Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности геологического строения Кыулонгского бассейна 14
1.1. Стратиграфия кайнозойского осадочного чехла и докайнозойского фундамента 15
1.2. Тектоника Кыулонгского бассейна 23
Глава 2. База данных и методика проводимых исследований 29
2.1. Геолого-геофизические данные, используемые для проводимых исследований 29
2.1.1. Сейсмические материалы 29
2.1.2. Скважинные данные 32
2.2. Методика проводимых исследований 41
2.3. Технология моделирования углеводородных систем 45
Глава 3. Нефтегазаносность и генерационно-аккумуляционные углеводородные системы Кыулонгского бассейна 51
3.1. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы Кыулонгского бассейна 54
3.1. Нефтематеринские толщи 57
3.2. Породы-коллекторы 75
3.2.1. Породы-коллекторы олигоценового возраста 75
3.2.2. Породы-коллекторы миоценового возраста 87
3.2.3. Коллекторы кайнозойского фундамента 91
3.3. Породы-покрышки 96
3.4. Ловушки углеводородов 99
Глава 4. Моделирование генерационно-аккумуляционных систем Кыулонгского бассейна 102
4.1. Формирование и анализ выходных данных для моделирования генерационно-аккумуляционных систем 102
4.2. Геохимические параметры материнских пород 106
4.3. Поправочные параметры для входных данных 109
4.4. Специализированные карты, используемые для создания 3D модели 112
4.5. Калибровка граничных параметров по результатам 1D модели 120
Глава 5. Модели генерационно-аккумуляционных углеводородных систем в Кыулонгском бассейне и геологические процессы, обеспечивающие формирование скоплений угеводородов 135
5.1. Структурная модель Кыулонгского бассейна 135
5.2. Модели генерации углеводородов в Кыулонгской олигоценовой и миоценовой ГАУС 141
5.3. Модели миграции и аккумуляции углеводородов 153
Глава 6. Перспективы поисков скоплений углеводородов в Кыулонгском бассейне 168
Заключение 177
Список литературы 181
- Тектоника Кыулонгского бассейна
- Нефтематеринские толщи
- Специализированные карты, используемые для создания 3D модели
- Модели миграции и аккумуляции углеводородов
Введение к работе
Актуальность работы. Кыулонгский бассейн является самым богатым из семи
осадочных бассейнов на континентальном шельфе Вьетнама. По состоянию на 2017 г. в
пределах бассейна были проведены значительные объемы 2D и 3D сейсмических работ,
пробурено более 600 поисково-разведочных, оценочных и эксплуатационных скважин,
открыты 18 нефтегазовых месторождений, в том числе 15 были введены в эксплуатацию
(Белый Тигр, Дракон, Черный Лев, Желтый Тунец и др.) с общей накопленной добычей
около 410 млн т нефти. Кроме того, были выявлены многочисленные нефтегазовые
скопления, которые в настоящее время находятся в процессе доразведки и оценки запасов.
Для обеспечения внутренних потребностей в углеводородном сырье и экспорта, перед
нефтегазовой отраслью стоит важная задача – поддерживать и увеличивать объем
добычи нефти и газа за счет поисково-разведочных работ во всех бассейнах на шельфе
Вьетнама. Снижение ресурсной базы и падающая добыча УВ на крупных
месторождениях на шельфе (Белый Тигр, Дракон, Ранг Донг, Руби, Лан Тау, Черный
Лев, Жёлтый Лев и др.) делают задачу разработки новой стратегии развития сырьевой
базы СРВ весьма актуальной. В связи с этим выявление условий формирования
нефтегазоносности, создание научно обоснованных моделей генерационно-
аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна и оценка на их основе перспектив нефтегазоносности является актуальной задачей перед топливно-энергетическим комплексом СРВ.
Цель диссертации. Выявить условия формирования нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна и перспективы поисков скоплений нефти и газа на основе комплексного анализа результатов геолого-геофизических, геохимических исследований и моделирования углеводородных систем.
Объектом исследований являются лицензионные участки Кыулонгского бассейна, включая малоизученную часть (блоки: 25, 17, 16-2, 16-1, 16-1/03, 15-2/01, 15-1/05, 09-3, 09-2/08, 09-2/09, 02/10, 01/10) и др.
Предметом изучения являются кайнозойские отложения Кыулонгского бассейна, процессы генерации углеводородов в нефтегазоматеринских толщах и их последующая миграция, аккумуляция и консервация в ловушках.
