Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Углеводородные системы бассейнов различных гео динамических типов 9
1.1. Геодинамические типы бассейнов 9
1.2. Понятие углеводородной системы 16
1.3. Особенности геологического строения и ув систем бассейнов различных типов 18
Глава 2. Метод моделирования у в систем 38
2.1. История метода 38
2.2. Общие задачи бассейнового моделирования 42
2.3. Возможности существующего программного обеспечения и практические подходы 56
Глава 3. Особенности моделирования ув систем бассейнов различных типов 58
3.1. Базовый алгоритм 1 на примере бассейнов карского моря 59
3.2. Базовый алгоритм 2 на примере западно-сибирского бассейна 76
3.3. Базовый алгоритм 3 на примере бассейна загроса и гипотетический алгоритм 4 92
3.4. Возможности применения базовых алгоритмов для бассейнов других гео динамических типов 109
Заключение 124
Список сокращений 126
Литература
- Понятие углеводородной системы
- Особенности геологического строения и ув систем бассейнов различных типов
- Возможности существующего программного обеспечения и практические подходы
- Базовый алгоритм 2 на примере западно-сибирского бассейна
Введение к работе
Актуальность темы. В последние годы широкое развитие получил метод регионального моделирования (моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных (УВ) систем или бассейнового моделирования), однако не существует единого алгоритма моделирования, универсального для всех бассейнов. В работе продемонстрированы подходы, оптимальные для бассейнового моделирования с целью изучения и прогноза нефтегазоносности традиционных и нетрадиционных коллекторов бассейнов различных типов.
Цель диссертации заключается в том, чтобы показать взаимосвязь УВ систем с геодинамической природой осадочного бассейна, и предложить возможные алгоритмы моделирования УВ систем в зависимости от типа бассейна, в том числе для прогноза нефтегазоносности нетрадиционных коллекторов.
Основные задачи:
-
Провести анализ существующих классификаций осадочных бассейнов по принципу их геодинамической природы, определить и систематизировать основные особенности УВ систем бассейнов различных геодинамических типов в связи с определением базовых алгоритмов моделирования УВ систем.
-
Разработать базовые алгоритмы моделирования для бассейнов различных типов на примере бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна и части бассейна Загрос. Сделать рекомендации по применению базовых алгоритмов моделирования для бассейнов других геодинамических типов на основе особенностей их строения и УВ систем.
-
Охарактеризовать особенности формирования УВ систем в изучаемых бассейнах и дать прогноз их нефтегазоносности на основе моделирования.
Научная новизна диссертационного исследования заключается в установлении наиболее важных для проведения бассейнового моделирования особенностей УВ систем бассейнов различных геодинамических типов, в выработке специфических подходов к моделированию УВ систем с целью прогноза ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов. Кроме этого, в ходе работы сделан ряд выводов относительно строения рассматриваемых в качестве примеров бассейнов, формирования их УВ систем. Создана трехмерная модель Южно-Карского бассейна, на основе которой предложена модель формирования скоплений УВ за счет миграции из глубоких юрских материнских отложений. Сделаны выводы о преимущественной газоносности Северо-Карского бассейна на основе новой предложенной сеисмогеологическои модели. Дан прогноз УВ потенциала нетрадиционных коллекторов баженовской свиты в районе Мансийской синеклизы и
выделены перспективные зоны УВ скоплений на основе бассейнового моделирования с учетом формирования «органической» пористости нефтегазоматеринских отложений. Защищаемые положения:
-
Бассейны различных геодинамических типов характеризуются рядом особенностей генерационно-аккумуляционных углеводородных систем: в бассейнах первой группы, формирующихся в обстановках растяжения и погружения, процессы генерации контролируются погружением, преобладает миграция УВ по проницаемым толщам, распространение материнских пород, коллекторов и региональных покрышек контролируется палеофациальными условиями, широко развиты неантиклинальные ловушки; в бассейнах второй группы, формирующихся в обстановках сжатия, процессы генерации и миграции УВ, формирования ловушек зависят от тектонических процессов, погружение материнских толщ и созревание органического вещества может происходить за счет формирования надвигов, миграция - за счет формирования ослабленных зон вдоль тектонических нарушений, разломов.
