрывающиепороды

ФлюидоупорПотенциальнаяматеринская порода

Водные растения

Наземные растения

Аэробные условия Анаэробные условия

ское явление, геометрия модели ста-тична, т. е. остается неизменной во время всего процесса моделирования. В случае же МОБНС моделируют процесс образования углеводородов для расчета объема удерживаемой нефти или газа, а также течение флюидов для последующей оценки объемов и мест скоплений флюидов и для определения их свойств. Как пра-вило, применяемый масштаб длины варьируется от нескольких десятков до нескольких сотен километров, а исследуемые интервалы времени мо-гут достигать сотен миллионов лет. Геометрия выстраиваемой модели ди-намична и часто претерпевает суще-ственные изменения в ходе процесса моделирования.

При МОБНС одновременно иссле-дуют целый ряд динамических про-цессов, включая осадкообразование, разломообразование, погружение осадков, кинетику созревания керо-гена и многофазное течение флюи-дов. Эти процессы могут быть рас-смотрены на нескольких уровнях; как правило, они усложняются по мере увеличения пространственной размерности. Самый простой, одно-мерный процесс моделирования при-меняют для изучения истории погру-жения отложений в некоторой точке. Двухмерным моделированием (на карте или разрезе) можно воспользо-ваться для реконструкции процессов образования, миграции и накопления нефти и газа вдоль разреза. С по-мощью трехмерного моделирования возможно проведение реконструк-ции нефтегазоносных систем в мас-штабах коллектора и бассейна с ото-бражением получаемых результатов в одномерном, двухмерном и трех-мерном форматах и в зависимости от времени.10 Бóльшая часть нижесле-дующих обсуждений и приводимых примеров касаются трехмерного мо-делирования; если же в таких при-мерах также рассматриваются изме-нения с течением времени, то такое моделирование называют четырех-мерным.

МОБНС любой размерности по-зволяет проводить детерминисти-ческие расчеты для моделирования истории осадочного бассейна и свя-занных с ним флюидов. Подобные расчеты требуют наличия модели

Рис. 1. Моделирование геологических, тепловых и гидродинамических процессов в осадоч-ных бассейнах во времени. — Моделирование осадочных бассейнов и нефтегазонос-ных систем (МОБНС) позволяет реконструировать образование материнской породы, коллектора, покрышки и перекрывающих пород, формирования ловушки и образования, миграции и накопления углеводородов с прошлых эпох (слева на рис.) до настоящего времени (справа на рис.).

4. Magoon LB and Dow WG: “The Petroleum System,” in Magoon LB and Dow WG (eds): The Petroleum System—From Source to Trap, AAPG Memoir 60. Tulsa: AAPG (1994): 3–24.

5. Magoon and Dow, сноска 4.

6. Hohler JJ and Bischoff WE: “Alaska: Potential for Giant Fields,” in Halbouty MT (ed): Future Petroleum Provinces of the World, AAPG Memoir 40. Tulsa: AAPG (1986): 131–142.

7. Gallaway BJ: “Appendix D: Historical Overview of North Slope Petroleum Development,” Environmental Report for Trans Alaska Pipeline System Right-of-Way Renewal, 2001, http://tapseis.anl.gov/documents/docs/I_App_D_May2.pdf (ссылка проверена 13 мая 2009 г.).

8. Welte DH and Yukler MA: “Petroleum Origin and Accumulation in Basin Evolution—A Quantitative Model,” AAPG Bulletin 65, no. 8 (August 1981): 1387–1396.

9. Кероген — твердое нерастворимое органическое вещество, либо образовавшееся напрямую из био-полимеров, содержавшихся в живых организмах, либо сформировавшееся во время диагенеза. Кероген составляет более 90% всего органическо-го вещества осадочных пород.

10. Higley DK, Lewan M, Roberts LNR and Henry ME: “Petroleum System Modeling Capabilities for Use in Oil and Gas Resource Assessments,” USGS Open-File Report 2006-1024.

11. Отражательная способность витринита R0 — мера

определяемых под микроскопом оптических свойств витринита, одного из компонентов орга-нического вещества горных пород. R

0 выражается

как процентная доля падающего света, отражен-ного образцом витринита. Бóльшие измеренные величины R

0 указывают на более высокую степень

термической зрелости.

— дискретизированного числового представления слоев геологической среды, содержащих осадочные поро-ды, органическое вещество и флюи-ды с заданными свойствами. Тако-го рода модель строится на основе имеющихся геофизических, геоло-гических и геохимических данных. Слои разбиваются на ячейки сетки, в пределах которых свойства оди-наковы. Компьютерные программы моделируют физические процессы, воздействующие на каждую ячейку,

стартуя в начальный момент в про-шлом при исходных условиях и про-двигаясь к настоящему с выбранным шагом по времени. Результаты мо-делирования (такие как пористость, температура, давление, отражатель-ная способность витринита, объемы накопленных углеводородов или состав флюида) можно сравнить с независимыми откалиброванными данными, после чего можно скор-ректировать модель для улучшения качества привязки.11


МОБНС — итерационный процесс с большим количеством взаимосвя-занных шагов, каждый из которых выполняется в рамках отдельной на-учной дисциплины (рис. 2). Объеди-нение этих шагов в один рабочий процесс является весьма трудной задачей. Ряд крупных нефтедо-бывающих компаний и некоторые компании-подрядчики разработали программное обеспечение, позво-ляющее проводить вышеуказанные расчеты тем или иным образом. В подходе компании Schlumberger программа Petrel , выполняющая моделирование на основе сейсми-ческих данных для построения мо-дели бассейна, была интегрирована с программой PetroMod, произво-дящей моделирование нефтегазо-носных систем для описания про-цессов образования, миграции и накопления углеводородов. Приво-димое ниже объяснение принципов МОБНС иллюстрирует отдельные аспекты общего процесса, а также касается некоторых особенностей программы PetroMod.

На подготовительной стадии, предшествующей моделированию, определяют нефтегазоносную си-стему, которую будут моделиро-вать. Традиционно название нефте-газоносной системы составляют из названия активной материнской породы, за которым следует дефис и название породы-коллектора, со-держащей самые большие объемы углеводородов, поступающих из материнской породы. Название заканчивается некоторым знаком препинания в скобках, который выражает степень достоверности того, что в конкретном пласте ак-тивной материнской породы об-разовались скопления углево-дородов. В зависимости от этой степени достоверности различают известные (known), гипотетиче-ские (hypothetical) и постулируе-мые (speculative) нефтегазоносные системы. 12 Нефтегазоносная систе-ма считается известной, если ак-тивная материнская порода в ней находится в четком геохимическом соответствии с уловленными в ло-вушках коллекторов углеводоро-дами. Например, в нефтегазонос-ной системе Шублик-Ивишак(!)

Геометрия и стратиграфия:карты глубин или мощностей пластов, геометриии времена образования разломов на основеданных сейсмической, электромагнитной игравитационной разведки, каротажа, дистанционLного зондирования и изучения обнажений пород

Построение модели

Прямое моделирование Осадконакопление:осадкообразование, эрозия, образованиесоляных куполов, оценка геологических событий

Расчет давления и уплотнения осадков

Анализ тепловых потоков и кинетикапараметров термокалибровки

Образование, поглощение и первичнаямиграция углеводородовиз материнских пород

Анализ флюидов и определениефазового состава

Миграция углеводородов:течение Дарси, диффузия, инвазивная перколяция,анализ путей течений флюидов в породе

Объемные параметры коллектора

Конечные результаты и оценка риска:степень превращения, распределение температур,зоны скопления и объемы углеводородов,состав флюидов

Калибровка:температура в стволе скважины, давление,отражательная способность витринита, анализфлюидов, известный объем коллектора

Определение времен образования отложений,их эрозии и уплотнения, тектоническихсобытий и перерыва в осадконакоплении:палеонтология, радиометрическое датирование,инверсии геомагнитного поля, свойства породи флюидов

Геохимические данные:температура, тип керогена, насыщенностьпород органическим веществом (общеесодержание органического углерода иводородный индекс), степень термическойзрелости, кинетика

Граничные условия:история тепловых потоков, температурана поверхности, уровень пластовой воды

Рис. 2. Последовательность взаимосвязанных шагов МОБНС. — МОБНС состоит из двух основ-ных этапов: построения модели и прямого моделирования. Построение модели включает в себя разработку структурной модели и определение хронологической последователь-ности накопления отложений и физических свойств каждого слоя. При прямом модели-ровании выполняют расчеты на основе построенной модели для моделирования процес-сов погружения осадочных отложений, изменений давления и температуры, созревания керогена, а также первичной и вторичной миграции углеводородов и их накопления. Калибровка результатов моделирования по данным независимых измерений позволяет уточнить модель.

