Реконструкция условий эмиграции, сохранения и перераспределения продуктов генерации. Выделение нефтегазосборных площадей (НГСП)

 

  Главная      Учебники - Разные    

 

поиск по сайту           правообладателям           

 

 

 

 

 

 

 



 

Реферат выполнил студент второго курса - Галиновский И.

 

 

 

 

Реконструкция условий эмиграции, сохранения и перераспределения продуктов генерации. Выделение нефтегазосборных площадей (НГСП)

 

Степень сохранности эмигрировавших УВ в разрезе, в значительной степени, определяется историей и условиями реализации нефтегазоматеринского  потенциала. Эти условия зависят от особенностей литологического разреза и истории геологического развития того или иного участка региона. Большое значение имеет количество и качество пород-покрышек, участвующих в строении осадочного чехла и препятствующих рассеиванию эмигрировавших УВ.

Очевидно, что миграционноспособные УВ, эмигрировавшие до отложения  перекрывающих флюидоупоров, могли рассеяться и не участвовать в процессах аккумуляции в залежах. Углеводороды, генерация и эмиграция которых происходила после формирования надежного перекрывающего флюидоупора, большей частью сохранялись от рассеивания и могли рассеяться только после потери породой-покрышкой ее экранирующих свойств, если к этому времени выше по разрезу еще не успел сформироваться следующий флюидоупор. Таким образом, для выяснения степени сохранности в недрах эмигрировавших УВ необходимо, на фоне реконструкции истории осадконакопления, оценить процесс реализации генерационного потенциала РОВ.

Для выяснения степени сохранности в недрах эмигрировавших миграционноспособных УВ необходимо, на фоне реконструкции истории осадконакопления оценить процесс реализации генерационного потенциала РОВ. С этой целью предложен следующий прием фиксации и учета поэтапной реализации нефтегазогенерационного потенциала (1983, 1991).

1. Территория исследований разбивается на участки (зоны подсчета), отличающиеся по набору присутствующих в разрезе пород-покрышек (Рис.4);

2. Для каждого участка восстанавливаются палеогеологические разрезы на этапы геологической истории, предшествующие  началу накопления каждой покрышки и современный геологический разрез;

3. Для каждого этапа, на основе принципа геолого-катагенетических аналогий [59], либо любым другим методом, восстанавливается шкала катагенетической зональности РОВ;

4. В зависимости от генетического типа РОВ, по коэффициентам эмиграции (разд. 2.2), для каждой градации катагенеза рассчитывается та часть генерационного потенциала (в %), отдельно для газообразных и жидких продуктов генерации, которая была реализована за данный этап;

5. Доля реализованного на каждой стадии катагенеза генерационного потенциала выражается графически в виде диаграмм (Рис. 4) и может быть вычислено в относительных процентах в зависимости от площади, занимаемой им по отношению к площади суммарного потенциала (принятого за 100%  индивидуально для каждого типа РОВ);

6. по отношению количества УВ, эмигрировавших под покрышками, (Q сохр.) к общему реализованному в настоящее время потенциалу (Qр) вычисляется пересчетный коэффициент сохранности эмигрировавших УВ для каждой нефтегазоматеринской толщи (НГМТ), с помощью которого рассчитывается абсолютное количество эмигрировавших УВ, сохранившихся в недрах и способных участвовать в процессах формирования залежей нефти и газа.

Эта методика позволяет оперативно, графически оценить степень (коэффициент) сохранности эмигрировавших УВ в недрах, с помощью которого рассчитывается абсолютное количество эмигрировавших УВ, сохранившихся в недрах и способных участвовать в процессах формирования залежей нефти и газа. Именно эти сохранившиеся УВ участвуют в дальнейших расчетах.

Рис. 4 Схемы поэтапной реализации генерационного потенциала подсолевых отложений Прикаспийской впадины.

 

Традиционная методика объемно-генетического анализа не предусматривает учет перераспределения эмигрировавших УВ по площади и по разрезу. В связи с этим был предложен метод прогноза нефтегазоносности, основанный на расчете потенциальной удельной плотности миграционного потока нефтегазосборных площадей - НГСП (Орешкин, 1983, 1991). В западной литературе этому термину соответствует понятие «Зоны дренирования» и оно является одним из базовых положений технологии бассейнового моделирования. Суть предложенного метода заключается в оценке степени обеспеченности процессов формирования скоплений нефти и газа эмигрировавшими, сохранившимися УВ. Основным фактором, контролирующим границы НГСП, является структурный план регионально выдержанных флюидоупоров. Границы НГСП проводятся по осевым линиям отрицательных структурных элементов на структурной карте подошвы перекрывающего флюидоупора (покрышки) (Рис. …).