-
С учетом отмеченных особенностей УВ систем при бассейновом моделировании следует применять один из четырех базовых алгоритмов, разработанных на примере бассейнов типа надрифтовой депрессии (Южно-Карский бассейн, часть Западно-Сибирского бассейна), пассивной окраины (Северо-Карский бассейн) и орогена столкновения (часть бассейна Загрос). Для бассейнов первой группы следует применять базовые алгоритмы 1 и 2, не предусматривающие проведение сложных структурных реконструкций, включающие седиментационное моделирование и прогноз распространения и исходного содержания органического вещества в материнских толщах. Для бассейнов второй группы - базовые алгоритмы 3 и 4, предусматривающие проведение сложных структурных реконструкций и моделирование миграции, связанной с разломными зонами. Базовые алгоритмы 2 и 4 предусматривают прогноз ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов - сланцевой нефти и газа.
-
В результате применения алгоритмов установлены особенности формирования УВ систем бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна в области Мансийской синеклизы и части бассейна Загрос:
-
В Южно-Карском бассейне УВ системы между собой взаимосвязаны. Наиболее значимые юрские материнские толщи в предолигоценовое время в центральной части бассейна достигли зоны генерации газа, а в краевых частях бассейна оставались в переделах зоны генерации нефти. Прогнозируется преимущественная газоносность бассейна.
-
В Северо-Карском бассейне ввиду глубокого погружения и высокой степени зрелости предполагаемых материнских толщ, в палеозойском комплексе ожидается преимущественная
газоносность. В качестве перспективных зон нефтегазонакопления выделяется Краснофлотский вал, поднятие Визе и седловина Макарова.
-
В области Мансийской синеклизы Западно-Сибирского бассейна отложения баженовской свиты обладают высоким нетрадиционным ресурсным потенциалом вследствие совокупности высокого содержания органического вещества, его повышенной степени зрелости, и образования «органической» пористости. По площади исследований наиболее перспективные области прогнозируются в районе Северо-Демьянского и Салымского поднятий.
-
В бассейне Загрос в южной части Курдского автономного района Ирака элементы УВ систем формировались на стадии развития бассейна пассивной окраины, заполнение ловушек происходило позднее, на стадии формирования орогена столкновения за счет миграции вдоль региональных разломных зон и надвигов. В связи с этим, перспективы связаны с приразломными структурами, расположенными на пути миграции УВ.
При личном участии автора работы выполнено бассейновое моделирование и анализ УВ систем для Южно-Карского и Северо-Карского бассейнов, западной части Мансийской синеклизы Западной Сибири. Проведено полевое изучение разреза и элементов УВ систем бассейна Загроса в южной части Курдского автономного района Ирака. Обобщены литературные данные и выявлены ключевые особенности УВ систем для различных типов бассейнов, предложены алгоритмы моделирования.
Практическая значимость работы. По результатам моделирования дан прогноз нефтегазоносности и выделены наиболее перспективные области скопления УВ в изучаемых бассейнах. Предложенные алгоритмы моделирования можно рекомендовать к использованию для решения практических задач прогноза ресурсного потенциала для других типов бассейнов, обладающих сходными характеристиками УВ систем, такими как: состав и характер распространения коллекторов, материнских толщ и покрышек, преобладающий тип ловушек, характер миграции углеводородов и др. Показано, в каких типах бассейнов целесообразно оценивать нетрадиционный ресурсный потенциал. Результаты работ выполненных в рамках диссертации использовались при подготовке планов ОАО «Газпром нефть» по лицензированию в РФ. Предложенные алгоритмы моделирования могут быть использованы при разработке методических рекомендаций для проведения бассейнового моделирования.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на российских и международных конференциях: 51 Saint Petersburg International Conference & Exhibition (EAGE, 2-4 апреля 2012 г., г. Санкт-Петербург); European Geosciences Union General Assembly 2012, (22-27 апреля 2012 г., г. Вена); Международный конгресс GeoHannover 2012:
GeoResourses for the 21st Century (1-3 сентября 2012 г., г. Ганновер); Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии Французского института нефти и компании «Beicip-Franlab» для решения задач разведки и разработки нефтегазовых месторождений» (19-21 марта 2012 г., г. Тюмень); IX Международная Конференция «Освоение шельфа России и СНГ-2012» (17-18 мая 2012 г., г. Москва); Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии» (25-29 сентября, 2012 г., г. Санкт-Петербург).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, включая тезисы и тексты докладов конференций, в том числе 7 статей в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: Нефтяное хозяйство, № 12, 2012 (2 статьи); Геология нефти и газа, №1/2, 2012; Нефтяное хозяйство, № 12, 2011 (2 статьи); Нефтяное хозяйство, №12, 2010; Вестник СПбГУ, сер. 7, вып. 4, 2006.