Основные задачи:
-
Определить особенности геологического строения Кыулонгского бассейна.
-
Сформировать базу входных параметров для моделирования углеводородных систем, состоящих из результатов геофизических (сейсмических и ГИС) и геохимических исследований.
-
Проанализировать результаты геохимических исследований органических веществ и нефти олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна.
-
Исследовать условия формирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем и их элементов – нефтегазоматеринские толщи, коллекторы и флюидоупоры, ловушки олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна.
-
Моделирование геологических процессов – генерации, миграции и аккумуляции УВ, обеспечивающих эволюцию ГАУС и формирование скоплений УВ.
-
Определить перспективы нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна.
Методы для решения поставленной задачи:
Пиролитические исследования образцов пород методом Rock-Eval. Биомаркерные исследования нефти
Моделирование углеводородных систем
обеспечения Рetromod и Petrel компании Schlumberger.
Научная новизна работы:
-
Выделены олигоценовая и миоценовую ГАУС Кыулонгского бассейна, изучены элементы и геологические процессы в этих системах, на основе анализа результатов геохимических исследований и моделирование углеводородных систем.
-
Восстановлены процессы трансформации органического вещества во времени и глубины порогов зрелости материнских пород, определены геохимические свойства и происхождение нефти на основе геохимических исследований органического вещества и нефти.
-
Созданы серии специализированных карт: карты геохимических параметров материнских пород; карты параметров граничных условий HF, PWD, SWIT; карты палеогеографических обстановок осадконакопления карты фаций отложений каждой толщи; карты поправочных параметров (карты изолиний Ro и изолиний геотермальных градиентов), позволяющие 3D моделирование углеводородных систем.
-
Создана 3D структурная модель с учетом влияния разломной тектоники, являющаяся структурно-тектоническим каркасом для трехмерной модели углеводородных систем Кыулонгского бассейна. Смоделированы процессы развития основных нарушений с целью выявления геологического времени их влияния на формирование скоплений УВ.
-
Созданы 3D модели генерации, миграции и аккумуляции углеводородов (УВ) с целью исследования этих процессов, обеспечивающих формирование УВ систем и локальных скоплений нефти и газа, позволяющие определить объемы эмигрировавших и аккумулированных в ловушках углеводородов.
Практическая значимость. Оценены перспективы нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна, определены первоочередные объекты для поисков скоплений УВ и построены карты распределения скоплений углеводородов в отложениях толщи В1 нижнего миоцена, толщи C верхнего олигоцена СГ-7 и толщи Е (неразделенные толщи СГ-10 и СГ-11, так как все выявленные скопления УВ в отложениях СГ-10 присутствуют и в отложениях СГ-11). Были определены параметры скоплений, включающие объемы пород-коллекторов, амплитуды структур, высоты продуктивной толщи и объемы ресурсов УВ, аккумулированных в ловушках. В отложениях олигоцена и миоцена рекомендованы 11 новых объектов для поисков скоплений УВ в Кыулонгском бассейне. Определен суммарный объем нефти и газа, аккумулированных в коллекторских горизонтах нижнего миоцена и олигоцена Кыулонгского бассейна, который составляет 1885,38 млн м3 нефти и 495,9 млрд м3 газа.
Публикации и апробация работы. По теме диссертационной работы опубликовано 8 печатных работ, 2 в изданиях, рекомендованных ВАК, 4 в системе
применением программного
Scopus. Сделаны доклады на конференциях: Геомодель-2015 и Геомодель-2016, Губкинские чтения (Москва, 2016) и на 70-й международной молодежной научной конференции "Нефть и газ" (Москва, 2016).
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 180 страниц, включая 122 рисунка и 27 таблиц. Библиографический список включает 60 наименований.
