USD 68.3413

-0.64

EUR 76.6243

-0.15

BRENT 39.45

+0.24

AИ-92 42.27

+0.03

AИ-95 45.97

-0.07

AИ-98 52.54

+0.03

ДТ 47.32

+0.01

2 мин
116
0

3D бассейновое моделирование. Оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Южно-Карского региона

В акватории Российской Арктики значительная доля ресурсного потенциала связана с южной частью Карского моря. Одним из наиболее сложных объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ в этой части Арктики является нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс, существенные риски при прогнозе углеводородных скоплений здесь связаны с неопределенностью данных о распространении коллекторских прослоев с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами.

Общая площадь региона исследования составляет 420 тыс. км2. Принципиальная трехмерная бассейновая модель для Южной части Карского моря была создана в ПО Petromod (Шлюмберже). Структурный каркас модели был создан с использованием структурных поверхностей для основных отражающих горизонтов. Каркас состоит из 30 поверхностей (от кровли гетерогенного палеозойского складчатого основания до дневной поверхности) с разрешением ячейки грида 3 км.

Для различных стратиграфических горизонтов были составлены фациальные схемы, и горизонтам в 3D модели были присвоены соответствующие литологические типы (рис. 1).


Рисунок 1. Стратиграфическая и литофациальная 3D модель Южно-Карского бассейна

Осадочный разрез Южно-Карского бассейна сложен терригенными отложениями мезозойского возраста. При построении модели были учтены результаты исследования керна пород, ранее выполненных в МГУ. Особое внимание при заполнении модели лито-петрофизической информацией было уделено характеристике коллекторов нижне- (джангодская свита) и среднеюрского (вымская, малышевская свиты) возраста. По результатам керновых исследований скважин Ямало-Гыданского региона нижнеюрские коллекторские горизонты плинсбахского возраста представлены мелкозернистыми песчаниками с глинистым и кварцевым регенерационным цементом. Песчаник аллювиально-континентальных обстановок относится к группе кварцевых граувакков с эффективной пористостью от 9,3 до 20%. Среднеюрские байосс-батские преимущественно мелководно-морские отложения представлены мелкозернистыми преимущественно кварцевыми песчаниками и относятся к полевошпат-кварцевым грауваккам с пористостью 10,4-24%.

Свойства, выделяемых в разрезе нефтематеринских толщ (НМТ) в модели заданы в соответствии с данными геохимической лаборатории геологического факультета МГУ по результатам пиролитических исследований.

Проверка модели на соответствие натурным испытаниям проводилась по значениям пластовых температур и давлений для 9 скважин, а также по Тmax пиролиза (индикатора зрелости пород) образцов керна.

По результатам проведенного 3D бассейнового моделирования новые перспективные и рентабельные для бурения скопления нефти и газа в песчаных коллекторах джангодской, вымской и малышевской свитах прогнозируются на территории Восточно-Приновоземельского поднятия, в пределах локальных валов Южно-Карского и Восточно-Приуральских прогибов, а также на территории Щучьинского и Южно-Ямальского выступов (рис. 2).

Проведенный анализ геологического строения и эволюции бассейна свидетельствует о высоком углеводородном потенциале и перспективности на нефть и газ юрских отложений Приямальского шельфа Карского моря.

 

Рисунок 2. Схема перспектив нефтегазоносности для раннеюрского (J1pl) комплекса



Keywords: Kara sea, exploration, Arctic, lower-middle Jurassic oil and gas complex, reservoir layers




Статья «3D бассейновое моделирование. Оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Южно-Карского региона » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№11, Ноябрь 2018)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus