Использование геомеханической модели Каспийского региона для оценки нефтегазоносности

УДК 551.2

И. А. Гарагаш1, А. В. Дубовская1,2

1 Институт физики Земли им. О. Ю. Шмидта РАН 2 Московский физико-технический институт

Использование геомеханической модели Каспийского региона для оценки нефтегазоносности

Выполнено численное моделирование напряженно-деформированного состояния земной коры Каспийского региона на основании созданной трехмерной модели, содержащей основные геомеханические границы. В расчете учтены основные факторы, под действием которых складывается напряженно-деформированное состояние земной коры: некомпенсированный вес горного рельефа, горизонтальные и вертикальные тектонические движения, вариации плотности, неравномерный нагрев. В результате численного моделирования получены новые данные о распределении температур, деформаций и напряжений. Установлено, что градиенты температур, объемные деформации осадочной толщи и энергонасыщенность земной коры коррелируют с известными в регионе скоплениями углеводородов.

Ключевые слова: геомеханическая модель, напряженно-деформированное состояние, зоны разуплотнения, энергонасыщенность, численное моделирование.

1. Введение

Тесная связь пликативных и дизъюнктивных деформаций породного массива с месторождениями полезных ископаемых общеизвестна. По некоторым данным до 80% мировых разведанных запасов нефти и газа сосредоточено в месторождениях, приуроченных к разломам земной коры. Изучение многочисленных рудных месторождений показывает, что деформации, происходившие в ходе развития структур, в значительной степени определяют участки локализации, форму и размеры рудных тел [1]. До недавнего времени тектонические поля напряжений рассматривались только в связи с образованием деформационных структур [2], являющихся ловушками и вместилищами как для углеводородов, так и для рудных растворов. Однако на примере изучения складок [3] было показано, что палеотек-тонические поля напряжений не только механически деформируют толщу, но и влияют на миграцию и перераспределение химических элементов пород и руд. То же самое можно сказать и о насыщенных углеводородами флюидах, стремящихся переместиться в область пьезоминимума.

Напряженно-деформированное состояние земной коры является одним из важнейших факторов, контролирующих протекание разнообразных процессов — от движения флюидов до сейсмической активности. Оно складывается под действием многих факторов. Среди основных — горизонтальные и вертикальные тектонические движения, нескомпенсированный вес горного рельефа, вариации плотности, неравномерный нагрев. Перечисленные виды нагрузок взаимодействуют со сложной геофизической средой, главным признаком которой является разломно-блоковое строение, вертикальная реологическая расслоенность, наличие флюидов и горного рельефа. Кроме того, следует учитывать, что полная деформация литосферы включает наряду с тектонической и сейсмическую составляющую. Если первая обусловлена медленными тектоническими движениями и может быть условно названа «климатической» составляющей, то вторая есть результат накопления разрывных смещений (увеличения поврежденности среды) и является отражением «сейсмической погоды». Процесс накопления такого рода квазипластических «быстрых» деформаций, вообще говоря, является неустойчивым.

Деформации земной коры наиболее активны в зонах разломов на границах блоков. Это связано с раздробленностью среды в пределах разломов, обеспечивающих относительную подвижность сочленения блоков. Разломы представляют собой геологические тела

со сложным внутренним строением, из которых наиболее крупные достигают астеносферы. Теоретический анализ распределения напряжений в системе тектонических разломов Южной Калифорнии показал, что известные месторождения нефти и газа приурочены к областям пониженных тектонических давлений [4]. С зонами пониженного тектонического давления совпадают и месторождения полиметаллических руд на Северном Тянь-Шане [4].

С разломной тектоникой связана повышенная сейсмическая активность, концентрирующаяся в местах с высокой плотностью потенциальной упругой энергии сдвига [5]. Энергонасыщенность земной коры наряду с распределением зон пониженного давления определяет размещение углеводородов, так как связанная с ней диссипация энергии ускоряет процессы созревания нефти за счет сейсмической эмиссии и выделения тепла и увеличивает подвижность нефти в результате циклических нагрузок [6].

Миграция углеводородов в трещиновато-пористом пространстве разломов происходит как за счет диффузионно-конвективного переноса [7], так и в виде струйных потоков [8], особенно в условиях повышенной сейсмотектонической активности. В самом деле, дилатан-сионное деформирование [9] вызывает разуплотнение горных масс и при характерных циклических нагрузках, обусловленных подвижками по разломам, приводит к высокой флю-идодинамичности литосферы. Кроме того, в условиях вибрации меняются фазовые проницаемости для системы нефть-вода, газ-вода, прежде всего за счет кластерного восстановления подвижности фаз при насыщенности даже ниже порового значения [10]. Можно предположить, что аккумуляция углеводородов происходит в осадочной толще в местах пониженного тектонического давления, расположенных над энергонасыщенными участками фундамента. Этот критерий был проверен на известных месторождениях нефти на полуострове Бузачи [11].