23Лето 2009

Рис. 3. Региональная структурная модель всей северной части Мексиканского залива. — Специалисты компании BP свели воедино локальные и региональные карты соляных и осадочных горизонтов для построения региональной модели, покрывающей около1,1 млн км2 (400 000 миль2) и описывающей сложное перемещение соли в изучаемых от-ложениях. Каждый слой определенного цвета (слева вверху на рис.) изображает страти-графический интервал некоторого геологического возраста. Многочисленные слои разных цветов справа вверху на рис. соответствует различным условиям осадконакопления и смесям пород разных типов. Слева внизу на рис. изображена модель, из которой верхние горизонты были удалены, чтобы показать аллохтонную соль (область пурпурного цвета). Пространственная диаграмма (справа внизу на рис.) демонстрирует внутреннее детальное строение модели, включая несколько соляных слоев. Все изображения представляют гео-логическое строение на сегодняшний день. (Материалы предоставлены с согласия Рича Гибсона, компания BP).

(Shublik-Ivishak) на Северном склоне Аляски геохимический ана-лиз установил, что материнская порода триасовой формации Шу-блик является источником при-тока углеводородов в триасовый коллектор Ивишак. Символ (!) указывает на известную нефтегазо-носную систему. Нефтегазоносные системы называются гипотетиче-скими и обозначаются символом ( .) , если геохимический анализ материнской породы не выявил ее соответствия углеводородам в кол-лекторе. В постулируемых нефте-газоносных системах, обозначае-мых знаком (?), корреляция между материнской породой и залежами нефти и газа всего лишь постули-рована на основе умозаключений геологов.

Сначала строят глубинную структурную модель анализируе-мой площади, на которой может находиться либо одна нефтегазо-носная система в пределах неболь-шого бассейна, либо несколько нефтегазоносных систем в преде-лах одного бассейна или несколь-ких бассейнов в некотором районе(рис. 3) . Входные данные такой модели обычно представляют со-бой сведения о кровле формаций и мощности слоев и могут быть импортированы из отдельной про-граммы построения моделей. Ис-точники данных могут включать в себя результаты сейсмической, электромагнитной и гравитацион-ной разведки, каротажа, дистанци-онного зондирования и изучения обнажений пород. Такая модель, отражающая геологическое строе-ние на сегодняшний день, пред-ставляет собой конечный резуль-тат всех процессов, влияющих на осадочный бассейн в течение всего геологического времени. 13

Затем специалист, строящий мо-дель, должен проанализировать

Север


13. Poelchau HS, Baker DR, Hantschel T, Horsfield B and Wygrala B: “Basin Simulation and the Design of the Conceptual Basin Model,” in Welte DH, Horsfield B and Baker DR (eds): Petroleum and Basin Evolution: Insights from Petroleum Geochemistry, Geology and Basin Modeling. Berlin: Springer-Verlag (1997): 3–70.

современную геометрическую мо-дель для описания хронологии на-копления осадочных отложений и физических свойств пород, скла-дывающих бассейн, а также для идентификации постседимента-ционных процессов. Это позволит осуществить реконструкцию как всего бассейна в целом, так и его отдельных слоев и флюидов в тече-ние всего геологического времени. Такого рода анализ позволит уста-новить всю историю бассейна в виде непрерывной последователь-ности стратиграфических собы-тий определенного геологическо-го возраста и продолжительности.

Все эти события сводятся воедино в виде карты событий нефтегазо-носной системы (рис. 4) . Каждое геологическое событие представ-ляет собой интервал времени, в течение которого происходило или не происходило осадконакопле-ние или же имели место эрозион-ные процессы. Такая сводная карта описывает хронологию геологиче-ских элементов нефтегазоносной системы. Для детализации модели в нее можно включить такие кон- и постседиментационные эпизоды, как образование складок, сбросов и магматических интрузий, соляную тектонику, диагенетические изме-


Рис. 4. Карта геологических событий, отображающая периоды развития нефтегазоносной системы. — Каждая цветная горизонтальная полоса представляет интервал времени отдельного события. В этой системе имеются все существенные элементы и процессы, а времена событий благоприятны: за отложением материнской породы последовало отложение породы-коллектора, породы-флюидоупора и перекрывающих пород. Кроме того, ловушка сформировалась раньше интервала образования, миграции и накопления углеводородов. Поскольку коллектор был заполнен до окончания юрского периода, объ-ект может оставаться перспективным, только если содержавшиеся в нем углеводороды сохранились в течение более 180 миллионов лет. Критический момент (черная стрелка) выбран приблизительно в середине интервала образования, миграции и накопления углеводородов.

300 200 100

Время, млн лет назад

Материнская порода

ПородаLколлектор

ПородаLфлюидоупор

Перекрывающие породы

Формирование ловушки

Сохранение

Критический момент

Геохронологическаяшкала События в

нефтегазоносной системеПалеозой Мезозой Кайнозой

Карбон Пермь Триас Юра Мел Палеоген Неоген

Карта геологических событий

Образование, миграция и накопление Проц

ессы

Элем

енты

нения и гидротермальную актив-ность. Определение геологическо-го времени формирования ловушек и последующих процессов — обра-зования, миграции и накопления углеводородов — является одной из главных целей МОБНС.

Одним из существенных понятий в процессе определения геологическо-го возраста отслеживаемых процес-сов является «критический момент». Критический момент представляет собой время образования, мигра-ции и накопления большей части углеводородов в нефтегазоносной системе.14 Критический момент на-ступает, когда степень превращения — доля органического вещества мате-ринской породы, превратившегося в углеводороды, — достигает 50—90%. Выбор конкретного значения степе-ни превращения из этого диапазона и соответствующего этому значению критического момента находится на усмотрении специалиста, строящего модель.

Абсолютный геологический возраст каждого слоя в модели осадочного бассейна и нефтегазоносной систе-мы представляет собой важный пара-

метр, необходимый для определения геологического времени процессов образования, миграции и накопления углеводородов. Информацию о гео-логическом возрасте пород получают путем датирования по палеонтоло-гическим и радиометрическим дан-ным, по трекам осколков спонтан-ного деления урана и по данным об инверсиях геомагнитного поля.15 Во многих осадочных бассейнах извест-ные нефтегазоматеринские породы были отнесены к глобальным геоло-гическим периодам на основе геохи-мических и биостратиграфических исследований.16

Еще одним ключевым аспектом яв-ляется идентификация литологии и условий осадконакопления в каждом отдельном стратиграфическом под-разделении. Например, классифика-ция условий накопления и, таким об-разом, свойств (таких как пористость и проницаемость) крупнозернистых отложений облегчает оценку их по-тенциала как пород-коллекторов или пород-проводников, через которые происходит миграция углеводородов из материнских пород в коллектор. Описание условий осадконакопле-

ния для материнских пород позволя-ет прогнозировать вероятный состав углеводородных продуктов, образу-ющихся через созревание керогена. Мелкозернистые отложения в глу-боководных морских бассейнах, на континентальном шельфе или в анаэ-робных озерных структурах содержат разные типы керогена, из-за чего в конечном итоге в разных материнских породах разные углеводороды образу-ются в разных количествах.17

Помимо прочего, свойства материн-ских пород используются как входные данные для моделирования реакций разложения органического вещества с образованием углеводородов. Наи-более существенными из этих свойств являются общее содержание органиче-ского углерода, измеряемое при сжи-гании образцов породы, и водородный индекс, который находят при пироли-зе образцов породы для установления потенциала нефтегазообразования.18 Также необходимо знать кинетиче-ские параметры термического превра-щения керогена материнской породы в нефть и газ. Еще одной мерой зрело-сти керогена является отражательная способность витринита. Этот показа-тель не используется во входных дан-ных программы PetroMod, поэтому его измеренные значения могут слу-жить независимым набором величин для калибровки выходных данных модели. Моделирование истории по-гружения отложений может быть при-менено для прогнозирования предпо-лагаемой отражательной способности витринита на любой глубине в любой момент времени. Путем калибровки модель корректируют так, чтобы мо-дельное значение отражательной спо-собности витринита совпадало с ее значением, измеренным на образцах породы, отобранных с различных глу-бин скважины.

В пределах каждого слоя также не-обходимо определить ряд других физических свойств. Такие величи-ны, как пористость и проницаемость слоев пород-коллекторов и пород-проводников важны для расчетов те-чений флюидов и оценки объемных параметров коллектора. Проницае-мость материнских пород влияет на эффективность отжатия из них об-разовавшихся углеводородов. Те-плоемкость и теплопроводность, как

25Лето 2009

правило, определяемые из литологи-ческих и минералогических данных, необходимы для тепловых расчетов, моделирующих созревание керогена и нефтегазообразование. Кроме того, данные по плотности и сжимаемости требуются в качестве входных вели-чин модели для расчета уплотнения и погружения осадков.

История погружения отложений осадочного бассейна содержит ин-формацию о глубине погружения и сохранности органического вещества. Эти величины связаны с температура-ми и давлениями, воздействию кото-рых подвергались осадочные породы, и с продолжительностью подобных воздействий. Температура является основным параметром превращения керогена в нефть и газ, а давление определяет миграцию флюидов. Клю-чевые входные данные для построения истории погружения осадков включа-ют скорость осадкообразования, ха-рактеристики уплотнения осадков, их поднятия и эрозии и условия осадко-накопления.

Термическая история осадочного бассейна неразрывно связана с исто-рией области земной коры, в которой он формируется. Поведение земной коры определяет оседание и поднятие бассейна, а также тепловые потоки. Моделирование потенциала нефтега-зоносности осадочного бассейна тре-бует реконструкции значений темпе-ратур в течение всего геологического времени и по всему бассейну. В этой связи, наряду со свойствами модели, также необходимо оценить некоторые специфические условия прошлого. Эти условия, рассматриваемые в моде-лирующей программе как граничные, включают результаты палеобатиме-трической реконструкции, из кото-рых определяются места залегания и тип отложений. Другими граничными условиями являются значения темпе-ратуры поверхности раздела «осадоч-ные породы—вода» в течение всего геологического времени, которые, на-ряду с оценками палеотепловых пото-ков, необходимы для расчета темпера-турной истории осадочного бассейна.

Время, вперед!После определения граничных усло-вий, геологических возрастов и свойств всех слоев можно проводить

моделирование вперед по времени, начиная с момента отложения са-мого древнего слоя и продвигаясь к современным осадкам. Следую-щие шаги обобщают рабочий про-цесс моделирующей программы PetroMod.19

Осадконакопление. — Слои осад-ков на поверхности земли не толь-ко образуются, но также могут и удаляться путем эрозии. Мощность слоя осадочных пород на момент образования, которая может превы-шать современную мощность этого слоя, может быть рассчитана не-сколькими методами: бэкстриппинг-анализом (backstripping analysis) с учетом пористости, начиная с мощ-ности отложений в настоящее время и устремляясь в прошлое, импортом из программ структурной рекон-струкции, а также оценкой на осно-ве скорости осадкообразования и условий осадконакопления.

Расчет давления и уплотнения осадков. — При расчете давления обезвоживание описывается задачей об однофазном течении, вызывае-мом изменениями в весе перекры-вающих пород в результате осадкоо-бразования. Кроме этого, могут быть приняты во внимание и внутренние процессы, влияющие на рост пла-стового давления, в частности, газо-образование, цементация кварцевых песков и превращения минералов. Уплотнение вызывает изменения многих параметров пород, включая пористость и, в меньшей степени, плотность, модули упругости, про-водимость и теплоемкость. В этой связи расчеты пластового давления

и уплотнения осадков должны быть выполнены до начала анализа те-пловых потоков на каждом шаге по времени.

Анализ тепловых потоков. — Це-лью анализа тепловых потоков яв-ляется расчет температур, необхо-димых для определения скоростей геохимических реакций. Теплопро-водность и конвекция снизу, а так-же выделение тепла при распаде содержащихся в минералах природ-ных радиоактивных изотопов также должны приниматься во внимание. Учет влияния магматических ин-трузий требует включения в рас-четы термических фазовых перехо-дов в осадочных отложениях. Также следует сформулировать тепловые граничные условия с учетом при-тока тепла из подошвы осадочных пород. Эти базальные величины те-пловых потоков часто прогнозиру-ют на основе моделей земной коры с помощью отдельных программ предварительной обработки данных или же интерактивно вычисляют с использованием моделей земной коры для каждого отдельного геоло-гического события.

Ярким примером, демонстрирую-щим уровень сложности проведения анализа тепловых потоков, является изучение нефтегазоносных систем в бассейне Сан-Хоакин (San Joaquin), штат Калифорния, США.20 Процесс изучения начинают с современной географической широты бассейна. Одна из опций программы PetroMod позволяет восстановить положения тектонических плит в бассейне в те-чение всего геологического времени


15. Faure G and Mensing TM: Isotopes: Principles and Applications, 3rd Edition. Hoboken, New Jersey, USA: John Wiley & Sons, Inc., 2005.

Tagami T and O'Sullivan PB: “Fundamentals of Fission-Track Thermochronology,” Reviews in Mineralogy and Geochemistry 58, no. 1 (January 2005): 19–47.

16. Peters KE, Walters CC and Moldowan JM: The Biomarker Guide. Cambridge, England: Cambridge University Press, 2005.

17. Peters et al, сноска 16.

18. Пиролиз — термическое разложение органи-ческих материалов в отсутствие кислорода. В лабораторных условиях пиролиз обычно про-

текает при температурах, превышающих те, при которых углеводороды образуются в природе. Водородный индекс выражается в миллиграммах углеводорода на один грамм общего содержания органического углерода.

19. Hantschel T and Kauerauf AI: Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. Heidelberg, Germany: Springer, 2009.

20. Peters KE, Magoon LB, Lampe C, Hosford-Scheirer A, Lillis PG and Gautier DL: “A Four-Dimensional Petroleum Systems Model for the San Joaquin Basin Province, California,” in Hosford-Scheirer A (ed): Petroleum Systems and Geologic Assessment of Oil and Gas in the San Joaquin Basin Province, California. USGS Professional Paper 1713 (2008): Chapter 12.


и рассчитать соответствующие значения температур на поверхности раздела «оса-дочные породы—вода» (рис. 5). Затем полученные поверхностные температу-ры корректируют на глубину залегания подземных вод для получения значений температур на поверхности раздела «оса-дочные породы—вода» в прошлом. Эти величины ограничивают выстраиваемые профили палеотепловых потоков

Современные тепловые потоки были оценены по данным о температуре и те-плопроводности из скважин и тунне-лей акведуков в бассейне Сан-Хоакин. Температуры, измеренные как функ-ции глубины, были использованы для определения геотермического градиента. Была рассчитана величина современно-го теплового потока путем умножения геотермического градиента на величину теплопроводности. Полученная в резуль-тате карта поверхностного теплового по-тока присутствовала во входных данных программы PetroMod, которая давала на выходе величины зрелости материнской

0306090120150180210240270300330360

Север

Шир

ота,

гра

дусы

90

60

30

0

30

60

90


Экватор

Тем

пера

тура

, °C

6,4

31,4

18,9

Глобальная средняя температура поверхности

Рассматриваемый период

Рис. 5. Оценочная глобальная средняя температура поверхности в течение геологического времени. — Различные варианты данной карты могут быть использованы для расчета палеотемпературы поверхности раздела «осадочные породы—вода» в осадочных по-родах любого геологического возраста на любой широте. Сплошная черная линия по-казывает вариации широты по времени в исследуемом осадочном бассейне Сан-Хоакин. Пунктирная линия представляет начало осадконакопления изучаемой толщи пород. Часть сплошной черной линии справа от пунктирной линии показывает температуру поверхности раздела «осадочные породы—вода» в рассматриваемый период. Расчеты с помощью программы PetroMod позволяют вводить поправки к этим температурам на по-следующие глубины залегания подземных вод. (Peters et al, сноска 20).

породы, согласующиеся с имеющимися измеренными значениями зрелости.

Нефтегазообразование. — Образова-ние нефти и газа из керогена в материн-ских породах («первичный крекинг»), а также последующее превращение неф-ти в газ в материнских породах или в породах-коллекторах («вторичный кре-кинг») могут быть описаны системами параллельных реакций разложения. Количество химических компонентов, получаемых в большинстве моделей, может варьироваться от 2 (нефть и газ) до 20. Схемы крекинга могут быть до-вольно сложными, если учитывать мно-го компонентов и вторичный крекинг. Программа PetroMod использует базу данных кинетики реакций для прогно-зирования фаз и свойств углеводородов, образующихся в материнских породах различных типов.21 Кроме того, адсорб-ционные модели описывают проникно-вение образующихся углеводородов в свободное поровое пространство мате-ринских пород.

Анализ флюидов. — Образующиеся углеводороды представляют собой сме-си различных химических компонентов. Модели течений флюидов позволяют изучать различные флюидные фазы, ко-торые могут быть жидкостью или паром, а также сверхкритическими или недона-сыщенными фазами. На стадии анали-за флюидов исследуется зависящее от температуры и давления растворение углеводородных компонентов во флю-идных фазах для определения свойств флюидов, таких как плотность и вяз-кость, и использования этих свойств как входных данных при расчетах течений флюидов. Эти свойства также необходи-мы для последующего моделирования миграции флюидов и расчета объемных параметров коллектора. Флюиды можно моделировать с помощью модели неле-тучей нефти (black-oil model), включаю-щей два компонента (фазы), либо с по-мощью какой-либо многокомпонентной модели.

Расчеты течений флюидов. — Суще-ствует несколько гидродинамических подходов к моделированию миграции образовавшихся углеводородов из ма-теринских пород в ловушки. Закон Дарси описывает многокомпонентное трехфазное течение в терминах относи-тельной проницаемости и капиллярного давления. С помощью данного закона возможно одновременное определение скоростей миграции и степеней насы-щаемости ловушек углеводородами. Для описания миграции флюида через зоны разломов необходимы специальные ал-горитмы.

Упрощенный расчет течений флюидов проводится посредством анализа путей течения флюидов в породе. В высокопро-ницаемых слоях (слоях-проводниках) латеральные течения нефти и газа в гео-логическом масштабе времени проис-ходят мгновенно. Их пути можно моде-лировать геометрически построенными путями миграции для прогнозирования будущих мест скопления и составов углеводородов. Перетоки между дре-нируемыми областями и слияние этих областей также должны приниматься в расчет. В комбинированном методе ана-лиз путей миграции пластовых флюи-дов в высокопроницаемых зонах может сочетаться с расчетами по закону Дарси в низкопроницаемых областях.

По-другому миграцию и накопление углеводородов можно моделировать как

27Лето 2009

процесс инвазивной перколяции с по-мощью программы PetroMod. В таком расчете предполагается, что в геологи-ческом масштабе времени углеводороды мгновенно перетекают через весь бас-сейн, приводимые в движение плавуче-стью и капиллярным давлением. При этом не накладывается никаких времен-ных ограничений, а весь объем углево-дородов разделяется на малые конечные количества. Приближение инвазивной перколяции удобно для моделирования течений флюидов в разломных зонах. Данный метод особенно эффективен для расчета однофазного течения небольшо-го числа углеводородных компонентов, а также для расчетов миграции с более высоким разрешением.

Объемные параметры коллектора. — Высота залежи углеводородов огра-ничена капиллярным давлением, при котором углеводороды начинают вытес-нять воду из самого большого порового канала в перекрывающем флюидоупоре (capillary entry pressure), и глубиной самой нижней изолинии ловушки у по-дошвы структуры (spill point). Потери углеводородов через породы, лежащие ниже самой нижней изолинии ловушки, и через проницаемую покрышку умень-шают объем углеводородов в ловушке. Другие процессы, такие как вторичный крекинг или биодеградация, также мо-гут оказать негативное воздействие на качество и количество накопленных углеводородов.

Параметры калибровки. — Пластовую температуру, отражательную способ-ность витринита и соотношения кон-центраций молекулярных ископаемых (биомаркеров) можно прогнозировать с использованием моделей на осно-ве аррениусовских зависимостей ско-ростей реакций и простых уравнений превращений.22 Полученные результа-ты, зависящие от температуры, можно сравнить с измеренными данными для калибровки сомнительных термических входных данных, в частности палеоте-пловых потоков.

Риски. — С помощью численных моде-лей, включая модели осадочных бассей-нов и нефтегазоносных систем, можно прогнозировать сценарии развития со-бытий при наложении различного рода ограничений на входные данные.23 Вли-яние сомнительных данных может быть изучено путем многократных прогонов модели при варьировании модельных

параметров. Присвоение значений ва-рьируемым параметрам и определение соответствующего влияния на модель могут быть реализованы с помощью статистических методов, например мо-делирования по методу Монте-Карло. Такое моделирование дает не одно-значный результат, а целый диапазон возможных исходов с оцененными сте-пенями неопределенности. Увеличение вычислительной мощности в сочетании с многократными прогонами модели по-зволяет сравнить различные сценарии и определить, какие переменные оказыва-ют наибольшее влияние на результаты расчетов. Как правило, окончательные результаты представляются в виде веро-ятностей различных сценариев и дове-рительных интервалов, например в виде процентилей, ограничивающих объемы геологических запасов углеводородов.

Поскольку результаты моделирования нефтегазоносных систем, как правило, считаются конфиденциальной инфор-мацией, многие компании воздержива-ются от раскрытия сведений о приме-рах успешного применения результатов МОБНС. Данные об одном из таких при-меров стали доступны, поскольку опера-тор искал себе партнеров по реализации программы бурения. Потребность в этом возникла после того, как проведенные исследования показали, что глубоко-водный участок в дельте реки Махакам (Mahakam) и на материковом склоне Макасарского (Makassar) пролива вбли-зи острова Калимантан, Индонезия, по всей вероятности, является нефтенос-ным вопреки бытовавшему тогда пред-ставлению, что изучаемые материнские породы преимущественно газоносны и термически перезрелы.24 В общеприня-той геохимическо-стратиграфической модели данной площади залегание эф-фективной, преимущественно нефте-носной, углистой материнской породы ограничено участками шельфа, располо-

женными вверх по восстанию пластов. Кроме того, возникло предположение, что породы одного возраста на внешнем шельфе залегают слишком глубоко, что-бы сохранить хорошие коллекторские свойства.

До установленного срока окончания работ на блоках компания Mobil про-вела анализ 61 пробы нефти, передан-ной главными операторами на данном участке. Используя результаты иссле-дования биомаркеров в пробах нефти, переинтерпретированные сейсмостра-тиграфические данные и самостоятель-но оцененные кинетические параме-тры, геологи компании Mobil провели МОБНС. Его результаты показали, что бóльшая часть миоценовых материнских пород на изучаемом участке в настоящее время должна находиться в пределах главной зоны нефтеобразования, и в ней должны образовываться углеводороды. МОБНС имело своим результатом от-крытие значительных залежей нефти компанией Mobil и ее партнером, ком-панией Unocal, в глубоководном секторе Макасарского пролива, причем добыча нефти из некоторых скважин составила10 000 барр./сутки (1600 м3/сутки) из зон, которые ранее считались неперспек-тивными. Проведенное исследование также способствовало изменению взгля-дов в нефтяной промышленности на глу-боководные дельтовые нефтегазоносные системы во всем мире.25

Традиционно МОБНС в масштабе бассейна проводят для оценки неопре-деленностей нефтегазонасыщенности, миграции и формирования ловушек. В настоящее время МОБНС все чаще при-меняют для уточнения причин сложного поведения флюидов на разрабатываемых месторождениях. Приведенные ниже два примера показывают, как моделирование с использованием программы PetroMod помогает объяснить усложняющие до-бычу распределения флюидов.

21. “Phase Kinetics Wizard,” http://www.petromod.com/files/public/brochures/English/PhaseKineticsWizard.pdf (ссылка проверена 12 июня 2009 г.).

22. Уравнение Аррениуса описывает простую зависимость скорости химической реакции от температуры.

23. Peters KE: Basin and Petroleum System Modeling, AAPG Getting Started Series No. 16. Tulsa: AAPG/Datapages, 2009.

24. Peters K, Snedden JW, Sulaeman A, Sarg JF and Enrico RJ: “A New Geochemical-Sequence Stratigraphic Model for the Mahakam Delta and Makassar Slope, Kalimantan, Indonesia,” AAPG Bulletin 84, no. 1 (January 2000): 12–44.

25. Saller A, Lin R and Dunham J: “Leaves inTurbidite Sands: The Main Source of Oil and Gas in the Deep-Water Kutei Basin, Indonesia,” AAPG Bulletin 90, no. 10 (October 2006): 1585–1608.


Моделированиенефтегазоносных системдля прогнозирования добычиМоделирование трехмерного течения флюидов может обеспечить конкурентное преимущество на различных этапах экс-плуатации месторождения. Моделирова-ние нефтегазоносной системы в масштабе бассейна проводят на этапе геологоразве-дочных работ, а моделирование коллекто-ра в масштабе месторождения — на этапе эксплуатации. Однако до недавних пор сильно различающиеся масштабы моде-лей нефтегазоносных систем и коллекто-ров затрудняли усилия, направленные на объединение этих мощных инструментов. Работая с компанией Kuwait Oil Company, специалисты компании Schlumberger ис-пользовали метод локального сгущения сетки для объединения моделей масшта-ба бассейна и коллектора. Хотя метод локального сгущения сетки хорошо за-рекомендовал себя при моделировании коллекторов, это было его первое при-

менение при моделировании трехмерной миграции флюидов. Данный подход был использован для моделирования одного из нефтяных месторождений Кувейта. Оказалось, что он позволяет лучше по-нять происхождение и распределение тя-желой нефти в пределах месторождения и оценить влияние этих залежей тяжелой нефти на реализацию стратегии разработ-ки месторождения.

В региональном масштабе модель PetroMod помогла определить места зале-гания и время вытеснения углеводородов из материнской породы, объемы и состав продуктов и пути миграции. Проведенное исследование показало, что в двух эффек-тивных надсолевых толщах материнских пород, а именно, в меловых формациях Макул (Makul) и Каждуми (Kazhdumi), образовывались флюиды, которые мигри-ровали разными путями в разные времена в одну и ту же ловушку. Таким образом, история заполнения коллектора углево-дородами была довольно сложной.

Масса C60+

на каждую ячейкукаждого слоя коллектора

Региональная модель

Модельколлектора

Север

Север

Рис. 6. Объединение моделей различного масштаба. — Часть трехмерной региональной модели нефтегазоносной системы в Кувейте, построенной с использованием программы PetroMod, была реализована на крупноячеистой сетке размером 1200 × 1200 м (3900 × 3900 футов). Глубина залегания коллектора представлена с помощью цветовой шкалы: увеличению глубины соответствует изменение цвета от красного до голубого. Изолинии проведены через каждые 50 м (164 фута). Ячейки сетки размером 100 × 100 м (330 × 330 футов) были взяты из модели коллектора, построенной с использованием програм-мы Petrel, и были включены в модель PetroMod путем локального сгущения сетки. Об-ласти зеленого и красного цвета изображают скопления нефти и газа, соответственно. Тонкие зеленые и красные линии показывают многочисленные пути миграции флюидов к ловушкам. На врезке проиллюстрированы результаты моделирования существующего в настоящее время распределения растворенных компонентов тяжелой нефти (С60+

) в коллекторе. В используемой цветовой шкале (не показана) эти величины выражены в мегатоннах и изменяются от нуля (голубые области) через промежуточные значения (желтые области) до 0,04 (красные области). Современное распределение компонентов тяжелой нефти в каждом коллекторе можно исчерпывающе объяснить на основе исто-рии их образования, отжатия из материнской породы и миграции.

В модель PetroMod были включены сетки высокого разрешения из модели коллектора Petrel с помощью новой оп-ции программы PetroMod — локального сгущения сетки (рис. 6). На объединен-ных моделях было изучено влияние изме-нений давления, объема и температуры на эволюцию прерывистых залежей тяжелой нефти за всю историю бассейна, включая многочисленные эпизоды заполнения бас-сейна и периоды его поднятия и эрозии, приведшие к наклону ловушек и древ-них нефтеводяных контактов. В резуль-тате моделирования с использованием объединенных моделей была разработана поддающаяся проверке гипотеза о меха-низмах образования тяжелой нефти, ока-завшаяся полезной для прогнозирования распределения этих низкопроницаемых барьеров для дальнейшего использования в качестве входных данных программы моделирования коллектора ECLIPSE.

Моделирование путей миграции газа в надвиговом поясеТектонически сложные, компрессионные среды осадкообразования представляют затруднения для МОБНС. При анализе нефтегазоносной системы в такой зоне — в надвиговом поясе на западе штата Вайо-минг, США, — использовали общедоступ-ные данные и программы структурной реконструкции для определения распре-делений газа, газового конденсата и СО2 в скважинах месторождения Ла-Бардж(La Barge).26

Две перекрывающиеся тектонические фазы — севьерский (Sevier) орогенез, от поздней юры до раннего третичного пе-риода, и ларамийский (Laramide) ороге-нез, от позднего мела до раннего неоге-на, — внесли свой вклад в структурную сложность современной геологической картины.27 Геологи реконструирова-ли историю бассейна, насчитывающую90 миллионов лет, с использованием про-граммного обеспечения стороннего про-изводителя и загрузили полученную мо-дель в программу PetroMod. Модельная зрелость современных материнских по-род была откалибрована по температурам, измеренным в скважинах удаленного от этого места бассейна Винд-Ривер (Wind River) (рис. 7).

С помощью моделирования миграции углеводородов путем расчетов по закону Дарси и моделирования путей течения флюидов удалось проследить движение флюидов до современных скоплений

29Лето 2009

Рис. 7. Моделирование созревания и миграции. — С помощью программы PetroMod были смоделированы продукты созревания из нескольких материнских отложений в сложной надвиговой зоне (вверху на рис.). Расчеты миграции в части разреза (внизу на рис.) позво-лили спрогнозировать наличие скоплений СО

2 в глубокозалегающем палеозойском коллек-

торе, скопления конденсата в отложениях песчаника формации Наггет (Nugget) и запасы газа в формации Фронтир (Frontier). Зеленые и красные стрелки на рисунке представляют пути миграции жидкой и газовой фаз соответственно. Полученные результаты согласуются с опубликованными данными о флюидах на месторождении. (Kemna et al, сноска 26).

углеводородов. Прогнозные свойства углеводородов, такие как плотность в гра-дусах API и газовый фактор, согласуются с опубликованными данными о флюи-дах, добываемых на месторождении Ла-Бардж.

Нефтегазоносные системысеверной АляскиМоделирование осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем не только спо-собствует лучшему пониманию слож-ных распределений пластовых флюидов. МОБНС также может быть применено для изучения как удаленных малоосво-енных провинций, так и хорошо извест-ных площадей. В примере исследования Северного склона Аляски оба этих под-хода были объединены путем сочетания МОБНС в региональном масштабе с мо-делированием в масштабе перспективного участка. Такой комбинированный подход помогает геологам и геофизикам получить представление о нефтегазоносных систе-мах в регионе, имеющем в своем составе как огромные недоразведанные участки, так и площади, содержащие значительные известные запасы углеводородов.

Исследование, проведенное компанией Schlumberger и Геологической службой США (US Geological Survey — USGS) решало целый ряд задач. Было необхо-димо построить всеобъемлющую модель осадочных толщ и свойств пород на осно-ве открытых геофизических, геологиче-ских и каротажных данных, более точно определить времена заполнения бассейна углеводородами, времена созревания ма-теринских пород и времена миграции и накопления углеводородов, а также найти объемы и химический и фазовый состав образовавшихся углеводородов.

Исследования охватывали 275 000 км2 (106 000 миль2) и опирались на данные по более чем 400 скважинам (рис. 8). В моде-ли, построенной на основе каротажных ди-аграмм и двухмерных сейсмических дан-ных, использовали сетку с разрешением1 × 1 км (0,6 × 0,6 мили). По западной ча-сти изучаемой площади — Чукотскому

Глуб

ина,

мГл

убин

а, м

–4 000

0

–2 000

2 000

4 000

6 000

8 000

110 000 120 000 170 000130 000 140 000 150 000 160 000

Отражательная способность витринита R0, %

Незрелая нефть (0,25—0,55)Ранняя нефть (0,55—0,7)Зрелая нефть (0,7—1,0)Поздняя нефть (1,0—1,3)Жирный газ (1,3—2,0)Сухой газ (2,0—4,0)Перезрелые материнские породы (>4,0)

Расстояние, м

Расстояние, м

155 000 175 000160 000 165 000 170 000

Скопление газа вформации ФронтирСкопление конденсата впесчаниках формации Наггет

Скопление CO2

0

4 000

–2 000

2 000

Материнская порода вглавной зоне газообразования

26. Kemna HA, Kornpihl K, Majewska-Bell M, Borracini F and Mahon K: “Structural Restoration and Petroleum Systems Modeling of the Wyoming-Utah Thrust Belt,” presented at the AAPG Annual Convention, San Antonio, Texas, April 20–23, 2008.

27. Орогенез — геологический период горообра-зования.

Мыс Барроу

Дуга Барроу

Муклук

Национальный нефтегазовыйрезерв на Аляске

Район исследованийкм 100

мили 100

0

0

Скважина«E. MikkelsenBay State 1»Чукотское море

ПачкаBeli 1

Предгорьяхребта Брукс

АляскаКАНАДА

Рис. 8. Региональное МОБНС на Северном склоне Аляски. — Район исследований охватывает бóльшую часть Национального нефтегазового резерва на Аляске (National Petroleum Reserve of Alaska), центральную часть Северного cклона и восточный сектор Чукотского моря. Красная пунктирная линия изображает дугу Барроу. Красные стрелки указывают направление погружения.


морю — имеющиеся данные относи-тельно разрежены, в то время как ее восточная часть хорошо разведана и включает несколько эксплуати-руемых месторождений, среди ко-торых месторождение Прудо-Бей, крупнейшее в Северной Америке.

Современное геометрическое строение геологической среды ха-рактеризуется сложной стратигра-фией (рис. 9). Углеводороды, об-разовавшиеся в пяти материнских породах, накопились в нескольких пластах-коллекторах, что привело к созданию нескольких нефтегазо-

Неморские отложения

Морской шельф

Материковый склон и бассейн

Уплотненные морские сланцы

Карбонатные породы

Метаосадочные породы

Граниты

Перерыв в осадконакоплении или эрозия

< 8

000

м<

6 50

0 м

Материковая часть

ЮгоLзапад СевероLвостокФормация Губик

млн летназад

Формация Сагаваниркток

Язык Миккельсен

Формация ПринсLКрик

Формация ШредерLБлаффЯзык Стейнс

Формация Каннинг

0

50

65

96

144

208

245

286

320

360

Элсм

ирск

ий к

омпл

екс

Боф

ортс

кий

ком

плек

сБр

укск

ий к

омпл

екс

Сланцы Хью

ХьюLGRZ

Формация ШредерLБладд

Формация Сиби

Формация Торок

Толща ПебблLШейл

Нижнемеловое несогласиеФормация Купарук

Сланцы Кингак

Формация Шублик

Группа Седлрочит

Группа Лисберн

Группа Эндикотт

Фундамент

Песчаники ЭлпайнПесчаники НуйксутПесчаники Нечелик

Песчаники Симпсон

Песчаники Барроу

ПесчаникиСэгLРивер

АлевролитыФайерLКрик

Песчаники Ледж

Сланцы Кавик

Формация Эчука

Груп

па Э

тивл

ук

Формация Кемик

Современная геометрия

Север

Рис. 9. Структурная модель Аляски. — В стратиграфической колонке (слева на рис.) перечислены материнские породы (угли формации Кекиктук (Kekiktuk) в группе Эндикотт (Endicott), формация Шублик (Shublik), сланцы Кингак (Kingak), сланцы Хью (Hue) и зона высокой радиоактивности (high radioactive zone — HRZ) — она же зона гамма-излучения (gamma ray zone — GRZ) — формации Хью) и коллекторские породы (формация Кемик (Kemik), формация Купарук (Kuparuk), песчаники Сэг-Ривер (Sag River) и песчаники Ледж (Ledge)) нефтегазоносных систем Север-

ного склона Аляски. Стратиграфическая реконструкция позво-лила изучить более 4000 метров (13 000 футов) эродированных перекрывающих отложений, оказавших значительное влияние на погружение осадков и созревание углеводородов. Структурная модель (справа на рис.) состоит из 44 слоев и построена на осно-ве скважинных и сейсмических данных. Черной линией в верхней части модели показана современная береговая линия. Нижнеме-ловое несогласие — основная структурная особенность, оказав-шая сильное влияние на миграцию и накопление углеводородов.

носных систем. Важные материн-ские породы располагаются под четко выраженной стратиграфиче-ской границей — Нижнемеловым несогласием. Прослеживание отло-жений перекрывающих пород Брук-ского комплекса позволяет более ясно понять историю погружения отложений и помогает определить зрелость материнской породы. Вре-менные срезы выходных данных моделей PetroMod в течение все-го геологического времени иллю-стрируют погружение триасовых, юрских и меловых материнских

пород и проградацию Брукского комплекса с юго-запада на северо-восток и их конечное выветривание(рис. 10). Эта динамическая модель предоставляет структурные вход-ные данные в модель PetroMod.

Входные данные о каждой ма-теринской породе включали кар-ты мощностей слоев , начального общего содержания органического углерода , начального водородно-го индекса и прогнозной добычи углеводородов на основе кинетики реакций, исследованной на образ-цах термически незрелых материн-

31Лето 2009

Рис. 10. Временные срезы выходных данных модели осадочного бассейна. — Прямое моделирование начинают с анализа состояния геологической среды в момент времени, не-сколько более поздний, чем 115 миллионов лет назад, и продолжают до настоящего времени. Временные срезы показывают проградацию Брукского комплекса с юго-запада на северо-восток, которая существенно повлияла на времена образования нефти и газа и их миграции из подстилающих материнских пород. На исследуемую область впоследствии оказали зна-чительное воздействие многократные процессы поднятия и эрозии. На рисунке изображены четыре временных среза из 148 смоделированных.

Рис. 11. Свойства материнских пород формации Шублик. — Входные данные модели вклю-чают мощность материнских пород (слева вверху на рис.), общее содержание органического углерода ОСОУ (справа вверху на рис.), водородный индекс ВИ (слева внизу на рис.) и про-гнозную добычу углеводородов (УВ) на основе кинетики реакции, исследованной на незрелом эквиваленте материнских отложений в скважине «Phoenix 1» (содержания углеводородов C7+

были определены на основе модели легкой нелетучей нефти) (справа внизу на рис.). Аналогич-ные входные данные были получены для каждой отдельной нефтеносной материнской породы.

ских пород из скважин, пробурен-ных в разных местах (рис . 11) .

Путем моделирования с помощью программы PetroMod также по-лучают временные срезы степени превращения керогена в нефть и газ в каждой материнской породе(рис. 12). В общем случае, по мере увеличения глубины погружения всё бóльшие объемы материнских пород проходят через главную зону нефтеообразования, в результате чего происходит всё более полное созревание органического веще-ства. Бóльшая часть керогена фор-мации Шублик за пределами дуги Барроу уже полностью преврати-лась в углеводороды.

Результаты МОБНС могут быть откалиброваны путем сравнения с независимыми данными об исто-рии бассейна и созревании кероге-на. Двумя ключевыми параметрами подобной калибровки являются из-меренная в скважине температура и отражательная способность ви-тринита, определенная на образцах керна (рис. 13).

Обеспечение возможности рас-чета давления погружения и те-пловых потоков, анализа кинетики термического созревания и моде-лирования многофазных течений позволило использовать программу PetroMod для моделирования отжа-тия жидких и газообразных углево-дородов из нескольких материнских пород и миграции этих флюидов в структуры, содержащие ловушки. Отслеживание миграции флюидов до настоящего времени позволяет выявить области накопления угле-водородов (рис. 14).

Результаты моделирования пока-зывают, что углеводороды запол-няют коллекторы весьма быстро, в геологическом масштабе времени — мгновенно. Если ловушки угле-водородов еще не сформировались на тот момент времени, когда угле-водороды готовы начать миграцию, или до этого момента, то существует высокий риск того, что флюиды не будут уловлены ловушками. Карты геологических событий в двух раз-личных толщах, перекрывающих термически зрелые материнские по-роды формации Шублик, показыва-ют, каким образом интервал време-

Формация Шублик

0

180

Мощ

ност

ь, м

Мощность Север

75

575

ВИ, м

г УВ

/г О

СОУ

Водородный индекс

км 100

100

0

0 мили

0,8

ОСОУ

, мас

с. %

Общее содержаниеорганического углерода0,84

Соде

ржан

ие, %

Энергия активации, ккал/моль50 55 60 65

40

30

20

10

0

МетанЭтанПропанiLБутан

iLПентанnLБутан

nLПентанC

6

C7—C

15

C16

—C25

C26

—C35

C36

—C45

C46

—C55

C56

—C80Прогнозная

добыча углеводородов

75 млн лет назад

Проградирующие осадкиБрукского комплекса

Современное состояние

Эрозионные процессы на западе, на юге и вцентральной части региона; продолжениеосадкообразования на североLвостоке региона


Продолжение проградации ипогружения отложений


Погружение материнскойпороды и породLколлекторов

Север



%0 100Степень превращения

Север


65 млн лет назад Современное состояние

Рис. 12. Временные срезы степени превращения материнских пород в формации Шублик. — По мере погружения слоя материнской породы все бóльшая часть керогена в ней превращается в нефть и газ. Разные степени превращения представлены разными цветами от голубого (0%) до красно-го (100%). На момент времени 65 млн лет назад более половины керогена

картированной части формации Шублик претерпело 100%-ное превраще-ние. Часть формации (вверх по восстанию пластов на север вдоль дуги Барроу) осталась незрелой. Изображение отложений на сегодняшний день показывает, что данная формация в настоящее время испытывает превращение по мере погружения в северо-восточном направлении.

Рис. 13. Калибровка результатов моделирования. — Качество МОБНС может быть проверено по независимым параметрам, таким как пластовая температура и отражательная способность витринита. Данные по двум скважинам хорошо согласуются с результатами

расчетов по модели. Повышенные значения отражательной спо-собности образцов пород, отобранных с глубин менее2000 метров из скважины «E. Mikkelsen Bay State 1», по-видимому, обусловлены витринитом, претерпевшим переотложение.

4 000

0

2 000

L100 0 100 200

21L100 0 100 200

Температура, °C

321

Отражательнаяспособность

витринита R0, %

Температура, °CОтражательная

способностьвитринита R

0, %

Глуб

ина,

м

Пачка Beli 1 Скважина «E.Mikkelsen Bay State 1»

33Лето 2009

Палеозой КайнозойМезозой

300 200 100






Образование, миграция и накопление



Прудо-Бей

Геохронологическаяшкала

События внефтегазоносной системе

Геологический элемент

Процесс Благоприятный период времени

ПермьДевон Карбон Триас Юра Мел Палеоген Неоген

Стратиграфическиеловушки

Стратиграфическиеловушки

Структурныеловушки

Структурныеловушки

Палеозой КайнозойМезозой

300 200 100

Xребeт Брукс

Геохронологическаяшкала

Неблагоприятный период времени



ПермьДевон Карбон Триас Юра Мел Палеоген НеогенСобытия в

нефтегазоносной системе






Образование, миграция и накопление



Стратиграфические и структурные ловушки

Рис. 14. Моделирование скоплений углеводородов на Северном склоне Аляски. —Программа PetroMod позволяет рассчитать пути миграции жидких (зеленые линии) и газообраз-ных (красные линии) углеводородов из зон образования в зоны накопления.

Рис. 15 . Сравнение карт геологических событий. — Хронология геологических событий на месторождении Прудо-Бей (вверху на рис.) указывает на период времени, благоприятный для накопления углеводородов, образовавшихся в материнских породах формации Шублик. К моменту миграции углеводородов в отложения среднего мела уже сформировалось множество ловушек, способных улавливать и удерживать поступающие флюиды. Южнее, в предгорьях хребта Брукс (внизу на рис.), геологические события не создали столь благоприятную временнýю ситуацию. Хотя ловушки сформировались, по всей вероятности, слишком поздно для удержания нефти и газа, образовавшихся в меловых отложениях, не исключено, что они сформировались своевременно для удержания флюидов в процессе ремиграции или вытесненных из других областей (заштрихованные участки).

ни между формированием ловушки и созреванием материнской породы может влиять на величину риска(рис. 15). На месторождении Прудо-Бей и всюду на дуге Барроу формирование ловушек заверши-лось за несколько миллионов лет до образования, миграции и нако-пления углеводородов, что привело к образованию крупных скоплений углеводородов.28 В отличие от это-го, карта геологических событий на скважине, пробуренной в пред-горьях хребта Брукс, указывает на то, что в этом месте присутствуют значительные временные риски для стратиграфических ловушек, кото-рые формируются примерно в то же время, когда происходит образова-ние и миграция флюидов из фор-мации Шублик. Кроме того, риск высок для структурных ловушек, так как они могут быть заполнены только при ремиграции нефти или газа из более древних стратиграфи-ческих ловушек.

Созревание различных материн-ских пород Северного склона Аля-ски и отжатие из них углеводоро-дов происходило в разные периоды времени в разных местах, из-за чего коллекторы оказались запол-нены различными смесями сырых нефтей. Анализ отношений содер-жания биомаркеров и стабильных изотопов углерода в нефтях, до-бываемых на скважинах вдоль дуги Барроу, показывает географические вариации вкладов различных мате-ринских пород в нефтеобразование (рис. 16).29 Коллекторы в западной части дуги Барроу содержат нефть, образовавшуюся, в основном, в формации Шублик, в то время как коллекторы в восточной части дуги заполнены нефтью, образовавшей-ся, главным образом, в зоне Хью-GRZ. Месторождение Прудо-Бей находится в центральной части дуги Барроу, и его нефть представляет собой

КупарукLРиверПрудоLБей

Север

28. Bird KJ: “Ellesmerian(!) Petroleum System, North Slope, Alaska, U.S.A,” in Magoon LB and Dow WG (eds): The Petroleum System—From Source to Trap, AAPG Memoir 60. Tulsa: AAPG (1994): 339–358.

29. Peters KE, Ramos LS, Zumberge JE, Valin ZC and Bird KJ: “De-Convoluting Mixed Crude Oil in Prudhoe Bay Field, North Slope, Alaska,” Organic Geochemistry 39, no. 6 (June 2008): 623–645.


SENW

ХьюLGRZСланцы КингакФормация Шублик

Соде

ржан

ие, %

100

80

60

40

20

0

км 150

мили 150

0

0

А л я с к а

КА

НА

ДА

Сечение

Месторождение ПрудоLБей

Месторождение ПрудоLБей

смесь нефтей из формации Шублик и зоны Хью-GRZ с небольшой долей неф-ти, образовавшейся в сланцах Кингак. Эти данные согласуются с многочислен-ными эпизодами заполнения коллекто-ров, описанными трехмерной моделью PetroMod, в которой образование нефти в материнских породах Шублик и Кин-гак и ее отжатие началось в меловой пе-риод, а зона Хью-GRZ начала вносить свой вклад позднее и продолжает подпи-тывать нефтью разрабатываемую струк-туру и сегодня.

Моделирование скопленийуглеводородов на материковом склоне Атлантического океанау берегов НорвегииАналогичным образом были исследованы нефтегазоносные системы на материко-вом склоне Атлантического океана у бе-регов Норвегии. Верхнеюрская формация морских сланцев Спекк (Spekk) оказалась регионально активной материнской поро-дой. Образовавшиеся в ней нефть и газ за-полнили юрские песчаниковые коллекто-ры, из которых ведется добыча на террасе Хальтен (Halten Terrace). Однако все еще остаются неразведанными соседние участ-ки — глубоководные территории и окрест-ности разрабатываемых месторождений. Их оценке будет способствовать сведение до минимума неопределенностей в нашем

Рис. 16 . Смеси сырых нефтей. — Геохимический анализ проб 70 нефтей, отобранных из скважин, пробуренных вдоль дуги Барроу, показывает различия во вкладах разных материнских пород в нефтеобразование. Эти данные согласуются с хронологией образо-вания, миграции и накопления углеводородов, смоделированной при помощи программы PetroMod. Созревание трех наиболее активных материнских пород и отжатие из них углеводородов пришлось на разные периоды времени и разные области геологической среды, ввиду чего коллекторы были заполнены различными смесями сырых нефтей (Peters et al, сноска 29).

понимании таких важных факторов, как время формирования и местоположение областей образования, отжатия из мате-ринских пород, миграции, накопления и сохранения углеводородов. Моделиро-вание осадочных бассейнов и нефтегазо-носных систем даст более точную картину этих событий и позволит провести более полный анализ рисков путем отслежива-ния хронологии геологических элементов и процессов в данном регионе.

Исходная модель регионального мас-штаба охватывает площадь 700 × 400 км (435 × 250 миль). Построенная с помо-щью программы Petrel на сетке с разме-ром ячеек 3 × 3 км (2 × 2 мили), модель содержит информацию о 188 двухмерных сейсмических профилях и 198 скважинах. Эффективность модели дополнительно увеличена путем использования данных Норвежского нефтяного директората и опубликованных интерпретированных разрезов (рис. 17).30

Карты глубин по каждой формации были загружены в программу PetroMod в каче-стве стратиграфических входных данных моделирования региональной нефтега-зоносной системы. Другими входными данными были сведения о литологии, ге-ологическом возрасте пород и потенциа-ле материнских пород. После наложения граничных условий с помощью про-граммы PetroMod были смоделированы

региональные последствия погружения, такие как изменения давления, пори-стости и проницаемости отложений, вы-званные уплотнением пород, тепловым воздействием, а также образованием, ми-грацией и накоплением углеводородов в течение всего геологического времени.

Результаты моделирования указывают на нефтегазообразование в самых глу-боких слоях материнских пород Спекк, происходившее в раннем мелу, от 140до 110 млн лет назад. В этих самых глубо-ких материнских породах кероген полно-стью превратился в нефть и газ (рис. 18).

На террасе Хальтен в восточном крыле бассейнов превращение неполное и все еще продолжается: некоторое нефтега-зообразование происходит в формации Спекк и в настоящее время. С другой стороны, в локально представленной материнской породе Оре (Åre) — более глубоко залегающей прерывистой ранне-юрской углистой обломочной формации — нефть и газ начали образовываться в течение эоцена, то есть примерно 40 млн лет назад. Таким образом, предполага-лось, что формация Оре должна быть основным источником заполнения угле-водородами продуктивных коллекторов в крыльях бассейнов.

После моделирования нефтегазоо-бразования в формациях Спекк и Оре с помощью программы PetroMod были смоделированы миграция и накопление нефти и газа, отжатых из материнских пород (рис. 19). Согласно построенным картам, смоделированные скопления углеводородов соответствуют известным эксплуатируемым месторождениям на данной площади по размеру и составу флюидов, что создает уверенность в воз-можности применения полученных ре-зультатов для исследования новых пер-спективных участков.

Для изучения возможных перспек-тивных участков-спутников вокруг раз-рабатываемых месторождений была по-строена уточненная локальная модель на сетке, покрывающей месторождение ква-дратными ячейками с длиной стороны 200 м (656 футов). Модель базировалась на данных трехмерной сейсморазведки

30. Brekke H, Dahlgren S, Nyland B and Magnus C: “The Prospectivity of the Vøring and the Møre Basins on the Norwegian Sea Continental Margin,” in Fleet AJ and Boldy SAR (eds): Petroleum Geology of Northwestern Europe: Proceedings of the 5th Conference. London: Geological Society (1999): 261–274.

35Лето 2009

Рис. 17 . Региональное МОБНС материкового склона Атлантического океана у берегов Норвегии. — Модель регионального масштаба, охва-тывающая большую площадь у берегов Норвегии (справа вверху на рис.), была построена на основе имеющихся двухмерных сейсмических данных и каротажных диаграмм, полученных приблизительно в 200 скважинах (слева внизу на рис.). Глубина залегания кровли мелового горизонта изображена различными цветами от малых (зеленые области) до больших (пурпурные области) глубин. Два двухмерных сейсмических профиля пересекаются на северо-западе площади, описываемой моделью. Скважины представлены в виде вертикальных линий. Интерпретированные разрезы (слева вверху на рис.) были взяты из опубликованных данных. Окончательная модель Petrel (справа вверху на рис.), содержащая 24 слоя, была заполнена фациальными данными для моделирования нефтегазоносной системы с помощью программы PetroMod.

Рис. 18. Превращение органического вещества формации Спекк в нефть и газ. — Модели-рование современных условий с помощью программы PetroMod показывает, что мелкозалегающие незрелые материнские породы (голубые области) присутствуют на восточной и на западной окраи-нах глубоководных бассейнов у побережья Норвегии. Породы внутри этих бассейнов перезрелы: кероген в этих породах уже полностью превратился в нефть и газ.

НО

РВ

Е ГИ

Я

РайонисследоL

ваний

Терраса Хальтен

Бассейн Мёре

Бассейн Вёринг

Степень превращения в формации Спекк

Севе

р

0

100

Степ

ень

прев

ращ

ения

, %

для подробного непрерывного отслежи-вания геометрии изучаемых горизонтов. Инверсия сейсмических данных о лито-фациях с привязкой к каротажным диа-граммам дала уточненные оценки пори-стости и проницаемости пород в районе месторождения. С использованием име-ющейся в программе PetroMod недавно разработанной технологии уточнения фациальных распределений по сейсми-ческим данным, модельным геометри-ческим элементам высокого разрешения были приписаны геологические свойства, установленные по сейсмическим дан-ным. Эти уточненные петрофизические параметры улучшили качество локально уточненной модели, позволяя более точ-но моделировать миграцию углеводоро-дов из материнской породы в коллектор. Моделирование по локальной модели были увязано с региональным моделиро-ванием посредством локального сгуще-ния сетки. Результатами исследований явились получение трехмерного распре-


деления углеводородов более высокого разрешения и лучшее понимание таких процессов, как растекание и просачивание (рис. 20).

Более того, моделирование происхожде-ния, состава и свойств флюидов дало чет-кий ответ на вопрос об источнике углево-дородов, добываемых на месторождениях террасы Хальтен. Состав углеводородов смоделированных скоплений на месте за-легания указывает на то, что формация Спекк внесла гораздо больший вклад в их образование, чем предполагалось ранее с учетом локальной степени превращения и ограниченной мощности данной форма-ции (рис. 21). Приблизительно 60% всех углеводородов образуется за пределами ближайшей окрестности. Простое моде-лирование объема, охватывающего блок коллекторов, дает неверный прогноз нако-пленных объемов и состава углеводородов. Загрузка в модель региональной информа-ции и данных в масштабе месторождения позволяет более точно оценить нефтегазо-носные системы и их влияние на характе-ристики флюидов в коллекторах.

Главным фактором при исследовании месторождений-спутников является со-став флюидов. Его значения наряду с другими результатами моделирования с помощью программы PetroMod могут быть импортированы в программу Petrel с использованием программного модуля переноса данных PetroMod—Petrel, позво-ляющего интегрировать и просматривать всю имеющуюся информацию по изучае-мым коллекторам. На эксплуатируемых месторождениях на террасе Хальтен это облегчит анализ возможных подключений к существующей на промыслах инфра-структуре.

Что еще моделироватьС помощью моделирования осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем мож-но не только определять местоположения скоплений углеводородов. Стремясь улуч-шить получаемые результаты сейсмиче-ских построений, геологи и геофизики компании BP использовали программу PetroMod для моделирования действую-щих напряжений и давлений в подсолевых формациях центральной части Мексикан-ского залива.31 Действующие напряжения, полученные в результате моделирования, были преобразованы в скорости распро-странения сейсмических волн, которые далее были использованы для ремиграции трехмерных сейсмических данных. Приме-

Смоделированные скопления

км

мили0

0 5

5

Север

Рис. 19. Смоделированные скопления нефти и газа. — МОБНС показало, что нефть (зе-леные области) и газ (красные области) мигрировали из многочисленных материнских пород и накопились в коллекторах у побережья Норвегии. Многие из этих смоделиро-ванных скоплений углеводородов соответствуют известным коллекторам. Белые линии показывают границы дренируемых площадей. Визуализация скоплений углеводородов и дренируемых площадей помогает интерпретаторам оценить возможность нефтегазопро-явлений.

Рис. 20. Скопления углеводородов в масштабе месторождения. — Две поверхности (по-крытые крупно- и мелкоячеистой сетками) в модели PetroMod демонстрируют возможно-сти, предоставляемые процедурой локального сгущения сетки. Скопления нефти (зеленые кубы), первоначально моделируемые на крупноячеистой сетке (3000 × 3000 м), теперь могут изучаться более подробно на мелкоячеистой сетке (200 × 200 м).

Скопление нефти

Север

37Лето 2009

Рис. 21. Свойства смоделированных скоплений жидких углеводородов. — Программа PetroMod рассчитывает свойства флюидов в конкретных условиях. В приводи-мом примере это — объем, масса, плотность, вещественный и фазовый состав в условиях коллектора. Свойства при других значения температур, объемов и давлений, например поверхностные параметры, рассчитываются флэш-калькулятором (справа внизу на рис.). Цветное кольцо (справа вверху на рис.) пред-ставляет собой графическое изображение состава, данного в таблице (в центре рис.). Если имеются газообразные фазы (отсутствую-щие в данном примере), их состав показыва-ется в круге в центре этого кольца. В таблице указаны концентрации метана, С2

—С5, С

6—С

14

и С15+

. Углеводороды описываемого скопления образовались в трех материнских породах: формации Оре, формации Спекк в пределах области, покрытой локально сгущенной сеткой (intraLGR), и формации Спекк за пределами этой области (extraLGR). По меньшей мере 60% углеводородов данного скопления поступило из формации Спекк за пределами указанной области (Spekk_extraLGR).

нение усовершенствованной скоростной модели улучшило сейсмическую освещен-ность подсолевого объема и позволило по-строить более совершенную модель слоев коллектора и подстилающей материнской породы. Эти новые результаты сейсмиче-ских построений также существенно по-влияли на понимание нефтегазоносной системы, приведя к пересмотру интерпре-тированной глубины залегания и, соответ-ственно, зрелости материнской породы и увеличению площадного распространения зрелой материнской породы. Бурение на данном перспективном участке выявило большое скопление углеводородов. В на-стоящий момент оно проходит оценку.

Геологи и геофизики работают над усо-вершенствованием программы PetroMod с целью улучшения ее возможностей по проведению МОБНС повышенного каче-ства. Например, в настоящее время сейс-мические данные интерпретируют для определения границ слоев, используемых для построения геометрической модели. Однако при определенных ограничениях сейсмические данные могут быть инвер-тированы и использованы для определе-ния литологических параметров и свойств флюидов, которые далее могут быть на-прямую загружены в сетки свойств про-граммы PetroMod.

Еще одним важным аспектом работ является увязка программы PetroMod с программой VISAGE для последующего моделирования геомеханических свойств коллектора. Такая комбинация обеспечит прогнозирование полей напряжений и по-рового давления в течение геологического времени, помогая нефтедобывающим ком-паниям оценить риск нарушения непро-ницаемости флюидоупора, приводящего к утечке углеводородов из ловушки. Со-четание возможностей пакета VISAGE по определению геомеханических параметров с мощностями программы PetroMod также способно улучшить схему планирования будущих скважин и постановку буровых работ в области направленно-наклонного бурения.

Специалисты компании Schlumberger также разработали методы моделирования дополнительных видов различных нефте-газоносных систем, например систем га-зоносных угольных пластов, газоносных сланцев и газогидратных залежей. Воз-можность моделирования подобных ско-плений углеводородов позволит улучшить как локальную, так и общую оценку таких ресурсов.

Обширные региональные исследова-ния, подобные представленным в данной статье, нуждаются в исходных данных, например, в результатах широкомасштаб-ной трехмерной сейсморазведки. Одна-ко такие исследования могут оказаться слишком дорогостоящими для отдельных компаний. Использование данных муль-тиклиентской сейсмической и электро-магнитной разведки позволит заинтере-сованным компаниям провести оценку таких крупномасштабных проектов МОБНС для прогнозирования и оценки перспективных структур до начала про-цесса приобретения лицензий на их раз-работку.

На сегодняшний день моделирование систем осадочных бассейнов и нефтега-зоносных систем готово к изменениям. В недалеком прошлом, построение трех-мерных геологических моделей явля-лось уделом специалистов-геологов, ис-пользовавших громоздкое техническое и программное обеспечение. Возможность проведения трехмерного моделирования на персональных компьютерах позволи-ла участвовать в данном процессе гораз-до большему числу геологов и геофизи-ков с не столь высокой специализацией. Аналогичным образом, МОБНС некогда было доступно лишь высококвалифици-рованным экспертам по геологоразведке, которые оценивали риски в масштабе бас-сейна в рамках работ на слабоизученных участках. Возможности, предоставляемые программой PetroMod, позволят геоло-гам ввести некоторые аспекты МОБНС в свои стандартные процедуры геолого-геофизических исследований. Вместо того, чтобы моделировать нефтегазонос-ную систему лишь однажды до открытия залежей углеводородов, модель может быть дополнена информацией об обна-руженных флюидах и может служить ин-струментом разработки в течение всего периода эксплуатации месторождения.

Прогнозирование настоящего путем мо-делирования прошлого является мощным механизмом для профессионалов нефте-газовой промышленности. Хотя МОБНС и не способно спрогнозировать и предска-зать наличие каждого скопления нефти и газа, оно призвано помочь компаниям находить бóльшие запасы углеводородов, избегая дорогостоящих промахов в буро-вых работах в будущем.

—ЛС31. Petmecky RS, Albertin ML and Burke N:

“Improving Sub-Salt Imaging Using 3D Basin Model-Derived Velocities,” Marine and Petroleum Geology 26, no. 4 (April 2009): 457–463.

Моделирование осадочных бассейнов и...

Documents