В частности, для подсолевых отложений Прикаспийской НГП выделение НГСП осуществлялось на основе структурной  карты подошвы соли, которая, являясь региональным флюидоупором, должна контролировать распределение основной массы УВ в процессе их миграции от внутренних частей впадины к периферийным. Основная, наиболее четко выраженная граница проходит по точкам максимальных глубин залегания подошвы соли, расположенным в центральной части Сарпинского прогиба, Центрально-Прикаспийской депрессии, и восточнее долготы Оренбурга поворачивает на север - в Предуральский прогиб. Эта граница, являясь в масштабах НГБ нефтегазоразделом I-го порядка, делит Прикаспийскую впадину на две миграционно самостоятельные НГСП I-го порядка - приплатформеную и приорогенную. На нефтегазораздел I-го порядка опираются нефтегазоразделы  II-го порядка, проведенные по депрессиям, выраженным в структуре подошвы соли, осложняющим НГСП I-го порядка. Они являются границами НГСП II-го порядка.

С целью полуколичественной, сравнительной оценки потенциальных ресурсов УВ, обеспечивающих процессы миграции и аккумуляции в каждой НГСП, был предложен показатель удельной плотности миграционного потока, выражающийся отношением суммарного количества сохранившихся эмигрировавших УВ к длине "конечного барьера миграции", замыкающего данную НГСП.

Таким образом, предложенный показатель, суммирующий влияние целого комплекса геохимических, историко-геологических, литологических и структурных факторов дает возможность оценить степень обеспеченности процессов формирования скоплений УВ сохранившимися в недрах, эмигрировавшими УВ на различных участках (НГСП) региона.

 

 

Принцип выделения нефтегазосборной площади (НГСП)

Глава 5 Прогноз плотностных и емкостных характеристик

осадочных пород

 

Прогноз плотностных и емкостных характеристик осадочных пород является одним из важнейших при моделировании процессов формирования скоплений УВ, поскольку эти показатели в числовом выражении непосредственно участвуют в расчетах масштабов генерации, эмиграции и миграционных потерь.

Для описания характера изменения плотности пород с глубиной предложено уравнение:

r(h) = ro + (rmax ro) * (1 - exp(-dh))                                        

где  rmax - максимальная возможная плотность породы данного минерального состава на глубине h.

 рассматривается как показатель темпа роста плотности с глубиной: когда d  мало, плотность медленно возрастает от  ro до rmax, а зависимость близка к линейной. Когда d велико, плотность быстро возрастает от ro до rmax  и далее остается постоянной.

При отсутствии информации о начальной и конечной плотности регрессионное уравнение имеет вид:

r(h) = a + b * (1 - exp(-dh))                                                 

где a, b, d - коэффициенты регрессионного уравнения.

При прогнозировании фильтрационно-емкостных свойств используются решения, изложенные в работах М.М.Элланского и Б.Н.Еникеева (1991), Л.А.Буряковского с соавт. (1989):

                            n

     yn = yo * exp (Ski          

                           i=1

Уравнение является основной формулой, по которой выполняется  статистическое моделирование уплотнения горных пород; при этом yn и yo - значения параметра уплотнения на глубине Н и на земной поверхности до начала уплотнения; ki - коэффициенты, представляющие собой отношения (yn/yo)i  для каждого частного фактора воздействия на процесс уплотнения.

 

 

 

 

Глава 6 Учет  эволюции емкостного фонда ловушек нефти и газа

 

Тектонические факторы нефтегазоносности либо прямо, либо опосредованно контролируют практически все остальные процессы формирования залежей УВ. Как правило, механизм их влияния достаточно прост и понятен, однако учет многих тектонических процессов, тем более матиматизированный, весьма затруднен. Основная задача изучения пликативной тектоники – получение максимально достоверной структурной основы, являющейся основным критерием выделения зон дренирования (НГСП).

Вопрос изучения изменения объемов структурных ловушек во времени и возможности использования ее результатов при оценке перспектив нефтегазоносности изучался на примере Степновского сложного вала, как одного из наиболее изученных районов Нижневолжской НГО.

