Russian English

ISSN 2410-3837

РАСПРОСТРАНЕНИЕ ЖУРНАЛ АРХИВ РЕКЛАМА ПОДПИСКА
 
3D бассейновое моделирование Версия для печати

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. На геологическом факультете МГУ были оценены перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Южно-Карского бассейна, для чего авторами был использован метод бассейнового моделирования, который дает возможность увязать между собой и учесть весь накопленный геолого-геофизический и геохимический материал в единую численную модель нефтегазоносного бассейна.

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.

 

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.

 
 
Rambler's Top100

© 2000-2018 ИА Neftegaz.RU

 |  www.neftegaz.ru  |  Рекламодателям  |  Услуги  |  Обратная связь  |  Редакция  |