Тектоника Кыулонгского бассейна
Общей чертой тектонического строения перечисленных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) окраинных морей западной части Тихоокеанского подвижного пояса является близость к зонам субдукции. В результате которой сформировались глубоководные желоба и происходит разрядка возникающих литосферных напряжений в виде землетрясений и вулканических извержений магмы и газа. Это привело к образованию самой сейсмоактивной зоны на Земле, названной Тихоокеанским огненным кольцом (The Pacific Ring of Fire). В тектоническом плане изучаемый регион южного шельфа Вьетнама с сопредельными территориями и акваториями находится в южной части Евразийской плиты, с трех сторон окруженной зонами субдукции: на востоке к ней примыкает Филиппинская плита, на юго-востоке Тихоокеанская, на юге и западе Индо-Австралийская. Формирование и развитие кайнозойских осадочных бассейнов на активной континентальной окраине юго-восточной Азии связаны с субдукцией Индо-Австралийской плиты под Евро-Азиатскую плиту в северо-восточном и юго-западном меридиональном направлениях; западным спредингом Тихоокеанской плиты; столкновением Индо-Австралийской и Евро-Азиатской плит вдоль Гималайских хребтов и юго-восточным продвижением Индосинийской плиты вдоль зон сдвига Красной реки и Трех Пагод. В результате разнонаправленных тектонических растягивающих движений в разных периодах рифтогенеза, начавшихся с позднего мела, сформированы современные геоструктурные элементы шельфа юго-восточной Азии (Богоявленский, 2016).
Кыулонгский бассейн является наиболее типичным рифтовым бассейном, который формировался и развивался на поверхности докайнозойского фундамента. В отличие от других бассейнов в юго-восточной Азии, Кыулонгский наиболее обособлен и приурочен к склону стабильного Индосинийского срединного массива, в пределах которого позднефанерозойские тектоно-орогенические движения проявлялись в ослабленном виде. Тем не менее северному плечу Кыулонгского рифта были свойственны магматические процессы как позднемезозойского, так и кайнозойского времени.
Тектоническая деятельность в данном районе приводила к формированию сложного строения поверхности фундамента, что является особенностью района в морфологическом отношении. Поверхность фундамента разделена на грабены и приподнятые блоки, ограниченные разрывными нарушениями [21].
В олигоценовом периоде все основные структурно-тектонические элементы, которые развивались в фундаменте, продолжили свое развитие и в разрезе олигоцена. В морфологическом отношении, влияние структурно-тектонического строения фундамента на облик разреза олигоцена уменьшается снизу-вверх.
В миоцен-плиоценовом периоде, тектоническая деятельность характеризуется стабильностью развития, выполаживанием структурных планов и внезапным прекращением ряда разрывных нарушений [25].
В кайнозойской истории геолого-тектонического развития Кыулонгского бассейна выделено 3 периода рифтогенеза [2](рис.1.3). Дорифтовый период (поздний палеоцен)
В мезозойском периоде, Кыулонгский бассейн находился под влиянием погружения Тихоокеанской плиты. При этом формировалась обратная дуга растяжения от южного Вьетнама до магматического района “Иеншон” юго-восточного Китая, протягиваясь вдоль границы Евразийской плиты. Магматическая деятельность происходила еще до этого периода, что подтверждается появлением магматоидов кислого состава на суше и в разрезах пробуренных скважин на Кыулонгском бассейне (Белый Тигр, Дракон, Заря). В конце мела – начале палеогена произошел обширный подъем территории, вследствие чего гранитоиды вышли на поверхность и подвергались длительным процессам выветривания и размыва. Раскрытие Восточного моря в юго-восточномсеверо-западном направлении сопровождалось формированием рифтовых зон северо-восточного юго-западного простирания и активным горстообразованием, завершенным длительным перерывом в осадконакоплении [40].
Синрифтовый период (поздний эоцен - олигоцен)
В эоценовом периоде столкновение между Евразийской и Австралийской плитами привело к формированию ряда систем больших сдвигов по северо-северо-восточномуюго-юго-западному направлению. Кыулонгский бассейн сформирован в результате растяжения земной коры в юго-восточном направлении по двум большим системам нарушений: Красной Реки на востоке и Три Пагоды на западе. Система нарушений северо-восточногоюго-западного простирания появилась на поверхности и представлена древними разломами, которые, вероятно, сформировались в период раннего олигоцена или позднего эоцена. Поздняя фаза растяжения продолжалась до конца раннего олигоцена.
В конце раннего-начале позднего олигоцена (СГ-10), фазу растяжения сменила фаза сжатия, характеризующаяся подъемом территории и интенсивным размывом на вершинах приподнятых структур. Пострифтовый период (миоцен-четвертичный)
В периоде от позднего олигоцена до раннего миоцена в Кыулонгском бассейне продолжилось региональное погружение. Процесс погружения характеризуется двумя перерывами. Параллельно изменялось направление тектонического движения (с левого сдвига на правый) систем нарушений Красной Реки и системы Трех Пагод. Во время перерыва в процессе погружения в среднемиоценовом периоде сформировался крупный надвиг, характерный для большей части юго-восточной Азии. Однако, в Кыулонгском бассейне в это время сформировались только мелкие нарушения вследствие подвижек блоков вдоль главного разлома в районе структур Дракон и Белый Тигр.