Фактический материал. При выполнении бассейнового моделирования были использованы геолого-геофизические данные ОАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть НТЦ», а также литературные источники и фондовые материалы. Характеристики углеводородных систем для бассейнов различных типов обобщены автором на основе изучения большого объема геолого-геофизической информации по бассейнам мира из опубликованных источников и комплексных баз данных, проводимого автором в течение нескольких лет работы. Кроме этого использованы результаты собственных полевых наблюдений в районе Северного острова архипелага Новая Земля (2005 г.), Скалистых гор (Канада, 2012 г.) и предгорий Загроса (Курдский автономный район Ирака, 2013 г.).
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения. Общий объем диссертации 138 страниц, в том числе 33 рисунка и 4 таблицы (в приложениях). Список литературы содержит 110 наименований.
Понятие углеводородной системы
В последние годы заметно возрос интерес к осадочным бассейнам (ОБ), и особенно к нефтегазоносным бассейнам (НГБ), их истории формирования и развития с позиции геодинамики и геотектоники (Хаин, 2001; Аплонов, 2001; Хаин, Ломизе 2005; Шеин, 2006), а также к вопросам взаимосвязи геодинамических циклов развития литосферы и осадочных бассейнов и их нефтегазоносности. Среди современных российских исследователей, уделяющих особое внимание этой проблеме, стоит отметить В.Е. Хаина, К.А. Клещева, B.C. Шеина, В.П. Гаврилова, A.M. Никишина, Ю.Г. Леонова и Ю.А. Воложа. Согласно современным представлениям, образование осадочных бассейнов обусловлено горизонтальными движениями литосферных плит и изостатическим выравниванием отдельных их частей (Шеин, 2006).
Проблема взаимосвязи нефтегазоносности и природы нефтегазоносного бассейна не может быть решена однозначно, так как абсолютно идентичных бассейнов не существует. Тем не менее, анализ бассейнов, их классификация, обобщение, поиск ключевых факторов, определяющих нефтегазоносность, представляет собой исключительно важную задачу для прогноза и поисков новых скоплений УВ не только в новых и недоразведанных бассейнах, но и в уже довольно хорошо изученных бассейнах, известные продуктивные комплексы которых уже находятся на стадии истощения.
Осадочные бассейны представляют собой крупномасштабные линзообразные геологические тела, формирующиеся в областях преобладающего прогибания земной коры в различных геодинамических обстановках и выполненные слабодеформированными осадочными отложениями. Вместе с тем существуют различные определения ОБ, в основе которых лежат их условия формирования. К примеру, в монографии (Allen, Allen, 2005) ОБ рассматриваются как «области длительного прогибания земной поверхности, основными движущими силами которого являются процессы, протекающие в астеносфере». ОБ классифицируются по типу литосферного субстрата (континентальные, океанические, переходные), их положению относительно плитных границ (интракратонные, окраинноплитные) и по типу движения литосферных плит, с которыми связан бассейн (дивергентный, конвергентный, трансформный).
В соответствии с геодинамическими циклами развития, а также и с изостатическими процессами, протекающими в земной коре, классифицируются осадочные бассейны B.C. Шейным. Согласно (Шеин, 2006), бассейны формируются как во время дивергентного периода развития литосферы, так и во время конвергентного периода и периода блокового расчленения литосферы (период изостатического выравнивания).
В понимании Ю.И. Галушкина, структура осадочного бассейна также является «результатом длительной и часто многоэтапной эволюции...» и анализ бассейна «должен базироваться на эволюционном ряду развития литосферы» (Галушкин, 2007).
Коллектив авторов одной из самых обширных отечественных монографий последних лет, посвященной проблеме осадочных бассейнов (Леонов, Волож, 2004), в качестве ОБ рассматривает «современные отрицательные структуры осадочного чехла, т.е. впадины, заполненные осадочными или осадочно-вулканогенными породами, в их современной конфигурации», при этом разрез ОБ включает последовательность пород, образовавшихся в исторически сменявших друг друга палеобассейнах, контуры которых не обязательно совпадали с контуром сформировавшегося в итоге ОБ.
