ОЦЕНКА КАЙНОЗОЙСКОГО ВОЗДЫМАНИЯ И МОДЕЛИРОВАНИЕ

НЕФТЕГАЗОСОДЕРЖАЩИХ ОСАДОЧНЫХ КОМПЛЕКСОВ

РОССИЙСКОЙ ЧАСТИ ШЕЛЬФА БАРЕНЦЕВА МОРЯ

СОБОЛЕВ П.О.1,СОБОЛЕВ Н.Н.1, CRAMER B.2, ВАСИЛЬЕВ В.Е.1, ПЕТРОВ Е.О.1

1 Всероссийский научно-исследовательский геологический институт им. А. П. Карпинского (ВСЕГЕИ), Россия2 Federal Institute for Geosciences and Natural Resources (BGR), Germany

План презентации

1. Предыдущие работы по моделированию на шельфе Баренцева моря

2. Результаты последних работ ВСЕГЕИ по обобщению данных;

3. Оценка кайнозойского аплифта; 4. Оценка термической истории;5. Результаты 1D-моделирования для ряда

скважин и некоторые выводы о нефтегазоносных системах на основании моделирования;

6. Планы по моделированию бассейна Баренцева моря и нефтегазоносных комплексов.

12

3

45

6

Шельф Баренцева моря

УВ скопления по всему разрезу осадочного чехла, возраст резервуа-ров 350-40 млн. лет

Хенриксен, Ступакова, 2005

11 месторождений УВ, ~ 31% запасов шельфовых зон России Григоренко и др., 2006

12

3

45

6

О бассейне Баренцева моря

Один из наиболее перспективных районов шельфа России – 11 крупных месторождений нефти и газа;

Планы начать промышленное освоение в ближайшем будущем;

Интенсивно изучается с 1970-х;

Съемки и скважины расположены крайне неравномерно; Месторождения УВ связаны главным образом с юрскими

и триасовыми комплексами, тогда как на Тимане продуктивен весь разрез (от ордовика до триаса);

Большинство скважин было пробурено в 1970-80-х гг. и многие данные недостаточно полно обработаны на современном уровне.

12

3

45

6

Предыдущие исследования по моделированию осадочных бассейнов

(для российской части акватории Баренцева моря)

Установлены основные этапы проявления растяжения в PZ и MZ южной части Баренцева моря и Печорского моря

O’Leary, White, Tull, Bashilov et al., 2004

12

3

45

6

Предыдущие исследования

Двумерное (2D) моделирование по семи профилям (Баренцево и Печорское моря)

Супруненко, Орешкин, Лопатин, Вискунова, Меркулов, 2007

12

3

45

6

Оценка ресурсного потенциала осадочных бассейнов севера Евразии на основе

литогеодинамического анализа: 2006-2008

Всероссийский научно-исследовательский геологический институт им. А.П. Карпинского» (ФГУП «ВСЕГЕИ»);

Отв. исполнитель: Н.Н.Соболев;

Основные задачи – сбор, обработка и анализ данных по Баренцевоморско-Карскому и Лаптевоморскому осадочным бассейнам. 1

23

45

6

12

3

45

6

Огромный объем разнообразных данных

12

3

45

6Структурные карты

(кровля юры)

Палеогеографические карты (ранний мел)

Геодинамические реконструкции

Основные причины начать моделирование бассейна Баренцева моря сегодня

1. Необходимость синтеза большого объема данных разных масштабов и методов(геологических, геохимических, геофизических);

2. Обработка и переинтерпретация данных по скважинам на новом уровне;

3. Недостаточное распространение такого подхода в России;

4. Сотрудничество ВСЕГЕИ и BGR. • 1 стадия 1D моделирование (PetroMod) для

нескольких скважин (2008)

• 2 стадия 2D и 3D моделирование (планы)1

23

45

6

Две проблемы, которые необходимо решить перед началом моделирования

1. Оценка величина познемелового- кайнозойского аплифта для Баренцева моря; На основе интерпретации каротажа;

Статистические методы оценки пористости; Выбор единичных интервалов глин и аргиллитов

и анализ скорости. Используя данные по витриниту.