Начало периода платформенного развития (с начала раннего миоцена) привело к изменению структурного облика, унаследованности черт от нижележащих толщ не выявлены. Последующее погружение привело к сглаживанию структурных горизонтов в среднем (СГ-2) и верхнем миоцене (СГ-1). С тех пор глубины структур не менялись до настоящего времени [37].
Формирование Кыулонгского бассейна тесно связано с историей формирования и развития Восточного моря. Первая фаза растяжения, происходившая в конце мезозоя-начале кайнозоя (около 120 млн лет назад), привела к разрушению структурного плана бассейна и формированию рядов грабенов и полуграбенов, протягивающихся в СВ-ЮЗ направлении. Кайнозойские осадочные, в основном, терригенные комплексы, мощностью до 9000 м (блок 15-2; 16-1) на погруженных прогибах, развивались унаследовано структурному строению поверхности фундамента, с общей тенденцией уменьшения амплитуды снизу-вверх по разрезу как отрицательных, так и положительных структур [47].
На основе геологических особенностей, а также различия по толщине осадочного чехла и распределения систем разрывных нарушений, Кыулонгский бассейн можно разделить на следующие структурно-тектонические единицы (рис.1.4): Кыулонгское поднятие; Дифференцированный прогиб Ка-Кой; Дифференцированный прогиб Бак-Лиеу; Центральная Кыулонгская впадина.
Нефтематеринские толщи
В пределах Кыулонгского бассейна выделяются два нефтематеринских комплекса: комплекс отложений олигоценового возраста и комплекс отложений нижне-миоценового возраста. Нефтематеринские породы олигоценового возраста
Согласно данным анализа образцов пород, около 85% глинистых образцов олигоценового возраста из блоков 15-1, 15-2, 16-1, 16-2, 17, 09-1, 09-3 имеют значительное содержание ОВ, TOC 1% (0,515,08 %), значение S2 2мг/г (2,05 100,7 мг/г) (в западной и южно-западной частях бассейна) [41]. В образцах из скважин, пробуренных в районах западной и восточной впадин месторождения Белый Тигр (в центральной части бассейна), значения ТОС достигают порядка 18,7%, а S2 – до 95,9 мг/г. Так, глинистые образцы, отобранные из скв. Diamond-1X, Ruby-1, 2, 3X блока 01 и 02 (в северной и северно-восточной частях бассейна), характеризуются средними и высокими показателями содержания ОВ и потенциалами генерации УВ S2 (значение TOC варьируется от 0,5 до 8,6 %; S2 от 2,04 до 28,25 мг/г). В скв. Pearl-1X блока 01/10, 100% образцов имеют высокое значение потенциала генерации УВ (S2 = 2,7811,33 мг/г).
В районе блока 09-1 и 09-3 глинистые толщи пачки E (нижний олигоцен) обладают относительно высоким содержанием ОВ от 1 до 5,3 %, являются нефтематеринскими породами для генерации нефти и газа. Так, в образцах пород из скважин DM-2X и DM-3X показатель ТОС достигает 1,2–8,86 %, высокие значения S2 от 2,4 до 60,3 мг/г, водородный индекс HI 500 мг/г [41], что говорит о высоком потенциале генерации УВ из керогена I типа (табл. 3.1).
На рис. 3.8 показан график кросс-плот значений общего содержания ОВ (ТОС, масс%) и образцов материнских пород олигоценового возраста Кыулонгского бассейна. Как видно на рисунке 3.8, 87% значений попадают в зону генерации нефти.
На рис.3.9 показан график кросс-плот значений HI и Tмax. Кероген ОВ I типа и смеси I и II типа со значением водородного индекса HI более 450 мг/г (HI 451,6– 957 мг/г), концентрируется в районах блоков 09-1, 09-3, на восточной части блока 15-2, 15-1/ST и 09-2/10 и способен на генерацию нефти. В скважинах блоков 16-2, 15-2 (скв. 15B-1X, 15-A-1X, 16-2-BD-1X, 16-1-VV-1X) большинство образцов имеют значение НI менее 350 мг/г. Кероген преимущественно III типа, способен на генерацию газа.
