Моделирование нефтегазоносного бассейна Аляски и перспективы для Сибири
Шенк , O., Спахич , Д., Берд , K.Дж., и Питерс , K.E.
Bпоследние годы моделирование бассейнов седиментации и нефтегазоносных систем стало неотъемлемой частью проектов по изучению динамики областей доказанной и перспективной нефтегазоносности. 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. Рассматриваемая технология основана на динамическом моделировании основных термодинамических процессов, обуславливающих генерацию, миграцию и накопление углеводородов в направлении вектора геологического времени, т.е., в направлении от древнейших времен к настоящему (Hantschel and Kauerauf, 2009; Peters, 2009). Высокотехнологичный программный комплекс PetroMod* компании «Шлюмберже», предназначенный для моделирования седиментационных бассейнов и нефтегазоносных систем, осуществляет прогноз времени генерации и масштаб миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород, реконструкцию структуры бассейна, путей миграции флюидов и оценку наиболее вероятного положения в разрезе потенциальных ловушек и скоплений УВ на основании решения системы дифференциальных уравнений, описывающих основные геологические и геохимические процессы. (Peters et al., 2009).
Моделирование геохимических и геологических процессов во времени может производиться в 1D размерности, если речь идет о восстановлении геологической истории по стволу скважины (или псевдо-скважины), в размерности 2D при работе с геологическим профилем и в 3D, если используется набор карт геологических границ исследуемого региона.
Подобные расчеты требуют наличия концептуальной геолого-стратиграфической модели развития седиментационного бассейна с идентификацией основных периодов накопления и эрозии (размыва) осадков. Степень детальности концептуальной модели определяется объемом и качеством фактических данных по региону, т.е. для малоизученных территорий в качестве начального приближения рекомендуется использование обобщенной (трендовой ) 2D или 3D геолого-стратиграфической модели с выделением лишь основных структурных элементов и циклов осадконакопления. На основании входной информации строится 2D или 3D цифровая геологическая модель, суть которой в соблюдении исходной геологической интерпретации разреза. Даже если исследования проводятся в краевых областях, где отсутствуют какие-либо данные о наличии в разрезе нефтегазоматеринских отложений, использование процедур бассейнового моделирования все равно может быть весьма полезным для прогноза вероятной нефтегазоносности, т.к. получаемая модель нефтегазоносной системы позволяет проверить одновременно несколько гипотез о составе и свойствах нефтегазогенерирующих отложений и возможном объеме спродуцированных углеводородов (Peters et al., 2009 ).
Моделирование осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем является итерационным многоступенчатым процессом, состоящим из двух основных стадий: собственно построения сеточной модели и ее динамического восстановления в выбранном диапазоне геологической истории (Рис.1.), более подробно этот процесс описан в работах Al-Hajeri et al. (2009) and Peters et al. (2009)).
Основная цель данной публикации, представляющей откалиброванную 3D модель нефтегазоносной системы Северного склона Аляски, — доказать возможность применения разработанной методики для оценки перспектив основных нефтегазоносных бассейнов на территории Российской Федерации. Наиболее схожими по условиям нефтегазонакопления являются нефтегазоносные провинции Сибири, где, так же как и на севере Аляски, есть районы с развитой нефтегазодобывающей и геологоразведочной промышленностью и районы, где освоение месторождений нефти и газа только начинается и объем накопленных данных еще невелик. На территории крупнейшего в России Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна добывается порядка 70 % нефти и 90% газа в стране (EIA, 1997). Тем не менее, предполагается, что в регионе и сейчас присутствует большой объем недоизученных запасов углеводородов и именно детальная модель бассейна может дать ключ к пониманию механизмов их генерации и распределения в разрезе осадочного чехла, и тем самым способствовать повышению эффективности геологоразведочных работ. Существующие неопределенности в оценке потенциала сибирских нефтегазоносных провинций кратко изложены в данной статье с целью сравнительного анализа с уже существующей 3D моделью нефтегазоносной системы бассейна Северного склона Аляски. Процесс моделирования включал в себя реконструкцию, количественный анализ и оценку отдельных нефтегазогенерационных систем, восстановление истории захоронения осадков, изменения термального режима, миграции, накопления и сохранения скоплений сгенерированных УВ. (Schenk et al., 2011). Проведенная работа по восстановлению геологического строения и истории развития региона позволила более точно оценить оставшийся углеводородный потенциал этой удаленной, но перспективной провинции. Опираясь на полученный опыт успешного моделирования, мы предлагаем использовать разработанный подход к оценке перспектив нефтегазоносных бассейнов, расположенных в центральной и западной частях Сибирской платформы. Выполнение подобного проекта может способствовать :
i) более глубокому понимаю строения уже известных и еще неразведанных нефтегазоносных систем, ii) уточнению оценки оставшегося углеводородного потенциала в регионе и вероятных ресурсов нефти и газа, iii) снижению рисков при проведении геологоразведочных работ, iv) обеспечению системного подхода к оценке новых участков с использованием новейшей технологии локального измельчения сетки и детализации модели.
