Роснефть бассейновое моделирование для оценки перспектив нефтегазоносности акваторий

Н.А. Малышев, д.г.-м.н, В.В. Обметко, к.г.-м.н. (ОАО «НК «Роснефть»),
А.А. Бородулин (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Bпоследние годы в связи с истощением ресурсной базы в старых нефтедобывающих районах России возникла необходимость освоения труднодоступных регионов Крайнего Севера, Восточной Сибири и шельфов морей. Проведение геолого-разведочных работ (ГРР) в этих регионах связано с большими технологическими сложностями и высокими финансовыми затратами. В связи с этим возникает необходимость снижения рисков бурения непродуктивных скважин.

Для уменьшения геологических рисков при выборе участков, планировании и выполнении ГРР в ОАО «НК «Роснефть» с 2004 г. проводится моделирование формирования углеводородных систем. Моделирование выполняется на основе программных продуктов компании Beicip Franlab (BF) – TemisSuite, LOCAS/CERES, Dionisos и Qubes по двум направлениям: 1) на региональном этапе – для оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученных осадочных бассейнов; 2) на поисковой стадии – для выбора первоочередных объектов и прогноза пластовых давлений в залежах. Всего с 2004 г. выполнено 19 проектов по различным регионам России с построением более 50 2D и 3D моделей (рис. 1).

Рис. 1. Регионы и участки, для которых в ОАО «НК «Роснефть» выполнено 2D и 3D моделирование формирования углеводородных систем: 1 – «Серая зона»; 2 – Адмиралтейский мегавал; 3 – Печорское море; 4 – гряда Чернышова; 5 – Южно-Карский бассейн; 6 – Ванкорское месторождение; 7 – Енисей-Хатангский прогиб; 8 – море Лаптевых, 9 – Чукотское море; 10 – Лисянский, Кашеваровский, Магаданский бассейны; 11 – залив Шелехова; 12 – Западно-Камчатский шельф; 13 – Астрахановский, Западно-Шмидтовский участки; 14 – Восточно-Шмидтовский, Кайган-Васюканский, Венинский участки; 15 – Татарский пролив; 16 – Черное море; 17 – Западно-Кубанский прогиб; 18 – Северный Каспий; 19 – Туркменский шельф

Методический подход
Наиболее важным для корректного прогноза перспектив нефтегазоносости является геологическое наполнение модели разноранговых объектов (от бассейна до залежи), которое включает оценку развития в разрезе и по площади нефтегазоматеринских толщ (НГМТ), коллекторов и флюидоупоров, тепловой истории региона, наличия и проводимости разрывных нарушений, величины и продолжительности перерывов, размывов и др. Полный набор этих данных имеется в лучшем случае на объектах, находящихся на поисковой стадии ГРР. На региональном этапе исследований при подготовке исходной информации для моделирования проводится комплексный анализ всех имеющихся геологических, геофизических и геохимических данных. Особенно это актуально для слабоизученных осадочных бассейнов шельфов морей России.
Комплексный подход к изучению осадочных бассейнов включает:
»     сбор и анализ накопленной геолого-геофизической информации, включающей результаты бурения скважин, описания обнажений естественных выходов горных пород, сейсмические и гравимагнитные материалы, результаты лабораторно-аналитических исследований;
»     создание единого сейсмического проекта, интерпретацию новых и переинтерпретацию более ранних сейсмических данных;
»     построение структурной модели и тектоническое районирование региона;
»     реконструкцию истории развития региона, обстановок осадконакопления с использованием сейсмофациального (сиквенс-стратиграфического) анализа.

На основе этого комплекса данных в дальнейшем осуществляется моделирование формирования углеводородных систем, проводятся нефтегазогеологическое районирование, оценка ресурсов и геологических рисков, ранжирование перспективных объектов и подготовка рекомендаций по дальнейшим направлениям ГРР [1].

По шельфам морей России в ОАО «НК «Роснефть» к настоящему времени собран значительный объем сейсмических материалов (более 250 тыс. км), а также скважинных данных (более 20 скважин). Для бассейнового анализа использовались также многочисленные фондовые отчеты и научные публикации.

