Перспективы нефтегазоносности южной части Верхнепечорской депрессии по данным 1D бассейнового моделирования

До недавнего времени юг Верхнепечорской депрессии Предуральского краевого прогиба в связи с труднодоступно-стью был мало изучен, перспективы нефтегазоносности не были выяснены. Но еще в 2001 г. на северо-востоке Пермского края, в Чердынском районе, до глубины 2278 м была пробурена параметрическая скважина Волимская-1. По нефтегазогеологическому районированию Республики Коми скважина расположена в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в пределах северного окончания Верхнепечорского и северной части Курьинско-Патраковского нефтегазоносных районов, а по принятой в Пермском крае схеме нефтегазогеологического районирования она приурочена к Верхнепечорской зоне нефтегазонакопления, к району северозападного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Используя скважину, относительно детально изучены литостратиграфические и геохимические особенности горных пород, выполнен широкий комплекс ГИС.

Методика исследования

Для оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученных районов в мире широко применяется бассейновое моделирование, а отечественные нефтегазовые компании только начинают использовать опыт зарубежных стран. Нефтегазоносность территории определяется большим числом факторов, которые отражают условия образования и накопления углеводородов и формирования залежей. Про-

граммы бассейнового моделирования позволяют одновременно исследовать ряд процессов – от осадконакопления и погружения до созревания керогена и многофазного течения флюидов (Пестерева и др., 2011; Al-Hajeri et al., 2009).

В настоящее время существует достаточно большое количество программ бассейнового моделирования, среди которых наиболее известны PetroMod, TEMIS, TRINITY и Basin2. В России также разрабатываются несколько таких программных комплексов, среди них можно выделить ГАЛО (ВНИИгеосистем) и Sedim1– 3D (МГУ). Каждая система математического моделирования бассейнов представляет пакет программ для персональных компьютеров, позволяющий численно реконструировать историю погружения и эволюцию температурных условий пород осадочного чехла и фундамента и на основе этого восстанавливать историю реализации нефтегазогенерационного потенциала материнских толщ осадочного бассейна (Галушкин, 2007). Наиболее эффективной для решения вопросов прогноза нефтегазоносности является программа PetroMod, разработанная компанией Schlumberger.

В 2016 г. геологический факультет ПГНИУ приобрел академическую лицензию передовой системы бассейнового моделирования PetroMod. Данная технология является основным стратегическим инструментом оценки риска поисковоразведочных работ и средством поддержки принятия решений в мировых нефтегазодобывающих компаниях. Программный продукт PetroMod позволяет определить историю генерации углеводородов области интереса в масштабе геологического времени, путей миграции, число и тип накоплений нефти и газа в поверхностных и пластовых условиях. Он предоставляет полную линейку передовых 1D/2D/3D технологий с техническими характеристиками, уникальными в нефтегазовой индустрии настоящего времени.

1D моделирование по данным бурения параметрической скважины Волимская-1

выполнено с помощью модуля PetroMod 1D. Данный модуль может использоваться как независимая программа или в комплексе с PetroMod 2D и 3D. Откалиброванные модели скважин дают разнообразную информацию, такую как тренд теплового потока, которую в дальнейшем можно использовать при 2D и 3D расчетах. PetroMod 1D позволяет как создавать модели скважин, так и извлекать их из 2D и 3D моделей, производить быстрый анализ одномерных данных, калибровку 3D-моделей, визуализацию расчетов на графиках и мультиграфиках по стволу скважины или отдельных ячеек, представляющих интерес.

Как и в других системах бассейнового моделирования, на первом этапе была составлена модель современного строения и геолого-геофизических характеристик бассейна на основании возможно более полной базы данных по геологическому, геофизическому и геохимическому изучению района. Полный учет процессов, определяющих термический режим осадочной толщи бассейна, термической и тектонической истории литосферы (по показателю отражения витринита и другим критериям), а также анализ относительных вариаций амплитуд тектонического погружения фундамента являются необходимыми элементами систем моделирования осадочных нефтегазоносных бассейнов. На основе построенной модели выполняются расчеты для моделирования процессов погружения осадочных отложений, изменений давления и температуры, созревания керогена, а также первичной и вторичной миграции углеводородов и их накопления, затем на этой основе производится оценка перспектив нефтегазоносности осадочного бассейна. Калибровка результатов моделирования проводилась по данным независимых измерений температур и отражательной способности витринита (Галушкин, 2007).