Таким образом, в материнских породах олигоценового возраста Кыулонгского бассейна доминируют ОВ озерно-болотного происхождения с высоким потенциалом генерации нефти.
Результаты геохимического анализа образцов скважин по показателям Тмах и коэффициенту отражательной способности витринита (% Ro) показывают, что материнские породы Кыулонгского бассейна достигли зрелости на глубинах свыше 2800 м ( %Ro = 0.55) и входят в окно генерации нефти на глубинах свыше 3300 м ( %Ro = 0.72).
В целом материнские породы олигоценового возраста (мелкозернистые и глинистые породы толщ Е, D и С) имеют относительно высокое содержание ОВ (ТОС от 0,15 до 11 %), высокий потенциал генерации УВ (средние значения S2 от 0,61 до 26,35 мг/г). Данные отложения сконцентрированы в районе месторождений Белый Тигр и Дракон, причем наблюдается повышение содержания ОВ при приближении к центральной впадине бассейна, особенно на глубинах свыше 3 000 м, где потенциалы генерации УВ достигают 525 мг/г.
Нефтематеринские породы нижнего миоцена
Результаты геохимического анализа материнских пород нижнего миоцена показали, что они не достигли достаточной степени зрелости для генерации УВ. Образцы пород характеризуются бедным содержанием ОВ (значения ТОС от 0,1 до 1 %), низким потенциалом генерации УВ (значения S2 от 0,5 до 1,5 мг/г), недостаточной зрелостью ОВ (Тмах 435 C) (рис. 3.10 и 3.11).
На рис. 3.12 приведена схема катагенеза подошвы осадочных отложений олигоцена на блоках 09-2, 15-1, 16-1, а на рис. 3.13 и 3.14 - глубинный разрез 78-041 и 78-784 блока 15-1. Как следует из приведенных схем, уровень катагенеза ОВ изменяется в очень широком диапазоне от ПК до АК включительно, что связано с большим перепадом глубин кровли фундамента (20005700 м) и, соответственно, подошвы осадочных отложений, перекрывающих блоки 15-1 и 16-1. При этом Ro на наиболее поднятых участках изменяется от 0,35 до 0,60 (ПК-МК1), а в наиболее опущенных превышает 1,52,0 (МК5-АК). Главная зона нефтеобразования (нефтяное окно), соответствующая градациям катагенеза МК1-МК3 (Ro составляет 0,501,15), в рассматриваемом регионе находится в среднем диапазоне глубин 3,8 4,5 км от дна, при глубине моря 5070 м. Осадочные породы олигоцена в сводовой части блока 15 в основном находятся в стадии катагенеза МК1-МК3 (рис. 3.13). Однако, глубокозалегающие нефтегазоматеринские толщи центральной части этих блоков находятся в окнах МК5-АК, то есть выработали свой нефтегенерационный потенциал и могут продуцировать только катагенетический газ.
Анализ результатов проведенных биомаркерных исследований показал, что сравнительная корреляция стеранов C27-C28-C29 позволила установить связь между нефтью в олигоцене и материнскими породами нижнеолигоценового возраста (рис. 3.15, 3.16). По результатам анализа, нефть Кыулонгского бассейна представлена нормальной, еще не измененной (рис. 3.173.18). Коэффициент Pr/Ph проб нефти Кыулонгского бассейна принимает значение меньше 3, что свидетельствует о среде осадконакопления от слабо-окислительной до слабо-восстановительной.
Специализированные карты, используемые для создания 3D модели
Для создания 3D модели нефтегазоносной системы Кыулонгского бассейна были использованы специализированные карты, включающие 5 групп карт:
1) группа структурных карт по кровлям соответствующих сейсмических отраженных горизонтов и карт изопахит толщ отложений;
2) группа карт геохимических параметров материнских пород, включающих карты изолиний показателей HI, TOC, S2 толщ отложений;
3) группа карт параметров граничных условий, включающих карты изолиний HF, PWD, SWIT;
4) группа карт обстановок осадконакопления и литологии, включающая карты распределения среды осаждения осадков толщ отложений, карты фаций отложений каждой толщи;
5) группа карт поправочных параметров: карты изолиний Ro, изолиний геотермальных градиентов.
Для построения вышеуказанных специализированных карт вместе с базой данных были использованы структурные карты и карты изопахит бассейна, предоставленные Центром архива – ВИНГа (PAC-VPI).