Переинтерпретация сейсмических материалов на основе программного обеспечения Open Works (Landmark) и Kingdom позволила существенно уточнить, а в ряде случаев создать принципиально новые структурно-тектонические модели строения и формирования осадочных бассейнов на российском арктическом шельфе [2, 3].

Реконструкция истории развития того или иного региона проводится с учетом всей накопленной геологической информации: литолого-фациального состава отложений; ранее выполненных палеогеографических реконструкций, характера и масштабов установленных в разрезе перерывов в осадконакоплении и др. На основе этих материалов с учетом данных по скважинам на прилегающей суше выполняется стратификация отражающих горизонтов, актуализируются палеогеографические построения. Анализ источников сноса позволяет прогнозировать возможное распространение, состав и свойства коллекторов. В дополнение к этому для оценки развития резервуаров и флюидоупоров в плане и в разрезе по сейсмическим данным выполняется сейсмофациальный и сиквенс-стратиграфический анализ. Такой подход для ряда регионов (шельфы моря Лаптевых и российской части Чукотского моря) применен впервые.

С целью прогноза развития и состава НГМТ в осадочных бассейнах арктического шельфа в ОАО «НК «Роснефть» создана и постоянно обновляется геохимическая база данных. С учетом этих материалов, а также выполненных палеогеографических и литолого-фациальных реконструкций региона оценивается характер распространения нефтегазоматеринских пород.

Моделирование формирования углеводородных систем
Собственно моделирование формирования углеводородных систем выполняется преимущественно в пакете TemisSuite. Цикл состоит из 1D, 2D и 3D моделирования. Подготовка данных включает создание структурной модели, восстановление толщин эродированных отложений, прогноз распространения коллекторов, флюидоупоров и нефтегазоматеринских пород в разрезе и по площади. При моделировании проводятся калибровка тепловой модели, оценка влияния наиболее критичных параметров (масштаба эрозионных процессов и разломов) на формирование и сохранность залежей, выполняется прогноз углеводородонасыщения резервуаров (рис. 2).

Низкая степень изученности осадочных бассейнов шельфа обусловливает ряд проблем, связанных главным образом с наличием множества неопределенностей. В связи с этим авторами проводятся многовариантное моделирование формирования скоплений углеводородов и оценка чувствительности модели к изменению того или иного параметра. Обычно оцениваются пессимистичный, оптимистичный и наиболее вероятный варианты. Безусловно, большая часть неопределенностей может быть снята только после бурения параметрических или поисковых скважин.

Рассмотрим на примере различных бассейнов шельфа некоторые проблемы и подходы к их решению.

Стратификация и полнота разреза. Неоднозначность стратификации и полноты разреза осадочного чехла характерна для наименее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики [3-10]. Вызвано это отсутствием глубоких скважин на шельфе и невозможностью однозначной привязки отражающих сейсмических горизонтов к скважинам, пробуренным в американском секторе Чукотского моря и на побережье моря Лаптевых.

Для западной части шельфа моря Лаптевых, где взгляды на различное стратиграфическое наполнение разреза осадочного чехла различаются наиболее существенно, моделирование выполнялось как для варианта развития здесь пермско-кайнозойского разреза, так и для варианта с меньшим стратиграфическим интервалом – в объеме, включающем только апткайнозойские отложения. В первом варианте моделирование показало, что значительно большим заполнением углеводородами характеризуются бортовые и наиболее приподнятые структуры региона. Кроме того, обозначилось преимущественно насыщение структур нефтью. По результатам второго варианта отмечаются максимальное заполнение углеводородами наиболее погруженных в бассейне ловушек и газовый состав насыщающих их флюидов.