2. Реконструкция термической истории; Выявление основных эпизодов

рифтинга.1

23

45

6

Оценка мощности эрозии для Баренцева моря

Мощность кайнозойских отложений западной части Баренцева моря (отрицательные изолинии) и мощность эродированных толщ (положительные изолинии) (Dimakis et al., 1998).

Кайнозойское воздымание изучено достаточно детально разными методами для западной части Баренцева моря, но почти нет опубликованных оценок для российской акватории, хотя размыв фиксируется практически во всех скважинах (отсутствуют отложения верхнего мела, палеогена и неогена).

?

?

12

3

45

6Bezmaternikh, E.F., Kireev, Y.I., Yritsenko, I.I. Tertiary uplift and erosion effects on prospectivity. Proceedings of the International Seminar on Seismic Stratigraphy of the Barents Sea Region, Murmansk, 1989, pp. 193-197.

Скважины на шельфе Баренцева моря

Общее число пробуренных скважин - более 100

параметрические 11

поисковые 71

разведочные > 40

Петрофизический анализ

+ Моделирование

12

3

45

6

Некоторые проблемы, связанные с анализом данных по скважинам

1. Изученность крайне неравномерна – и в плане, и в разрезе. Обычно только нефтегазоносные слои исследованы достаточно детально;

2. Очень редкое опробование: Примерно 3-4 интервала по 5-15 м на скв.

глубиной 3000-4000 м (расчленение основано на описании шлама и каротаже);

Небольшое число лабораторных анализов;

3. Низкое качество каротажа для многих скважин (ошибки или отсутствие оцифровки; неполный разрез; различные методы, приборы и т.д.);

4. Отсутствие надежной интерпретации геофизических исследований скважин.

12

3

45

6

Интерпретация ГИС – 10 скважин

Кривые ГК

Кривые АК, СП, КС

глинистость

пористость; литология

тренд пористости для разных типов пород

Основная проблема – пока нет калибровочной кривой для «нормального» тренда уплотнения

12

3

45

6

Изменениепористостис глубиной

• Степень эрозии • Состав породы• Тип растворов•Скорость осадконакопления•Пластовое давление•Температура

Парные диаграммы для 10 скважинвремя пробега (s/ft) – глубина (м) пористость (%) – глубина (м)

Тренды пористости (e-

cz)1

23

45

6

Оценка степени эрозии

Кривые пористости построены относительно тренда скв. Ледовая-1

12

3

45

6

Оценка степени эрозии для 9 скважин

400 - 700 м

700 - 1000 м

> 1000 м

Сейсмический горизонт Г – кровля верхнего мела

Магара (1976,1986) показал, что скорость AK(Δt) глин линейно связана с пористостью и уменьшается экспоненциально с глубиной (тренд нормального уплотнения).

Интерпретация кривой акустического каротажа для интервалов глин (аргилитов)

Зависимость времени пробега звуковой волны от глубины (Poelchau, 2001).

12

3

45

6

Пример выбора точек на кривой зависимости времени пробега звуковой волны от глубины (скв. Штокмановская-1)

1) “ГК фильтр”. Только точки с ГК > 100 API ед. (такие значения характерны для глин).

2) Точки с наименьшими величинами Δt (оценка верхего предела аплифта).

12

3

45

6

Величина для глин на поверхности 200 s/ft (656 s/m)

Вывод:

Максимальная мощность KZ эрозии ~ 500 м

Зависимость времени пробега звуковой волны от глубины для наиболее надежно установленных аргиллитовых разностей (Штокмановская-1)

12

3

45

6

Отражательная способность витринита (R0)

Вывод: оценка амплитуды поднятия ~ 500 м

R0 на поверхности 0.25%

12

3

45

6

Оценка времени поднятия

Cavanagh et al., 2006,ЮЗ часть Баренцева моря

33.9 – 2 млн. лет

Pg3-N1

12

3

45

6

D2-3

P-T

J2K1

P-T

Анализ кривых погружения для разных скважин

K1

K1 J2

Время, млн. лет

Эпоха β Распростра-нение

Проявление в соседних областях

115-125 K1 < 1.2 локальное Растяжение и погружение в западной части Баренцева моря