Карты параметров граничных условий. Процесс исследования 1D модели позволяет выяснить совместимость входных параметров граничных условий с фактическими скважинными данными. Значения параметров граничных условий скважин, совместимые с 1D моделью, принимаются для последующего построения карт. Значения HF, SWIT, PWD каждого геологического периода на площадях исследуемых скважин использованы как исходные данные для построения карт изолиний параметров HF, SWIT, PWD. Карты параметров граничных условий представлены на рис. 4.24.5.
Карты распространения палеогеографических обстановок осадконакопления. Построены на основании данных палеостратиграфического анализа образцов керна и шлама скважин в сочетании с результатами анализа сейсмофаций, анализа фаций отложений по кривым ГИС, а также со структурными картами и картами изопахит. Процедура анализа фаций и обстановок осадконакопления изучаемого участка представлена на рис. 4.6.
На основе результатов анализа фаций и обстановок осадконакопления были построены карты распределения обстановок осадконакопления толщ Е (нижний олигоцен), D, C (верхний олигоцен) и В1 (нижний миоцен), которые приведены на рисунках 4.74.10.
Карты поправочных параметров (карты изолиний Ro, изолиний геотермальных градиентов) построены по аналогии с картами геохимических параметров материнских пород. Значение Ro и температуры приняты по фактическим значениям, измеренным на кровлях толщ E, D, C и BI в скважинах (рис. 4.11–4.14). С целью повышения достоверности создания 3D модели, была использована схема распределения месторождений нефти и газа в Кыулонгском бассейне для сопоставления с результатами моделирования так как результаты моделирования в 3D также отражают распределение скоплений УВ в данном бассейне.
Карты геохимических параметров материнских пород. Построены на основании данных геохимического анализа шлама скважин, пробуренных на каждом блоке. В частности, построены карты изолиний показателей HI, TOC по толщам C, D, E которые представлены в главе 5.
Модели миграции и аккумуляции углеводородов
Как показали результаты моделирования, процесс генерации углеводородов в материнских породах олигоценового возраста Кыулонгского бассейна начался, примерно, 33 млн лет назад ( %Ro 0,55). При достижении высокого уровня генерации (%Ro 0,72) углеводороды начинают мигрировать в широких масштабах. В более погруженных частях Кыулонгского бассейна, широкомасштабная миграция УВ из материнских пород олигоцена началась в раннем миоцене (2711 млн лет назад) и продолжается до настоящего времени (рис. 5.23).
Тектонические нарушения оказывали значительное влияние на интенсивность миграции УВ, а многочисленные разломы выполняли функцию вертикальных каналов для перемещения нефти и газа в зону вышележащих ловушек. В истории развития Кыулонгского бассейна ловушки различных типов были сформированы, в основном, в период рифтового и начала пост-рифтового образования в раннем миоцене - раньше периода интенсивной генерации и миграции УВ. Поэтому, сформированы благоприятные условия для локализации УВ, мигрирующих из материнских пород олигоцена, в ловушках.
Модель миграции, созданная с помощью программы PetroMod, имитирует миграцию УВ. В результате проведенных работ были построены 3D модели распределения интенсивности миграции УВ (рис. 5.245.27). По результатам моделирования можно сделать вывод, что интенсивная и широкомасштабная миграция углеводородов в Кыулонгском бассейне происходила в период с 27 млн лет до 11 млн лет тому назад. Около 24 млн лет назад (рис. 5.25) определяется высокая концентрация углеводородов в районе блока 09-1. Углеводороды мигрировали в блок 09-1, в основном, из западной впадины Белый Тигр и частично из восточной и северной депрессионной частей бассейна; в блок 09-3 – из восточной впадины Белый Тигр; в блок 15-1, 15-2 – из юго-восточной депрессионной части блока 15-1 и, частично, из северной впадины месторождения Белый Тигр; в блок 16-2 УВ перемещались из глубокой впадины блока 16-2 и западной впадины месторождения Белый Тигр; в блок 16-1 – из северной впадины месторождения Белый Тигр и, частично, из депрессионной части блока 15-2.
Порядка 30 млн лет назад УВ, генерированные из материнских пород нижнего олигоцена, мигрировали преимущественно из северной, западной, восточной впадин Белого Тигра и глубокой впадины блока 15-2. Наиболее интенсивная генерация УВ материнских пород и наиболее широкомасштабная миграция УВ с высокой концентрацией происходила в период с 24 по 16 млн лет назад и затем постепенно понижаясь в период с 15 млн лет назад до настоящего времени
В результате моделирования также построены 3D модели распределения плотности эмиграции УВ из материнских пород верхнего и нижнего олигоцена Кыулонгского бассейна во времени (рис. 5.285.35).