По определению А. М. Никишина, осадочный бассейн - это «область консолидированной земной коры любого типа, перекрытая чехлом недеформированных, либо слабодеформированных осадков», что так же подразумевает разнообразие вариантов формирования ОБ и возможность их заложения как на континентальной, так и на океанической коре (Никишин, 2001). По Никишину A.M., бассейны подразделяются на следующие типы:
отшнурованные бассейны, остаточные бассейны, новообразованные бассейны (прогибы, сформировавшиеся за счет погружения коры).
В осадочных бассейнах могут существовать условия, благоприятные для формирования УВ систем, в таком случае осадочный бассейн может являться нефтегазоносным (НГБ). НГБ, в свою очередь, характеризуются различными условиями формирования и степенью интенсивности деформаций осадочного чехла, что непосредственно оказывает влияние и на УВ системы.
Изначально понятие «нефтегазоносный бассейн» в отечественной геологии было предложено И. О. Бродом в 1947 г. в качестве альтернативы существовавшему ранее понятию нефтегазоносной провинции. Не смотря на то, что понятие нефтегазоносной провинции используется до сих пор наряду с понятием нефтегазоносного бассейна, существующие подходы призваны решать задачи разной направленности (Каламкаров, 2005). Появление понятия нефтегазоносного бассейна было вызвано необходимостью отразить связь нефтегазообразования с осадочными бассейнами (Баженова и др., 2000). Основы бассейнового анализа были разработаны в этот же период И. О. Бродом и Н. А. Еременко, позднее метод получил развитие в работах В. Е. Хаина, Н. Б. Вассоевича и других российских и зарубежных исследователей (Дмитриевский, 1998).
Как отмечают Дьяконов и др., НГБ «первоначально диагностировались по структурно-геоморфологическим признакам, что позволило впервые произвести выделение бассейнов на всех материках и на шельфе». Позднее была предложена классификация НГБ по морфогенетическим признакам, где НГБ рассматривался именно как геологическое тело, сложенное осадочными породами, при эволюции которого происходит генерация, эмиграция, миграция и формирование скоплений УВ. В соответствии с этой типизацией НГБ, онтогенез нефти связывается с историей развития бассейна (Дьяконов и др., 2002). На основе генетических классификаций НГБ было произведено районирование материков и Мирового океана (Хаин, 2001).
Особенности геологического строения и ув систем бассейнов различных типов
По представлениям (Peters et al 2009), бассейновое моделирование и моделирование УВ систем не одно и то же. Тем не менее, часто в литературе эти термины используются как синонимы, а разработчиками ПО для моделирования УВ систем часто применяется упрощенный термин «бассейновое моделирование». Далее в работе термины «бассейновое моделирование» и «моделирование УВ систем» используются как взаимозаменяемые, и означают моделирование бассейна и сформированных в нем УВ систем.
Модель УВ систем - это цифровая модель, в которой взаимосвязанные процессы УВ систем и их результаты могут быть воспроизведены с целью их лучшего понимания и прогноза (Hantschel, Kauerauf, 2009).
Модель УВ систем - это динамическая модель, она позволяет воссоздать в цифровом формате процессы генерации, миграции, аккумуляции и потери нефти и газа в УВ системе в течение геологического времени. Это одномерное (ID), двумерное (2D) или трехмерное (3D) представление геологических данных в области интереса, которые могут представлять собой как модель отдельно взятой области дренирования, так и всего бассейна целиком (Hantschel, Kauerauf, 2009).
Основная цель моделирования УВ систем - снижение геологических рисков, связанных с заполнением ловушки, качеством коллектора (в некоторых случаях), качеством покрышки, соотношением между временем формирования коллектора, покрышки, ловушки и ее заполнением.
Часто при оценке геологических рисков все факторы риска (наличие и качество коллектора, покрышки, ловушки, сохранности, генерации, миграции и заполнения) оцениваются отдельно. Очевидно, что большинство факторов геологического риска возможно оценивать комплексно на основе выверенной и хорошо откалиброванной модели, при этом наиболее важно оценить риск, связанный с заполнением ловушки. Как утверждают (Hantschel, Kauerauf, 2009), вместе с вероятностными методами оценки геологических рисков моделирование УВ систем должно занимать определенное место в системе оценки рисков геологоразведочных работ.