С помощью 1D моделирования PetroMod по данным бурения скважины Во-лимская-1 были получены модели, отображающие современный геологический разрез, свойства горных пород скважины, историю осадконакопления, прогрева и нефтегазогенерации в исследуемом районе с возможностью анализировать не только современный геологический разрез, но и его состояние на любой момент времени в прошлом.

Обсуждение результатов и заключение

Разрез исследуемой скважины представлен преимущественно карбонатными породами от верхнеэмского и нижнеэй-фельского подъярусов девона и до четвертичной системы. Основные нефтематеринские толщи выделены в верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях, главным образом в нижнефранском подъярусе. Коллекторы разной емкости распространены по всему разрезу скважины от эйфельского яруса девонской системы и до ассельского яруса перми. В разрезе отмечены также флюидоупоры, прежде всего в визейском и кунгурском ярусах (Сташкова и др., 2004).

В результате 1D моделирования разреза скв. Волимская-1 построена модель изменения с глубиной температуры и отражательной способности витринита (рис. 1). На графике изменения с глубиной современной температуры прослеживается её постепенное увеличение до 50 °С на забое. График изменения отражательной способности витринита показывает её увеличение до 0,75 % на забое, значение Ro = 0,55 % достигается на глубине 1700 м, соответственно отложения девонской и нижневизейского подъяруса каменноугольной системы вступили в зону генерации нефти (стадии катагенеза по Вассо-евичу МК1–МК2), при этом на модели четко выделяется палеогеотермическое несогласие, выраженное скачком значений Ro с 0,25 до 0,3 %. На графике изменения во времени отражательной способности витринита видно, что нижне- и среднедевонские отложения достигли начальной стадии «нефтяного окна» на рубеже приуральской и биармийской эпох пермского периода (рис. 2). В связи с тем, что основные коллекторы и ловушки были сформированы к этому времени, создались благоприятные условия образования залежей углеводородов. На модели выде- ляются три основных этапа погружения: позднедевонский, раннекаменноугольный и среднекаменноугольно-раннепермский. При этом максимальная скорость осадконакопления наблюдалась в начале фамен-ской эпохи – около 290 м/млн. лет (рис. 3).

Рис. 1. Модель изменения с глубиной температуры и отражательной способности витринита по разрезу скв. Волимская-1

На модели погружения и нефтегенера-ции видно, что в главную зону нефтеобра-зования вступили отложения от нижнего отдела девонской системы до бобриков-ского и тульского горизонтов визейского яруса. Пику генерации нефти отвечают отложения до нижнефаменских включительно (рис. 4).

Полученные результаты 1D бассейнового моделирования параметрической скважины Волимская-1 с использованием

Рис. 2. Изменения во времени отражательной способности витринита нижне-и среднедевонских отложений скв. Волимская-1

Рис. 3. Модель погружения по разрезу скв. Волимская-1

Рис. 4. Модель прогрева и нефтегенерации по разрезу скв. Волимская-1 (красным цветом отмечены линии равных палеотемператур)

программного комплекса PetroMod подтвердили перспективность южной части Верхнепечорской депрессии для поисков месторождений нефти и газа, показали развитие благоприятных условий для вступления материнских пород северозападных районов Камско-Кинельской системы прогибов в главную зону нефте-образования.

PetroMod 1D даёт возможность оценить температуру и зрелость даже в сложных надвиговых структурах с объединением нескольких разрезов. Программа позволяет определить историю формирования каждого геологического разреза и объединить их в соответствующую геохронологическую последовательность, а также визуализировать сложную историю формирования системы в соответствии с глубиной, временем и погружением блоков (Керимов, 2011).