Наиболее высокая плотность эмигрировавших УВ из материнских пород верхнего олигоцена 24 млн лет назад характерна, в основном, северной, западной впадинам месторождения Белый Тигр, во впадине блока 15-2, 15-1. В период с 11 млн лет назад УВ эмигрируют из материнских пород по всей площади центральной впадины бассейна, включающей площади северной, западной, восточной впадин месторождения Белый Тигр, площади глубокой впадины блока 15-2, юго-восточной впадины блока 15-1, 16-2 и 01. Суммарный объем углеводородов, эмигрировавших из материнских пород верхнего олигоцена в настоящее время незначительно отличается от объемов 11 млн лет назад.
Важным фактором формирования углеводородных систем и скоплений УВ являются геофлюидодинамические процессы, происходящие в Кыулонгском бассейне. По результатам 3D моделирования была создана серия карт (рис. 5.365.39) распределения дренажных зон и скоплений УВ Кыулонгского бассейна, которая позволила установить факт обязательной пространственной ассоциации скоплений УВ с ареалами и пунктами разгрузки (дренажа) субрегиональных гидро(флюидо)динамических систем. Этот фактор соответствует флюидодинамической концепции формирования и размещения нефтегазоносности недр
Результаты моделирования позволили определить суммарный объем углеводородов, аккумулированных в ловушках (Таблица 5.2)
Таким образом, моделирование углеводородных систем в пределах Кыулонгского бассейна свидетельствует о том, что они представляют собой сложные геологические системы, которые стремятся к согласованности всех элементов (НГМТ, резервуары, покрышки, перекрывающие породы) и необходимой последовательности процессов (генерации, миграции, аккумуляции УВ), которые обеспечивают формирование залежей углеводородов. Миграционные процессы и формирование залежей углеводородов наряду с латеральной миграцией связаны с межформационной (межэтажная) субвертикальной миграцией по плоскостям проводящих дизъюнктивов, зонам повышенной трещиноватости и разуплотнения, лито-фациальным несогласиям и другим нарушениям сплошности пород, осуществляющейся синхронно с активизацией палео- и геотектонических процессов. Миграция флюидов вырабатывает в осадочном чехле субвертикальные каналы, заполненные разуплотненным осадочным материалом. В зависимости от интенсивности и времени миграции, степень разуплотнения и консистенция осадочного материала меняются.
С одной стороны, особенности Кыулонгского бассейна, характеризующиеся повсеместным контактом массивов докайнозойского фундамента с кайнозойским осадочным чехлом, предопределили латеральную миграцию через эти контактовые зоны из нефтематеринских толщ олигоценового возрастов в фундамент в пустоты и зоны повышенной трещиноватости. Зоны сочленения осадочного чехла с породами фундамента образуют характерные геологические границы, через которые можно предполагать развитие процессов миграции за счет разницы в литологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах и др. С другой стороны, Кыулонгский бассейн характеризуется пластово-блоковым строением и широким развитием тектонических нарушений, отличающихся по возрасту и истории формирования, а также различным направлением простирания. В связи с этим, миграционные процессы и формирование залежей углеводородов наряду с латеральной миграцией связаны с межформационной (межэтажной) субвертикальной миграцией по плоскостям проводящих дизъюнктивов, образовавшихся синхронно с активизацией геотектонических процессов, к зонам повышенной трещиноватости и разуплотнения и другим нарушениям сплошности пород.
Таким образом, формирование залежей УВ в фундаменте сопряжено с нисходящей миграцией углеводородов из нефтегазоматеринских толщ. Механизм проявления такой формы миграции связан с возникновением разности давлений - компрессия в осадочном чехле, декомпрессия в теле массива докайнозойского фундамента. В связи со снижением гидродинамического потенциала с глубиной, образуется связанный с перемещением флюидов эффект «эжектора», действие которого основано на передаче кинетической энергии от одной среды к другой. С проявлением этого эффекта в зонах пониженных давлений в теле гранитных массивов, по плоскостям проводящих дизъюнктивов происходит подсос и всасывание флюидов из осадочного комплекса, что и приводит к нисходящей миграции углеводородов.