Восточно-Сибирская и Западно-Сибирская нефтегазоносные провинции – сложности геологического строения и традиционные подходы к изучению
В пределах седиментационных бассейнов на территории Российской Федерации выделяется несколько нефтегазоносных провинций, объединяющих от 2269 до 2325 уже известных месторождений нефти и газа (Kalamkarov, 2003) (Рис.2), среди которых несомненно самыми крупными являются Западно-Сибирская и Восточно-Сибирская нефтегазоносные провинции. Эти два нефтегазоносных бассейна характеризуются различными условиями формирования, но в недрах обоих содержатся большие объемы углеводородов. Возраст Восточно-Сибирского бассейна оценивается как мезо-неопротерозой-рифейский (~1650-650 миллионов лет) и это делает соответствующую ему нефтегазоносную провинцию одной из древнейших из ныне известных в мире (e.g., Everett, 2010). По последним оценкам, нефтегазогенерационный потенциал бассейна оценивается в 29,953 MMBOE (~ 3,792 млн. т.) (IHS, 2010). История эволюции этого древнего и обширного региона включает несколько седиментационных мегациклов, которые привели к формированию мощного осадочного чехла (Frolov et al., 2011). Мегациклы исторически разделялись перерывами в осадконакоплении и четко идентифицируются в разрезе границами стратиграфических несогласий и эрозии нижележащих отложений. Наиболее молодыми в пределах каждого мегацикла являются карбонатные отложения. Вся толща осадков была деформирована и смята в складки во время неопротерозойской складчатости. В пределах провинции выделяется несколько нефтегазоносных систем. В работе Peters et al. (2007) представлены биомаркеры и анализ изотопного состава УВ для нескольких генетических групп нефтей с месторождений Восточной Сибири, три группы нефтей однозначно были сгенерированы в пределах различных органофаций морских известковистых глин докембрийского возраста. Однако четких корреляционных зависимостей между составом нефтей и исходными нефтематеринскими породами найдено не было, поэтому было рекомендовано провести дополнительные исследования по идентификации влияния сложных деформационных и геотектонических процессов на формирование структурных ловушек в регионе (Frolov et al., 2011). Принимая во внимание уровень существующих неопределенностей, можно предположить, что именно динамическая модель бассейна и сопряженных нефтегазоносных систем может помочь в определении соотношения во времени процессов генерации углеводородов, формирования структурных ловушек и возможной миграции и накопления в них нефти и газа.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшей на территории Российской Федерации. Большая часть открытых здесь скоплений нефти и газа приурочена к двум нефтегазоносным системам мезозойского возраста – (баженовско-неокомской и тогурско-тюменской ; e.g., Peters et al., 1994; Ulmishek, 2003; Vyssotski et al., 2005). Насыщенные органическим веществом осадки мезозоя накапливались по всей территории бассейна после обширного разлива базальтовой лавы примерно на границе перми и триаса.
