25 Июл

Принципы прогноза и предпосылки нефтегазоносности юрских отложений Центральной части Бешкентского прогиба с помощью программного обеспечения PetroMod 1D




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:

Бухаро-Хивинский регион (БХР) на протяжении длительно времени развивался как часть Амударьинского осадочного бассейна.Бешкентский прогиб является одним из перспективных территорий БХР, где до сегодняшнего времени главным поисковым объектом остаются отложения юрской карбонатной формации [1]. Но, несмотря на то, что отложения карбонатной формации в БХР занимают одно из ведущих мест по добычи нефти и газа, их ресурсы истощаемы. Поэтому в долгосрочной перспективе необходимо развивать технологию и методику разведки залежей углеводородов (УВ) на больших глубинах.

Высокотехнологичный продуктPetroModкомпании Schlumberger, позволяет комплексно оценить имеющиеся данные по геологическому строению бассейна, скважинных замеров и имеющихся геохимических анализов для оценки зрелости материнских пород и прогнозировании путей миграции, возможных объемов сгенерированных УВ и их характеристик (нефть и/или газ).

Фундамент Бешкентского прогиба состоит из деформированных и почти повсеместно метаморфизированных палеозойских отложений. Эти отложения подстилают грабены, заполненные сильно уплотненными и диагенетически измененными пермь-триасовыми отложениями.

Мощные континентальные, углесодержащие породы заполняли Бешкентский прогиб в нижне-среднеюрское время. В последующем в основном были отложениякелловей-оксфордских карбонатов. Подробная разбивка верхнеюрских карбонатов является важной процедурой, так как основные и наиболее насыщенные материнские породы и резервуары содержатся в залежах келловейского и оксфорд-киммериджских возрастов.

Для моделирования осадочного бассейна Бешкенсткого прогиба подробно изучался депрессионный тип. Ходжаипакская свита, которая выделяется в депрессионном типе отложений, является основной доказанной нефтематеринской породой вБешкентском прогибе. Ходжаипакская свита по литологическому составу представлена темно-серыми, тонкослоистыми, глинистыми и битуминозными известняками с остатками аммонитов, с высоким содержанием Сорг (от 2,5-5, максимально 10). В верхней части свиты залегает, массивный пористый известняк мощностью от 1,5-2 м. Мощность самой свиты 6-15 м [2].

В титонское время Бешкентский прогиб был заполнен гаурдакскимиэвапоритами. Эвапориты, подразделяются на 5 частей (нижний ангидрит, нижняя соль, средний ангидрит, верхняя соль, верхний ангидрит) и являются надежной покрышкой для нижезалегающих карбонатных резервуаров.

Меловые и палеогеновые породы в основном состоят из морских терригенных пород с карбонатными интервалами в валанжинском, барремском, маастрихтском и палеоценовом интервале. Во время Альпийского орогенеза, на периферии прогибаосадконакопились континентальные обломочные породы, образовались основные структурные ловушки и появились новые/возродились старые разломы [3].

Основными материнскими породами в исследуемом районе являются:

  • верхнеюрские глубоководные морские отложения (II тип керогена) – ходжаипакская свита, залегающая в наиболее погруженной части прогиба.
  • нижне-среднеюрские терригенные отложения (III тип керогена) – предположительно, количество Сорг увеличивается к центральной части прогиба.

На  основе все имеющихся данных и изучения Бешкентскогопрогиба была построена модель  1D нефтегазоносной системы.

Вводные данные. При создании проекта была произведена загрузка данных по стратиграфии, литологии, времени осадконакопления,общему содержанию органического вещества TOC (ТОСo) и водородного индекса HI (HIo) элементов нефтегазоносной системы.

Литологическое описание взято из унифицированной стратиграфической схемы юрской КФ Бухаро – Хивинского региона и Юго – западных отрогов Гиссарского хребта (Авторы:  Г.С. Абдуллаев, Х.Х. Миркамалов, 2009) (Рисунок 1).

Граничные условия.Одними из самых сложных данных, поддающихся замерам, является тепловой поток и уровень палеоводы. Так, тепловой поток во время рифтинга (открытия бассейна) был принят равным 80-90 МВатт/кв.м и 60 МВатт/кв.м на современном этапе (по значениям карт ТП) (Рисунок 2).