Тепловая история. Моделирование с учетом различной тепловой истории проводится по всем исследуемым бассейнам. При этом учитываются современные замеры (как правило, единичные) теплового потока на поверхности и пластовых температур по скважинам, а также главный показатель палеотемператур – значения отражающей способности витринита (Ro) как по керну, так и по породам из естественных обнажений. Важен также анализ периодов тепловой активизации региона, связанных с рифтогенезом и магматизмом. Обычно анализируются разные варианты при постоянном или дифференцированном во времени тепловом потоке. Моделирование по шельфу моря Лаптевых показало, что с изменением теплового потока существенно изменяются время начала генерации и миграции углеводородов, степень заполнения ловушек и фазовый состав флюидов в прогнозируемых залежах. Устранение неопределенностей, связанных с тепловой историей, представляется возможным путем калибровки моделей по результатам бурения, увеличения числа замеров современного теплового потока и более точной реконструкции этапов тепловой активизации региона.

Анализ нефтегазоматеринских толщ. Следующей важной составляющей при моделировании является учет особенностей строения НГМТ, их геохимической характеристики. В отношении наименее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики и севера Охотского моря разные исследователи существенно расходятся в оценке развития в разрезе различных по нефтегазоматеринскому потенциалу пород. Авторами проводится изучение НГМТ в разрезах скважин и обнажений на островах и прилегающей к акватории части суши, а также привлекаются данные по ближайшим осадочным бассейнам-аналогам. Неоднозначность исходных данных по положению в разрезе и характеристикам НГМТ обусловливает проведение многовариантного моделирования с учетом различных характеристик нефтегазоматеринских пород. По участкам шельфов, где в разрезах развиты кремнистые НГМТ, моделирование выполняется также с учетом различной кинетической характеристики керогена. При этом моделирование дает неоднозначные результаты. Например, разные кинематические характеристики керогена незначительно влияют на характер и степень заполнения ловушек в акватории Охотского моря, так как кремнистые нефтегазоматеринские породы здесь только вступили в главную фазу нефтегенерации и не оказали существенного воздействия на заполнение ловушек и фазовый состав углеводородов. В то же время в Южно-Карском бассейне эти факторы проявляются в большей степени, так как кремнистые НГМТ здесь преимущественно уже реализовали свой генерационный потенциал. Наибольшее влияние на характер насыщения разреза углеводородами отмечается при изменении таких показателей, как толщины НГМТ, содержание и тип органического вещества.

Оценка влияния перерывов в осадконакоплении и масштабов эрозии пород. Моделирование с учетом различных масштабов эрозии пород показало, что размывы амплитудой менее 300-500 м, а также крупные размывы, происходившие до начала основного этапа генерации углеводородов, несущественно влияют на формирование и сохранность залежей. Так, значительная по масштабам предъюрская эрозия пород в Северо-Чукотском бассейне, в целом негативно повлияла на формирование залежей в вышележащих комплексах из-за размыва одной из основных в разрезе нефтематеринских пород триасовой формации Шублик. В разрезе ниже эрозионной поверхности предъюрские процессы сыграли положительную роль, способствуя формированию ловушек стратиграфического типа. Основной этап генерации и миграции углеводородов здесь протекал позднее. Сходная ситуация отмечена и для осадочных бассейнов в северной части Охотского моря.

Негативно на процессы формирования и сохранности скоплений углеводородов повлияли крупные перерывы и размывы, происходившие после либо во время основной фазы генерации и миграции нефти и газа из очагов в ловушки. Так, моделирование показывает, что в Северо-Чукотском прогибе во время раннемелового и раннекайнозойского размывов произошло практически полное разрушение залежей углеводородов в прибортовой зоне поднятий, вдоль зоны взбросонадвигов Врангеля – Геральда.

Оценка влияния разломов. Опыт моделирования с учетом различной проводимости разломов показывает, что на региональном этапе при отсутствии данных о проводящей роли разломов, крупных размерах поднятий и не столь значительной вертикальной амплитуде разломов существенных отличий в насыщении сводовых частей структур не отмечается. Моделированием влияния разломной тектоники на этом этапе можно пренебречь, так как оно вносит только больше неопределенностей в модель. Фактор разломной тектоники целесообразно учитывать при моделировании на поисковых участках, когда по соседним месторождениям-аналогам возможно судить о проводимости разломов различных масштаба, типов и направлений.