По предположению Brink (2009), эти лавовые потоки связаны со сросшимися участками земной коры и,следовательно, процесс погружения бассейна не может быть описан с точки зрения классической теории стретчинга ( растяжения ) литосферы (e.g., McKenzie (1978) и Wernicke (1981) и ссылки в данной работе) и для корректного моделирования термодинамической обстановки и скорости погружения бассейна с последующей калибровкой необходимы дополнительные лабораторные исследования. Но, несмотря на столь сложную историю геологического развития, легкодоступные скопления углеводородов этих «самых молодых» сибирских нефтегазоносных систем достаточно хорошо изучены. Кроме высокопродуктивных крупных залежей в меловых отложениях, на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна вскрыты, так называемые, «мало-перспективные» залежи углеводородов в юрских и палеозойских отложениях, генезис которых значительно менее понятен (e.g., Karodogin and Nezhdanov, 1988; Ablya et al., 2008), так как на формирование залежей в этих более древних нефтегазоносных системах оказало влияние не только общее погружение бассейна в мезозойское время, но и герцинская складчатость, подъем территории в пред-триасовый период и развитие рифтовой системы в раннем триасе. С помощью бассейнового моделирования эти «мало-перспективные» системы и залежи в них могут быть сейчас более детально проанализированы и изучены.
На примере двух Сибирских нефтегазоносных провинций можно наблюдать разницу в подходах к планированию геологоразведочных работ, в частности, анализируя соотношение объемов сейсморазведочных работ и бурения. В то время, как в Западно-Сибирском регионе плотность сетки разведочных скважин, сконцентрированных в районах доказанной нефтегазоносности, достаточно высока и относительно немного данных сейсморазведки, в Восточной Сибири соотношение практически обратное. Согласно данным Отчета управления информации в энергетике ( EIA, 1997), для 70 % месторождений Западной Сибири есть характеристики залежей по результатам вскрытия всех пластов. Для обеих провинций характерны начальные трудности в изучении, связанные со слабой интеграцией и управлением сбора и хранения геологоразведочных материалов (таких как материалы площадной сейсморазведки, поискового и разведочного бурения), что, соответственно, ведет к снижению уровня изученности нефтегазоносных систем и механизмов их формирования. Как следствие столь неравномерной изученности и несогласованности в проведении геологоразведочных работ, по данным того же отчета, возникают значительные колебания в уровне добычи. Интенсивный процесс освоения месторождений углеводородного сырья в Западной Сибири испытал две фазы значительного спада производства. Первая фаза наблюдалась в период с 1988 по 1994 год, когда среднесуточная добыча нефти упала с 8.5 до 4.1 млн баррелей в сутки, вторая фаза охарактеризовалась незначительным падением объемов добычи газа — с 22.6 до 21.9 трл. куб.футов газа в год (61.9 до 60.0 млрд.куб. футов в день) в период с 1991 по 1993 гг. Столь ощутимое падение уровня добычи заставило некоторых экспертов засомневаться в способности России сохранить статус надежного поставщика нефти и газа на международный рынок. Однако оценка извлекаемых запасов (EUR) из открытых (EIA) и еще неоткрытых (Ulmishek 2003) месторождениий показала, что остаточный углеводородный потенциал Западно-Сибирского бассейна еще очень велик.
Далее мы проиллюстрируем, каким образом можно снизить степень неопределенности в оценке потенциала нефтегазоносных систем Сибирских провинций, на примере применения разработанной нами методики для построения модели нефтегазоносной системы Северного склона Аляски. Вся методика реализована на базе программного комплекса компании «Шлюмберже» PetroMod.
Практический пример – модель нефтегазоносного бассейна Северного склона Аляски
Северный склон Аляски и соседние с ним материковые шельфовые зоны Чукотского моря и моря Бофорта являются элементами окраинного седиментационного бассейна, который по оценкам экспертов содержит большую часть еще неразведанных запасов нефти и газа в арктическом секторе Северной Америки (Gautier et al., 2009). Мы представляем вашему вниманию откалиброванную и проанализированную 3D модель нефтегазоносного бассейна Cеверного склона Аляски, которая явилась результатом нашей совместной работы с Американским геологическим комитетом ( U.S.G.S. ). В ходе работы над проектом была выполнена реконструкция, количественная и качественная оценка степени развития отдельных нефтегазоносных систем, восстановлена история захоронения осадков, изменения термального режима и спрогнозированы возможные пути миграции, скопления и консервации сгенерированных УВ.