Рисунок1.Схема юрской КФ Бухаро – Хивинского региона

 

Рисунок2.Граничные условия

 

Калибрация с температурными данными.Для проверки достоверности полученной модели необходимо сверить полученные результаты с фактическими данными по скважинам.Обширный скважинный материал Бешкентского прогиба позволил провести точную калибровку значений температур и давлений по всему разрезу региона. Тепловой поток сверялся со скорректированными показателями забойных температур в скважинах, однако не  калибровался по показателям отражательной способности витринита, из–за малого объема фактического материала.

Как видно из представленного рисунка3, фактические температурные данные в центральной части прогиба практически полностью калибруются  моделируемыми температурами.

Рис. 3. Калибрация полученного температурного режима с фактическими данными

Интерпретация полученной модели

В результате моделирования PetroMod1D  были построены модели пористости, температуры, давления и зрелости материнских пород.

Окна зрелости

Модель показывает, что ходжаипакскиематеринские породы (МП) в наиболее погруженной части находятся в нефтегазовом окне. Исследуя время созревания материнских пород  по 1Dмоделированию, можно сделать выводы о том, какая фаза УВ была выделена больше. Нижнесреднеюрские МП находятся в нефтегазовом окне, но из-за геохимических характеристик самого керогена, они, скорее всего, выделяли в основном газ (Рисунок 4, 5).

Рисунок 4. Окно зрелости ходжаипакской свиты

Рисунок 5. Окно зрелости нижне-средненюрских отложений

 

Трансформация керогена в УВ

 

Основными выводными результатами по моделированию нефтегазоносных систем является трансформация керогена. Рисунок ниже показывает 75% трансформацию керогенаходжаипакской свиты в УВ (II нефтегазоносный тип керогена). III газоносный тип керогена (нижне-среднеюрские терригенные породы), несмотря на относительно большие глубины залегания, трансформировался в пределах 50-60% для погруженной части и на наиболее приподнятых частях разреза остался незрелым. Так как окно температурного режима для генерации газа выше, и III тип керогена является газоносным, считается данные коэффициентов трансформации приемлемыми (Рисунок 6,7).

Рисунок 6. Трансформация керогена в УВ (1D модель)

Рисунок 7. Трансформация керогена в УВ

Предварительные выводы

Бешкентскийпрогиб имеет высокий потенциал наличия неразведанных УВ. Моделирование Бешкентскогопрогиба позволило определить историю генерации углеводородов в масштабе геологического времени, возможные пути миграции. Моделирование нефтегазоносных систем — это необходимая стадия в оценке рисков поисково-разведочных работ еще до начала бурения. Подобная модель помогает предсказать, в каких структурных ловушках наиболее вероятны скопления углеводородов, и какого они типа (жидкие или газообразные). В дальнейшем при 3D моделировании, с учетом геофизических методов можно получить представление о геометрии потенциальных ловушек углеводородов и, в некоторых случаях, косвенно указать на их присутствие в исследуемом районе.

Литература

  1. Абдуллаев Г.С., Миркамалов Х.Х., Евсеева Г.Б., Сударева Е.Ю. Биостратиграфия нижнесреднеюрских нефтегазоносных отложений Бешкентского прогиба// Геология и минеральные ресурсы, вып. 4, 2005.
  2. Абдуллаев Г.С., Миркамалов Х.Х. Палеонтологическое обоснование стратиграфического объема отложений верхнеюрской ходжаипакской свиты Западного Узбекистана// Геология и нефтегазоносность юрских отложений Южного и Западного Узбекистана, 1986. – 3-15 с.
  3. Нугманов А.Х. Условия формирования и закономерности размещения ловушек нефти и газа в юрских отложения юго-западного Узбекистана// Ташкент: Фан, 1986.
  4. Бабаев А.Г. Карбонатная формация платформенной области Узбекистана и ее нефтегазносность// Ташкент: Фан, 1983.
    Принципы прогноза и предпосылки нефтегазоносности юрских отложений Центральной части Бешкентского прогиба с помощью программного обеспечения PetroMod 1D
    Впоследние годы моделирование бассейнов седиментации и нефтегазоносных систем стало неотъемлемой частью проектов по изучению динамики областей с перспективойнефтегазоносности. Основные задачи, решаемые программами моделирования нефтегазоносных бассейнов, – это восстановление истории геологического развития региона и всех процессов, сопровождающих стадии накопления и преобразования осадочных пород и органического вещества с последующей оценкой возможности формирования экономически перспективных залежей жидких и газообразных углеводородов. Подобные исследования, проводимые на стадии планирования геологоразведочных работ, способствуют снижению рисков при бурении поисковых и разведочных скважин
    Written by: Аббасова Саидахон
    Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
    Date Published: 02/24/2017
    Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_25.07.15_07(16)
    Available in: Ebook