В целом по опыту 2D моделирования формирования углеводородных систем в ОАО «НК «Роснефть» рассчитывается обычно от 12 до 20 вариантов модели. Итоговые заключения о перспективности объектов и их ранжирование основаны на данных анализа соотношения благоприятных и неблагоприятных сценариев процессов формирования скоплений углеводородов.

Трехмерное моделирование выполняется, как правило, для наиболее вероятного сценария. Оно направлено на определение зрелости основных нефтематеринских толщ по площади исследований, выделение очагов генерации углеводородов, оценку объемов сгенерированных и эмигрировавших углеводородов, выявление зон дренирования для перспективных объектов и оценку фазового состава флюидов в залежах (рис. 3). При наличии статистических данных по региону о масштабах потерь углеводородов при миграции 3D моделирование используется для количественной оценки ресурсов возможных залежей.

Результаты применения бассейного моделирования. Первые результаты использования бассейнового анализа в ОАО «НК «Роснефть» были получены по Ванкорскому региону в 2004 г. (Н.А. Малышев и другие, 2004 г.).

В 2006 г. в пакете LOCAS было выполнено моделирование формирования и заполнения углеводородами сложнопостроенного Воргамусюрского объекта на гряде Чернышева в Тимано-Печорском бассейне (рис. 4). По результатам моделирования получен благоприятный прогноз насыщения углеводородами нижнепермских и каменноугольных отложений в поднадвиговой части Воргамусюрской структуры. Бурение скв. 2 Воргамусюрская подтвердило прогноз. Из нижнепермских карбонатов получен приток нефти дебитом 2 м3/сут. Из-за низких коллекторских свойств нижнепермских карбонатов и незначительных запасов залежь оказалась непромышленной.

В 2007-2012 г.г. по результатам комплексного изучения перспектив нефтегазоносности шельфов морей России с применением технологий бассейнового моделирования переоценены ресурсы углеводородов, выполнено ранжирование перспективных объектов и подготовлены рекомендации по лицензированию и дальнейшим направлениям ГРР на шельфах Печорского, Баренцева, Карского, Лаптевых, Чукотского, Охотского, Каспийского и Черного морей.

Список литературы
1. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 20-28.

2. Новые представления о строении и формировании осадочного чехла моря Лаптевых. В сб. Геология полярных областей земли. Материалы XLII Тектонического совещания: Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2009. – С. 32-37.

3. Тектоника осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря. В сб. Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. Материалы XLIII Тектонического совещания. Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2010. – С. 23-29.

4. Андиева Т.А. Тектоническая позиция и основные структуры моря Лаптевых//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – Т. 3. – № 1.

5. Виноградов В.А., Гусев Е.А., Лопатин Б.Г. Возраст и структура осадочного чехла Восточно-Арктического шельфа России. В сб. Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. – СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004. – Вып. 5. – С. 202-212.

6. Драчев С.С. Тектоника рифтовой системы дна моря Лаптевых//Геотектоника. – 2000. – № 6. – С. 43-58.

7. Заварзина Г.А., Шкарубо С.И. Тектоника западной части шельфа моря Лаптевых//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3.

8. Иванова Н.М., Секретов С.Б. Разрез осадочного чехла центральной части моря Лаптевых (по данным МОВ ОГТ). В сб. Геологическое строение акваторий Мирового океана. – Л.: НПО «Севморгео», 1989. – С. 77-91.

9. Петровская Н.А. Некоторые черты геологического строения Восточно-Сибирского и Чукотского морей. В сб. Геология полярных областей земли. Материалы XLII Тектонического совещания: Т. 2. – М.: Геос, 2009. – С. 112-115.

10. Cramer D., Franke D. Indikations for an active petroleum system in the Laptev sea, NE Siberia//Journal of Petroleum Geology. – 2005. – № 28(4). – P. 369-384.

Статья была опубликована в журнале «Нефтяное хозяйство», №11, 2012, стр. 14-17. Публикуется с разрешения редакции.