Впервые метод бассейнового моделирования появился в 80-ых годах прошлого века (Hantschel, Kauerauf, 2009). Первоначальная концепция моделирования представляла собой создание мульти-Ш модели теплового потока и последующее моделирование зрелости материнских отложений, расчеты генерации УВ с построением карт эмиграции УВ (или карт плотностей эмиграции УВ). Одна из основных задач бассейнового заключалась в расчетах и калибровке тепловой истории за время геологической эволюции бассейна. К настоящему времени расчеты моделей тепловой истории бассейнов являются общепринятой процедурой, существует набор специально разработанных формул и уравнений, по которым осуществляются расчеты.
Вторым важным вопросом, который ставился при бассейновом моделировании на этом этапе, был прогноз поровых давлений. Однако, все расчеты в тот период времени выполнялись в формате ID (по скважинам), так как технические возможности компьютеров были ограничены и не позволяли проводить расчеты мультифазных флюидных потоков, поэтому и моделирование аккумуляции УВ не возможно было выполнить адекватно. На том этапе строились профили термической зрелости по нескольким скважинам для того, чтобы впоследствии построить карты зрелости, генерации УВ и определить пик генерации УВ во времени. Такой подход до сих пор используется для построения экспресс-моделей или при существенных ограничениях данных для получения первого представления об очагах генерации.
С 1990 по 1998 г. стандартом в нефтяной отрасли стали программные продукты нового на то время поколения. Одной из самых главных отличительных особенностей стала возможность осуществления расчетов флюидных потоков для трех фаз: воды, жидкой нефти и газа. В коммерческих программных пакетах была реализована «2D Дарси» модель флюидного потока, а также возможность анализа потоков миграции УВ по картам. Модель Дарси, основанная на дифференциальном уравнении для нескольких флюидных фаз, позволяла оценить миграцию УВ, аккумуляцию и надежность покрышки. Однако такие модели были ограничены 2D форматом, так как требовали больших мощностей для расчетов. Инструмент расчетов путей миграции по карте перераспределял «сгенерированные» УВ по поверхности коллектор-покрышка. Расчеты количества скопленных в резервуарах УВ осуществлялись путем пересчетов массы и объемов накопленных УВ. Такой подход базировался на ряде грубых приближений и допущений относительно потока флюидов, однако он учитывал возможность горизонтального перетока из одной дренажной области в другую и прорыва флюидов, когда давление колонны превышало удерживающую способность покрышки. Большинство моделей в это время строилось в формате 2D на основе сейсмогеологических профилей. Рассчитанные объемы сгенерированных и мигрированных УВ впоследствии использовались для анализа путей миграции по картам. При том, что 2D модель Дарси работает довольно хорошо, на практике результаты такого моделирования использовались относительно редко, так как нельзя было не учитывать возможность миграции УВ в пространстве, т.е. за пределом сечения профиля. Другими важными инновациями этого этапа стали возможности моделировать специфические геологические процессы, такие как соляная тектоника, магматические интрузии, учитывать свойства разломов, диффузию, цементацию, образование трещин.
В 1998 г. появилось очередное «новое» поколение программного обеспечения, которое изменило стандартные подходы бассейнового моделирования. Многие новшества были связаны со свойствами резервуаров и миграцией УВ. Разработчики ПО сфокусировались на разработке 3D симуляторов и улучшении возможностей калькуляторов. С этого времени расчеты тепловой истории и порового давления стало возможно осуществлять в полноценном 3D формате. Это потребовало большей информации, интерпретации и картирования более широкого набора горизонтов вместо только лишь коллекторских горизонтов, которые использовались ранее. Модель трехфазного потока Дарси была реализована в 3D формате, однако требовались довольно большие усилия и технические мощности для расчетов. Вместе с тем, модель необходимо было чрезмерно упрощать, что приводило к значительным искажениям геометрии пластов. Кроме этого, на практике невозможно было просчитать истинную модель Дарси, поэтому были разработаны три альтернативы для расчетов трехмерной миграции. Одна из них заключалась в применении расчетов путей миграции по карте (уже известная и применяемая в то время). Другие две стали новыми разработками: гибридный симулятор флюидного потока и подход IP {«Invasion Percolation»). Этот подход предполагает, что в геологическом масштабе времени УВ флюиды в бассейне перемещаются мгновенно по действием сил всплытия и капиллярного давления без учета фактора времени миграции. Такой подход удобен для моделирования миграции по разломам. Метод особенно эффективен для однофазной миграции. В гибридных моделях флюидного потока модель Дарси применялась только в областях низкой проницаемости, что существенно экономило время, затрачиваемое на расчеты.