Тектоническое развитие достаточно сложной по своему геологическому строению нефтегазоносной провинции Северного склона Аляски происходило последовательно в обстановках пассивной окраины бассейна, зоны рифта, фронтальной части бассейна седиментации и фронтальной складчато-надвиговой зоны. Генерация углеводородов происходила в нескольких нефтематеринских толщах, и смешаннный тип нефтей в продуктивных горизонтах подтверждает наличие в разрезе бассейна нескольких нефтегазопродуциирующих толщ. Наиболее крупные залежи нефти и газа контролируются структурными элементами рифта и региональной поверхностью размыва, оказавшими решающее влияние на процессы миграции УВ и формирование структурных ловушек. Кроме того, достаточно большой потенциальный объем ресурсов углеводородов приурочен к стратиграфическим ловушкам, сформировавшимся в результате активизации процессов растяжения и сжатия земной коры, соответственно в юрских и кайнозойских отложениях фаций шельфа и турбидитовых потоков.
Восстановление региональной динамической модели тектонического и седиментационного развития бассейна Северного склона Аляски позволило обобщить и проанализировать многие аспекты формирования нефтегазоносной системы. Площадь модели составляет порядка 275,000 км2 (грид размерностью 832 х 520 км с расстоянием между узлами сетки 1 км, Рис.3), включая территорию Чукотской платформы, континентальный шельф моря Бофорта и подножье хребта Брукса. Основанием для построения модели послужили результаты недавно завершенной интерпретации > 48,000 погонных километров 2D сейсмосъемки и информация по более, чем 400 скважинам, включая данные калибровки и геохимического анализа. Особое внимание уделялось картированию зон перекрытия (налегания) и срезания пластов, сформировавшихся на территории бассейна на стадиях режима пассивной окраины и рифтогенеза (в период от миссисипианского яруса до нижнего мела), так как было установлено, что именно эти зоны играли решающую роль в процессе миграции углеводородов и формировании ловушек.
Перекрывающий брукский комплекс, с общей мощностью порядка 8,000 м, был сформирован в меловое и кайнозойское время в условиях фронтального седиментационного бассейна, последовательно заполнявшегося полосообразными проградационными отложениями, ориентированными с запада- юго-запада на восток-северо-восток (Bird, 2001). Одной из ключевых задач, выполненных в ходе работы над региональной моделью, была реконструкция палео-геометрии данной толщи, включая прослеживание границ контактов разновозрастных отложений, вариации фациального состава и мощности отложений, вариации геометрии палео-бассейна. Трансгрессивные циклы восстанавливались путем прослеживания границ одновозрастных отложений, а не границ формаций. Картирование проводилось в зоне между границей поверхности земли и кромкой шельфа. Кроме того, учитывалось влияние нескольких циклов перерыва и эрозии осадков в третичном периоде.
В построении модели были использованы ранее построенные карты общего содержания органического вещества TOC (ТОСo) и водородного индекса HI (HIo) ( Peters et al (2006), экстраполированные до границ модели. Термически недозрелые образцы нефтегазоматеринских пород были проанализированы с помощью новой методики “Phase Kinetics”, разработанной и откалиброванной в соответствии с законами термодинамики для прогноза фазового состояния углеводородов, была проведена оценка основных свойств, таких как плотность и газовый фактор (API и GOR) (di Primio and Horsfield, 2006). Полученные результаты были увязаны с соответствующими нефтегазогенерирующими комплексами.
Обширный скважинный материал из бассейна Северного склона Аляски позволил провести точную калибровку значений температур и давлений по всему разрезу региона. Давление калибровалось в два этапа (по сжимаемости и проницаемости пород). Тепловой поток калибровался по показателям отражательной способности витринита и далее сверялся со скорректированными показателями забойных температур в скважинах.