160-170 J2 < 1.2 региональное Большая часть Северной Атлантики

240-260 P-T ~ 2 глобальное Глобальный рубеж. Массовые вымирания, рифтогенез, базальтовый магматизм, начало распада Пангеи

360-380 D2-3 < 1.2 региональное Рифтинг и магматизм в пределах Восточно-Европейской платформы

Основные эпохи активизации для восточной части Баренцевоморского шельфа (на

основании анализа кривых погружения)

12

3

45

6

Изменение теплового потока при рифтогенезе - модель Маккензи

Некоторые актуальные проблемы, связанные с нефтегазовыми системами Баренцева моря

1. Возможность образования нефти в юрских толщах (черные сланцы);

2. Источник нефти/газа в триасовых слоях;

3. Оценка перспектив для палеозойских толщ.

Пакет Petromod (PetroMod 1D)

12

3

45

6

 

Прояв-ления газа

Залежи газа

Северо-Кильдинская-82 12

3

45

6

 

Залежи газоконденсата

Штокмановская-1: эволюция зрелости ОВ

Kinetic models – Burnham(1989)_T2 for sapropelic, Burnham(1989)_T3 – for humus.

12

3

45

6

 

 

Газ

Проявле-ния нефти

и газа

Залежи нефти

 

Приразломная-1: эволюция зрелости ОВ 12

3

45

6

Предварительные выводы из моделирования

1. В центральной части формирование современных нефтегазовых залежей началось в мезозое (триас) и закончилось с началом аплифта (палеоген?);

2. Залежи УВ в нижнем триасе скорее всего, автохтонные;

3. ОВ в юрских толщах незрелое, все залежи здесь - аллохтонные. Однако, не исключено образование юрской нефти в более погруженных частях бассейна.

4. В центральной части Баренцева моря нефть в палеозойских толщах либо «сгорела» к началу триаса, либо мигрировала выше; в краевой южной части Баренцева с сокращенной мощностью мезозойских толщ возможна генерация нефти в палеозойских толщах.

12

3

45

6

Зрелость ОВ и „поисковая стратегия“ для Баренцева моря

 

верхняя юра

нижний триас

девон-карбон

 

верхняя юра

нижний триас

девон-карбон

Нефтяное окно

Поверхность

Центральная часть Баренцева моря

Глубокие впадины Баренцева моря

Печорское море и поднятия Баренцева моря

12

3

45

6

Основные результаты

1. Обработаны «старые» материалы с помощью современных технологий;

2. Количественная оценка кайнозойского аплифта;

3. Определение стадий рифтинга и циклов осадконакопления;

4. Оценка условий нефтеобразования в разрезе для разных тектонических обстановок;

5. Моделирование – удобный инструмент:• Интеграция и обобщение данных;• Их проверка и выявление недостатков;• Постановка новых задач;• Проверка гипотез.

12

3

45

6

Планы на будущее

1. Проверить эти результаты и улучшить их:• Интерпретация скважин;• Анализ и интерпретация профильных

сейсморазведочных работ;• Оценка термической истории региона;• Дополнительные данные по геохимии и

литологии.

2. Готовить проект по трехмерному моделированию бассейна Баренцева моря;

3. Применить методику для других регионов…

12

3

45

6

Моделирование – нынешнее состояние

Оцифровка данных

2D и 3D моделирование

1D моделирование

сделано в работе планируется

Сбор метаданных

Сбор данных

Обработка и интерпретация

12

3

45

6

Моделирование российской части Баренцева моря – в чем новизна?

1. Открытый подход – описание публикация данных, методов, результатов;

2. Новая совместная интерпретация геофизических, геологических, петрофизических данных;

3. Новые лабораторные исследования;4. Анализ различных тектонических моделей.

Крайние случаи: спрединг (Аплонов) и быстрое погружение (Артюшков);

5. Полный набор - от 1D к 3D, от региональных моделей к локальным.

12

3

45

6

Основные проблемы

1. Нехватка данных: Неравномерная изученность; Неоднородный набор данных; Низкое качество многих данных; Противоречивая оценка тектонической

эволюции и глубинного строения;2. Оценка времени и длительности

познемелового- кайнозойского воздымания;3. Выбор программных средств для

моделирования;4. Поиск дополнительных источников

финансирования.

12

3

45

6

Благодарю за внимание!