Формирование основных объемов современных ловушек на ранних этапах может объяснить, а следовательно даст возможность прогнозировать, концентрацию основных ресурсов УВ в непосредственной близости от очагов их генерации. Напротив, более позднее формирование ловушек, когда основные их объемы сформированы после этапа массовой генерации УВ (ГФН, ГФГ), может явиться причиной рассредоточения основной их массы по значительной территории при невысоких коэффициентах заполнения ловушек.

Очевидно, что между этими крайними случаями существует множество промежуточных вариантов, которые могут и должны быть учтены при количественной оценке ресурсов УВ на  основе сопоставления эволюции емкостного фонда ловушек и масштабов генерации и миграции УВ во времени.

Такие исследования должны проводиться в следующей последовательности:

    - построение для конкретного района работ графиков изменения скоростей и направленности эволюции структур - их площади и емкости (объемов);

    - выбор приведенных единых хронологических уровней (временных срезов), на которых будет реконструироваться состояние емкостного фонда структурных ловушек, на которых восстанавливаются условия, масштабы и характер генерации, эмиграции, миграции, коллекторские и экранирующие свойства и т.д.;

    - количественное (объемное, с учетом эволюции коллекторских свойств и баротермических пластовых условий) сопоставление суммы объемов УВ способных к миграции и аккумуляции с эволюцией емкостного фонда ловушек на каждом из выбранных временных срезов.

Вопрос влияния регионального наклона  на характер нефтегазоносности рассматривался на примере хорошо изученных районов Саратовской части Нижне-Волжской НГО в целом, отдельно по Степновскому сложному валу, а также по Прикаспийской НГП.

Сопоставление выявленной нефтегазоносности и значений градиентов регионального наклона подошвы соленосной покрышки показало, что основные разведанные запасы нефти в регионе, а также большая часть нефтепроявлений во внутренней части Прикаспийской впадины расположены на участках с градиентами регионального наклона менее 40 м/км, с максимумом на участках с градиентами менее 20 м/км. Нефтегазоконденсатные, газоконденсатные залежи (Карачаганакская, Астраханская, Копанско-Бердянская группа и др.) и газопроявления тяготеют к областям с градиентом более 40 м/км, с отчетливым максимумом на градации 40-60 м/км.

Вероятно, приуроченность основных запасов газа к зонам больших, а нефти - к зонам меньших градиентов можно объяснить частичным расформированием ловушек по мере увеличения регионального наклона и последующего «высачивания» из ловушки, в первую очередь, нефтяных УВ (Рис.5).

Таким образом, площадная непрерывность и картируемость данного параметра, а также возможность его числовой характеристики, делают весьма полезным его использо

 

 

Рис. 5 Расчет объемов ловушек в зависимости от эволюции регионального наклона.

 

вание при количественной и качественной оценке перспектив нефтегазоносности, в первую очередь, слабоизученных НГБ.

Задача оценки изменения объема ловушки при различных углах регионального наклона в частном случае решается для структуры, имеющей форму полуэллипсоида. В упрощенном варианте такая задача может решаться для пирамиды с последующим введением систематической поправки (Рис. 5).

Относительные потери объема ловушки Vnотн от первоначального Vo c нулевым углом наклона при проведении палеореконструкций определяются из:

Vn отн =K1*(3-2K1)*100%                                        

Восстановить объем структурной ловушки на момент отсутствия наклона можно исходя, из выражения:

Vo = Vсовр/(1-K1(3-2K1))                                                

где Vo - объем структуры при отсутствии регионального наклона,

Vсовр. - объем структурной ловушки при любом угле регионального наклона, К - безразмерный коэффициент, характеризующий изменение объема ловушки при изменении углов регионального наклона.  K=Atga/(Atga + 2H), где A - ось структуры по региональному падению при tga=0,км, tga - региональный наклон, км/км, Н - высота структуры при нулевом наклоне, км.

Предварительные расчеты, выполненные по предложенной методике, показали, что в частности для территории Казанско-Кажимского авлакогена, в результате мощной неотектонической инверсии, даже такие структурные ловушки, с которыми связано например Золотаревское месторождение, с линейными размерами 4.2*11.3 км и амплитудой 15 м, должны были расформироваться. Соответственно УВ из этих ловушек должны были мигрировать вверх по вновь сформировавшемуся региональному наклону до ближайших новых ловушек. Таким образом, подобный анализ палеореконструкций может достаточно оперативно и надежно определить направления перераспределения УВ и тем самым направления поисковых работ.

 

 

 

 

////////////////////////////