Ответы / 9

9. Реконструкция истории погружения осадочного бассейна.

Главной задачей моделирования осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем (МОБНС) является отслеживания эволюции осадочного бассейна во времени по мере того, как он заполняется флюидами и осадками, в которых в конечном счете могут образовываться или содержаться углеводороды.

Самый простой, одномерный процесс моделирования применяют для изучения истории погружения отложений в некоторой точке Двухмерным моделированием (на карте или разрезе) можно воспользоваться для реконструкции процессов образования, миграции и накопления нефти и газа вдоль разреза. С помощью трехмерного моделирования возможно проведение реконструкции нефтегазоносных систем в масштабах коллектора и бассейна с отображением получаемых результатов в одномерном, двухмерном и трехмерном форматах и в зависимости от времени.

МОБНС состоит из двух основных этапов: построения модели и прямого моделирования. Построение модели включает в себя разработку структурной модели и определение хронологической последовательности накопления отложений и физических свойств каждого слоя. При прямом моделировании выполняют расчеты на основе построенной модели для моделирования процессов погружения осадочных отложений, изменений давления и температуры, созревания керогена, а также первичной и вторичной миграции углеводородов и их накопления. Калибровка результатов моделирования по данным независимых измерений позволяет уточнить модель. (рис 1)

Этапы построения модели:

1. Сначала строят глубинную структурную модель анализируемой площади, на которой может находиться либо одна нефтегазоносная система в пределах небольшого бассейна, либо несколько нефтегазоносных систем в пределах одного бассейна или нескольких бассейнов в некотором районе. Источники данных могут включать себя результаты сейсмической, электромагнитной и гравитационной разведки, каротажа, дистанционного зондирования и изучения обнажений пород. Такая модель, отражающая геологическое строение на сегодняшний день, представляет собой конечный результат всех процессов, влияющих на осадочный бассейн в течение всего геологического времени.

2. Затем специалист, строящий модель, должен проанализировать современную геометрическую модель для описания хронологии накопления осадочных отложений и физических свойств пород, складывающих бассейн, а также для идентификации постседиментационных процессов. Это позволит осуществить реконструкцию как всего бассейна в целом, так и его отдельных слоев и флюидов в течение всего геологического времени. Такого рода анализ позволит установить всю историю бассейна в виде непрерывной последовательности стратиграфических событий определенного геологического возраста и продолжительности. Все эти события сводятся воедино в виде карты событий нефтегазоносной системы (рисунок 4)

Определение геологического времени формирования ловушек и последующих процессов — образования, миграции и накопления углеводородов — является одной из главных целей МОБНС.

История погружения отложений осадочного бассейна содержит информацию о глубине погружения и сохранности органического вещества. Эти величины связаны с температура ми и давлениями, воздействию которых подвергались осадочные породы, и с продолжительностью подобных воздействий. Температура является основным параметром превращения керогена в нефть и газ, а давление определяет миграцию флюидов. Ключевые входные данные для построения истории погружения осадков включают скорость осадкообразования, характеристики уплотнения осадков, их поднятия и эрозии и условия осадконакопления.

Входные данные для начальной модели: свойства флюидов коллекторов (пористость, давление, литология и пр.), тип керогена, содеражание углеводорода, водородный индекс, но отражательная способность витринита не используется на входных данных в программе Петромод, поэтому его имземеренные значения служат независимым набором величин для калибровки

Рисунок 1 Последовательность взаимосвязных шагов

Критический момент наступает, когда степень превращения — доля органического вещества мате ринской породы, превратившегося в углеводороды, — достигает 50%.

19 20 26