Возможности существующего программного обеспечения и практические подходы
Бассейновое моделирование в последние годы стало применяться и для изучения нетрадиционных источников УВ. К нетрадиционным источникам УВ относятся различные виды скоплений, такие как: нефтяные (битуминозные) пески, сланцевый газ и сланцевая нефть, нефтяные сланцы, газовые гидраты, метан угольных пластов, разработка которых связана с технически сложными и дорогостоящими методами извлечения.
За последнее десятилетие нетрадиционные УВ произвели настоящую революцию в нефтегазовой отрасли. Только за счет оценки запасов нефтяных песков в январе 2003 года Канада вышла на второе место в мире по запасам нефти. Примерно в это же время на Северо-Американском континенте получило развитие другое направление нетрадиционных источников УВ -сланцевый газ. Промышленное освоение сланцевого газа было начато в США в 2002 г. на месторождении Барнетт.
Появление технологии добычи сланцевой нефти позволили предотвратить падение добычи нефти в США, где в последние годы основной прирост добычи нефти происходит преимущественно за счет сланцевых месторождений Баккен и Игл Форд. Такая статистика не могла не вызвать реакцию в мировой нефтегазовой отрасли, и не смотря на наметившиеся трудности в развитии сектора нетрадиционных УВ, связанные со снижением цен на нефть и газ, а также с экологическими вопросами, нетрадиционные УВ активно изучаются во всем мире и особенно внимание привлекает сланцевый газ и сланцевая нефть.
В России залежи нефти в сланцевых толщах баженовской свиты стали известны еще три десятилетия назад. В Салымском районе продуктивность баженовской свиты была установлена в период разведочного бурения в 60-е годы (Дорофеева, 1983).
Залежи сланцевого газа и сланцевой нефти непосредственно находятся в нефте- или газоматеринской толще, и поэтому могут иметь огромные площади распространения и не контролируются структурным фактором. До сих пор не существует универсального способа оценки ресурсов и запасов нетрадиционных нефти и газа, а традиционный объемный метод в данном случае не работает, так как морфология залежи и ее объем не могут быть определены однозначно.
УВ системы, включающие промышленные залежи сланцевой нефти или сланцевого газа, с одной стороны, являются совершенно обычными или традиционными УВ системами, где кроме традиционных коллекторов залежи формируются внутри самой материнской толщи за счет остаточного УВ насыщения. В то же время, не в каждой УВ системе материнские отложения находятся на благоприятных с точки зрения технологий глубинах. Поэтому такие УВ системы, в которых возможны промышленные скопления сланцевых УВ (нефти или газа), которые могут быть извлечены существующими методами, можно назвать нетрадиционными УВ системами.
Как сказано выше, отличительными особенностями нетрадиционных УВ систем является залегание сланцевой толщи на технологически и экономически приемлемых глубинах. К примеру, баженовская свита, которая в последние годы рассматривается как основной объект изучения перспектив освоения сланцевой нефти в России, залегает на глубине более 2 км, в Аргентине - около 3 км., а для сравнения, в США глубина залежей сланцевой нефти преимущественно небольшая, около 350-450 м. Учитывая специфику технологий, разработка сланцевого газа и нефти в настоящее время применима только в условиях суши (необходимость бурения большого количества скважин). Такие условия существуют в бассейнах, где материнские толщи сначала были погружены на глубину достаточную для генерации УВ, а потом за счет воздымания (аплифта) и частичной эрозии вышележащих отложений оказались на меньших глубинах, такие как, к примеру, бассейны надрифтовых депрессий, предгорных прогибов (в их деформированных частях, приподнятых за счет напряжения со стороны складчатой системы) и внешних зон складчатых систем, либо в бассейнах с высоким тепловым потоком, где материнские толщи достигли нефтяного или даже газового окна, погрузившись на небольшую глубину, как, например, в рифтогенных бассейнах.