История захоронения осадков бассейна и все сопутствующие физические процессы генерации-миграции-накопления углеводородов моделировалиcь в 3D масштабе в направлении от самых древних отложений до настоящего времени (e.g., Hantschel and Kauerauf, 2009). Основополагающей особенностью трехмерной модели Северного склона Аляски является включение в общую модель бассейна трансгрессивной последовательности отложений мела — брукско-третичного возраста, с учетом разницы в мощности отложений между периклиналью и сводовой частью вала, и несинхронизированных во времени периодов воздымания бассейна и эрозии в третичный период (Рис.4).
Результаты моделирования показали, что степень термальной зрелости до-брукских отложений контролировалась, в основном, скоростью прогибания брукской толщи (Рис. 5). Также существенное влияние на генерацию и миграцию углеводородов оказали собственно процессы накопления трансгрессивного брукского комплекса и изменение общей геометрии бассейна.
Основная миграция углеводородов происходила в северном направлении, что привело к формированию большей части залежей, включая месторождение Прадо Бей, в ловушках комбинированного структурно-стратиграфического типа вдоль антиклинали (свода) Барроу. На крупнейшем в Северной Америке месторождении Прадо Бей процесс формирования ловушки на борту рифта предшествовал началу выжимания сгенерированных углеводородов из нефтематеринских пород, что и привело к формированию этой сверхгигантской залежи. Анализ биомаркеров показал, что нефти на месторождении являются смесью углеводородов, сгенерированных, в основном, в пределах свиты шублик триасового возраста и сланцевой толщи Хью мелового возраста с небольшой примесью нефтей свиты кингак юрского возраста (Peters et al., 2008). Данный вывод хорошо согласуется с результатами 3D моделирования (Рис.6): вытеснение углеводородов из свит шублик и кингак началось в меловой период, преимущественно в зоне развития фронтального бассейна, постепенно смещавшейся в северном направлении к борту рифта. В третичный период захоронение осадков происходило, главным образом, только в самой восточной части фронтального бассейна и на пассивной окраине борта рифта, где сопровождавший этот процесс наклон и погружение осадков привели к генерации углеводородов в сланцах свиты Хью. Эти углеводороды затем выжимались вниз по простиранию пластов в зону, ограниченную поверхностью нижне-мелового перерыва (несогласие LCU), вдоль которой они мигрировали в направлении к антиклинали Барроу, что и привело в дальнейшем к примешиванию нефтей свиты Хью к нефтям месторождения Прадо Бей.
До сих пор продолжаются дебаты вокруг неудачной поисковой скважины Муклук. В период бурения скважины извлекаемые запасы нефти на исследуемой площади оценивались в 1.5 млрд. баррелей и предположительно локализовались в структурно-стратиграфической ловушке, аналогичной месторождению Прадо Бей, хотя процесс сейсморазведочных работ был сильно затруднен помехами в записи волновых данных при прохождении через толщи вечномерзлых пород и четких результатов интерпретации не было получено. Образцы бурового шлама и отобранного из скважины керна показывали наличие интенсивных нефтепроявлений в целевом интервале разреза. В свое время эта скважина считалась самой дорогой «сухой» скважиной в мире. Анализ пород скважины Муклук показал, что когда-то нефть присутсвовала в структуре, но затем мигрировала дальше. В нефтегазоносной системе отсутствовал основополагающий элемент или процесс. Построенная нами 3D модель подтвердила, что изначально нефть накапливалась в ловушке, но затем перетекла на юго-восток в направлении меторождения Купарук-Ривер по тонкому слою песчаников, перекрывающих границу размыва, предположительно в период общего наклона бассейна в третичный период. Пример скважины Муклук показывает, насколько эффективной может быть технология бассейнового моделирования и моделирования нефтегазоносных систем не только в процессе прогноза генерации, миграции, накопления углеводородов, но в идентификации возможных перетоков и потерь УВ из потенциально перспективных структур.