Бассейны современных пассивных окраин не рассматриваются с точки зрения сланцевой нефти по двум причинам. Первая причина - глубина воды, препятствующая осуществлению разработки. Вторая причина в том, что в условиях пассивных окраин НГМ толщи синрифтового комплекса погружены на большие глубины и часто являются подсолевыми, а пострифтовые материнские отложения стадии развития пассивной окраины там, где достигли зрелости, также погружены на большие глубины из-за пониженного теплового потока и «растянутой» шкалы катагенеза.
Баженовская свита является главной нефтематеринской свитой Западной Сибири (Брадучан и др., 1986; Конторович, Сурков 2000; Конторович, 2009; Ulmishek, 2003). За длительную историю изучения баженовской свиты получено много данных, накоплен определенный опыт и выработаны подходы к разработке продуктивных объектов. В случае успешного применения технологий извлечения нефти, по объемам запасов и уровню добычи «бажен» может встать в один ряд с формациями Баккен, Иггл Форд, Вака Муэрта и др. источниками сланцевой нефти, широко известными в мире. Отложения баженовской свиты имеют глинисто-карбонатно-кремнистый состав и представлены несколькими типами пород: кремнистыми глинами, силицитами (радиоляритами) и карбонатами (преимущественно вторичными известняками и доломитами) (Дорофеева, 1983; Филина и др., 1984; Брадучан и др., 1986; Афанасьев и др., 2010). В последнее время баженовская свита рассматривается как один из важных объектов для восполнения нефтяной ресурсной базы страны. В условиях снижения добычи из традиционных залежей изучение и оценка ресурсного потенциала баженовской свиты является особенно актуальной задачей.
Базовый алгоритм 2 на примере западно-сибирского бассейна
Триасовые УВ системы наименее изучены. На севере Ирака, в т.ч. в Курдском автономном районе Ирака отложения триаса представляют собой мощную толщу плотных карбонатов, мергелей и эвапоритов с тонкими прослоями доломитов, которые выступают в качестве коллекторов. Данные об элементах этих систем имеются только лишь по нескольким скважинам на северо-западе Ирака и в восточной Сирии. Материнские породы, известные в восточной Сирии, - это верхнетриасовые сланцы небольшой мощности формации Курра Чине (Сорг до 3,1 %) и нижнетриасовые сланцы формации Аманус Шейл (Сорг до 3,9 %). В Курдском автономном районе Ирака триасовые материнские отложения представлены битуминозными карбонатами и находятся на стадии газового окна в области предгорного прогиба и в зоне нефтяного окна в области сильной складчатости. Пика генерации триасовые материнские толщи в области предгорного прогиба достигли в позднем мелу. Коллекторы присутствуют в карбонатных отложениях формаций Гели Хана и Курра Чине. Качество резервуаров изменяется в зависимости от интенсивности доломитизации. Зоны улучшенной проницаемости связаны с трещиноватостью. В этих резервуарах известны месторождения в области предгорного прогиба на севере и северо-западе Ирака. Покрышками являются преимущественно ангидриты, переслаивающиеся с карбонатными коллекторами (Aqrawi et al, 2010; Jassim 2006). В итоге, в регионе можно выделить УВ системы Курра Чине и, предположительно, Курра Чине - Гели Хана и Аманус Шейл - Гели Хана.