Проект создания трехмерной модели бассейна Северного склона Аляски представляет собой пример одной из самых крупных региональных цифровых моделей осадочного бассейна на сегодняшний день, уникальной по степени сложности и детализации. Как было показано на примере исследования неудачи скважины Муклук, модель предоставляет уникальную возможность для анализа регионального и локального геологического строения с помощью технологии «локального измельчения сетки». В ходе выполнения проекта был сформирован уникальный обучающий набор данных, позволяющий освоить технологию построения региональных моделей осадочных бассейнов сложного геологического строения. Степень изученности территории широко варьируется от районов начальной стадии поисковых работ до районов пробной промышленной эксплуатации на стадиях детальной доразведки (смотрите Рис.3).
Выводы
Модель бассейна Аляски показала, как моделирование нефтегазоносной системы может быть использовано для улучшения понимания и более точной оценки влияния геологических неопределенностей на историю формирования разреза, для минимизации рисков геологоразведочного процесса и правильного определения регионов, наиболее перспективных для будущего инвестирования. Кроме того, приведенный пример успешного моделирования ориентирован на дальнейшее применение методики в изучении сложнопостроенных нефтегазоносных провинций Сибирского региона. Методика динамического моделирования нефтегазоносных систем представляет собой оптимальный экономичный способ интеграции всех имеющихся данных (геологических, геофизических, петрофизических и геохимических) с последующей количественной оценкой и прогнозом направлений распространения и времени формирования системы. Попытки смоделировать историческое развитие Восточно-Сибирского бассейна проводятся уже и сейчас.
Например, Everett (2010) использовал одномерное моделирование по стволу псевдо-скважины Ковыктинского месторождения для проверки гипотезы наличия нефтегазоматеринских пород в точке исследования. Однако, для более тщательного исследования нефтегазоносной системы и более точного прогноза и оценки направлений движения, типа, состава и объема углеводородов, необходимо собрать все имеющиеся данные по интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, скважинную и геохимическую информацию для последующей загрузки в PetroMod и создания полноценной динамической 2D или 3D модели. Выбор между 2D и 3D масштабом зависит от доступности соответствующих данных и наличия определенной заинтересованности со стороны геологов и разработчиков. Моделирование может быть проведено как по разрезу одной скважины, так и по всей провинции в целом.
Пример практического применения методики на Аляске показал, что калибровка динамической модели в PetroMod помогает (i) более аккуратно восстанавливать региональную историю захоронения нефтегазоматеринских пород, (ii) корректно задавать граничные условия давлений и температур, включая стерень зрелости органического вещества, (iii) определять направления и расстояние миграции, оценивать качество ловушек и покрышек и (iv) рассчитывать объем углеводородов, заключенный в ловушке. Подобные расчеты, проведенные программными средствами, помогают снизить риски и оценить влияние на систему хорошо известных неопределенностей, связанных с Сибирской нефтегазоносной системой, таких как: колебания в степени зрелости органического вещества, неопределенность путей миграции, сложное распределение пород-коллекторов, изменения в строении резервуара (e.g., Gratzer et al., 2011), качество ловушки, не возможность точного прогноза времени осадконакопления и (или) степени биодеградации (Everett, 2010). Следствием создания динамической модели бассейнов Сибири в PetroMod может стать разработка эффективной финансово-временной стратегии реализации проекта разведки данного региона. И, что более важно, откалиброванная региональная 3D модель может послужить надежной основой для более точного заложения будущих скважин на территории провинции и позволит сэкономить компаниям большой объем финансовых средств. Подобная работа может быть легко реализована с помощью комбинирования в одном проекте всей линейки моделирования в 1D, 2D, 3D масштабах. Данный проект, построенный на основании всех имеющихся результатов интерпретации, может быть легко обновлен при получении новых результатов сейсмических и скважинных исследований, т.к. PetroMod — это не только уникальная программа для моделирования, но еще и не заменимый инструмент для эффективной организации и хранения всех материалов геологоразведочных работ.