УВ системы юрского возраста формируются с участием регионально распространенных материнских отложений среднеюрских формаций Саргелу (мощность до 400 м., Сорг 1,7-7,6%,) и Наокелекан (мощность 45 м., Сорг до 13,2%, в среднем около 5%). Эти НГМ отложения вступили в нефтяное окно в Эоцене (35 млн. лет назад), в настоящее время находятся на стадии газообразования. УВ система Саргелу-Найрнай является одной из самых важных в Ираке. Также нефтематеринскими являются отложения верхнеюрско-нижнемеловой формации Чиа Гара, однако их свойства не выдержаны и существенно изменяются по площади (Сорг местами до 20 %). Формация Чиа Гара является возрастным аналогом баженовской свиты и накапливалась в условиях аноксии в заливах океана Нео-Тетис. Киммериджские отложения формации Барсарин характеризуются Сорг до 7,79%. Качество юрских коллекторов (формации Наймах, Булмах, Саргелу и Адайа-Му-Алан) сильно зависит от развития вторичной пористости доломитизации и трещиноватости. Основным продуктивным коллекторским горизонтом среди юрских является Наймах, пористость его достигает 20%-30%. Региональной покрышкой служат эвапоритовые отложения формации Готниа, изменчивые по площади, из-за чего возможны перетоки в вышележащую меловую УВ систему. Так средне-верхнеюрские НГМ толщи могут питать как юрские, так и меловые резервуары. На севере Ирака в зонах отсутствия покрышки формации Готниа миграция проходила из юрских материнских отложений в меловые резервуары Харта (Пилснер) и Джерибе (Aqrawi et al, 2010). Меловые УВ системы формируются с участием нижнемеловых материнских отложений формации Нижний Баламбо (Сорг 0,9 %, эффективная мощность от 100 до 700 м.). Эта формация считается основной материнской толщей для месторождения Киркук (рис. 26). В нефтяное окно материнские толщи вступили в раннем Миоцене, к настоящему времени они достигли пика генерации. Коллекторами для меловых УВ систем в северном Ираке являются отложения формации Камчука (продуктивный горизонт на месторождениях Киркук и Мосул). Карбонатные отложения формаций Шираниш, Харта и Кометан также являются коллекторами трещинного типа. Меловые УВ системы наиболее изучены, однако, еще требуется большая работа по корреляции УВ флюидов и материнских толщ. В итоге, месторождения Киркук и Мосул являются результатом работы УВ системы Нижний Баламбо-Камчука. Взаимосвязь других материнских отложений и резервуаров необходимо изучать дополнительно, особенно с учетом перетоков из нижележащих материнских отложений.
Кайнозойские (третичные) УВ системы формируются с участием материнских отложений формации Аалиджи палеоцен-раннеэоценового возраста. Зрелость отложений этой формации остается под вопросом, но есть предположение, что эта формация может быть достаточно зрелой для генерации нефти в районе месторождения Бадра на востоке Месопотамской зоны (рис. 25). В Сирии также имеются свидетельства наличия палеогеновых материнских отложений. Коллектора третичного возраста хорошего качества связаны с разнообразными по фациальному составу отложениями карбонатных платформ, нефти в них тяжелые (на северо-востоке Ирака) и легкие (в районе поднятия Мосул). Основные коллекторы третичного возраста (к ним применяется термин «главный известняк») представлены отложениями формаций Джерибе, Евфратес, группы Киркук, а также нижней часть формации Фата (Нижний Фарс). Они имеют большое значение в области предгорного прогиба. Другие менее значимые коллекторские горизонты представлены формациями Авана, Пила Спи, Джеркус, Аалиджи, Умм Эр Радхума, Джаддала и Гар. Покрышками для них являются регионально распространенные ангидриты формаций Дибан (нижний миоцен) и Фарха (Нижний Фарс) (средний миоцен). Фарха является наиболее эффективной покрышкой в третичных отложениях. Структурообразование в области предгорного прогиба происходило, главным образом, в Плиоцене.
С третичными системами связан пояс тяжелой нефти на востоке Ирака. Так как третичные и меловые материнские отложения незрелые или находятся на ранней стадии генерации, в большинстве случаев резервуары заполняются за счет вертикальной миграции из юрских и меловых НГМ пород или за счет перетоков из меловых резервуаров. К примеру, легкая нефть на месторождении Киркук мигрировала из более глубокого очага по разломам (нижнемеловые и юрские материнские отложения) (Aqrawi et al, 2010).
Курдский автономный район Ирака включает частично Месопотамский бассейн и внешнюю зону складчатой системы Загроса и обладает огромным УВ потенциалом. В 2013-2014 г. в «Газпромнефть НТЦ» для этого региона было выполнено бассейновое моделирования с целью прогноза и оценки объемов скоплений. Бассейновое моделирование выполнено совместно со специалистами Beicip Franlab (IFP Group) с применением ПО Ceres, а также дополнительных ПО для проведения структурных реконструкций: LithoTect, 2D Move, Gocad. Автор принимала участие непосредственно в полевом изучении разреза бассейна, а также в планировании и разработке алгоритма бассейнового моделирования для этого бассейна.