Каспийский регион расположен в узлах пересечения крупнейших в Северной Евразии поясов нефтегазонакопления, которые по некоторым оценкам содержат более 50% всех углеводородных ресурсов западной половины Евразии. В Каспийском море и прилегающей к нему 250-километровой окраинной территории расположено около 400 месторождений нефти, газа и смешанных по составу флюидов. Суммарные геологические ресурсы углеводородов могут составлять более 27 млрд т УВ. Каспийское море, как и считалось ранее, остается крупной сырьевой базой углеводородов, имеющей мировое значение.

Однако изученность многих районов Каспия остается недостаточной для проведения обоснованной оценки его перспективных ресурсов. До сих пор слабоизучены глубинная структура дна Каспийского региона (в первую очередь — фундамент), термальный режим недр, особенности геодинамики.

2. Критерии аккумуляции углеводородов

Расчет распределения напряжений в системе тектонических разломов Южной Калифорнии [4] показал, что месторождения нефти и газа приурочены здесь к областям пониженных тектонических давлений, причем последние иногда смещены от разломов на расстояния до нескольких десятков километров. Как известно, для аккумуляции мигрирующих по разломам углеводородов необходимо сочетание минимумов напоров (которые соответствуют местам минимумов тектонического давления — в твердой матрице трещиноватопористой среды) и пористых коллекторов — ловушек с хорошо изолирующими покрытиями. Это обстоятельство, как и листрическая (шарьяжная) форма некоторых разломов, приводит к упомянутым смещениям.

Кроме того, в зонах разломов происходит интенсивное выделение сейсмической и тепловой энергии, ускоряющее процесс образования полезных ископаемых. Это утверждение основано на теоретических и экспериментальных исследованиях влияния механической энергии Земли на развитие геохимических процессов И- в результате были сформулированы следующие выводы:

• механическая энергия Земли, выделяющаяся при сейсмотектонической деятельности,

ведет к интенсивному росту химической активности органической и минеральной частей пород, существенно влияя на процессы образования и накопления углеводородов;

• синтез углеводородов возможен в условиях механической активности за счет минеральных компонент пород в результате генерации водорода из воды;

• энергетически активные зоны создают оптимальные условия для аккумуляции углеводородов и становятся основными аккумуляторами высоких удельных запасов нефти и газа; процессы генерации и накопления углеводородов являются циклическими, причем максимумы скоростей их реализации совпадают с эпохами сейсмотектонической активизации;

• открытие влияния сейсмотектонического фактора, ответственного наряду с температурой за процессы нефтегазообразования, позволяет по-новому строить прогнозы нефтегазаноеноети, значительно расширяя диапазон глубин и территорий для поиска новых месторождений нефти и газа.

Рис. 1. Аккумуляция углеводородов в осадочной толще

Таким образом, можно констатировать перспективность и новизну анализа налеонанря-жений для разработки новых методов поиска месторождений нефти и газа.

Согласно вышесказанному важным фактором, наряду с распределением зон пониженного давления, является уровень энергонаеыщенноети земной коры, так как связанная с ним диссипация энергии ускоряет процессы созревания нефти за счет сейсмической эмиссии и выделения тепла и увеличивает ее подвижность в результате циклических нагрузок. Поскольку процесс протекает в двухслойной системе фундамент осадочная толща, то можно сформулировать следующий критерий:

• аккумуляция углеводородов происходит в осадочной толще в местах пониженного тектонического давления, расположенных над энергонасыщенными участками фундамента (рис. 1).

3. Постановка задачи

Модель земной коры Каспийского региона создана для области от 37.0°^47.5°М и 46.0°Е-56.0°Е и представляет собой параллелепипед с характерными размерами 870 км на 1200 км но горизонтали и 180 км по вертикали, разделенный по глубине на несколько слоев внутренними геологическими границами (рис. 2) [12, 13]. Границами слоев являются: горный рельеф и батиметрия, а также характерные внутренние границы кровля консолидированной коры, поверхность Мохоровича [14].

Рис. 2. Геомеханическая модель земной коры Каспийского региона

Кроме того, получена верхняя граница астеносферы на основании данных о тепловом потоке в Каспийском регионе с учетом внутренней структуры коры и тепловых свойств образующих пород. Введение в модель слоя, моделирующего астеносферу, позволило ввести в модель вязкость и получить поля температур, что в свою очередь дает возможность решить задачу о температурных напряжениях в литосфере. При нахождении поверхности астеносферы предполагалось, что главным источником потоков тепла являются процессы в верхней мантии и температура на кровле астеносферы равна температуре солидуса — 1200 °С. В роли второго граничного условия выступает дневная поверхность с фиксированной температурой и заданным тепловым потоком. Считается, что в общем случае горные породы ведут себя как упругопластические среды с предельным условием Друккера-Прагера. В силу того, что материал астеносферы частично расплавлен и на больших временах испытывает вязкие деформации, астеносфера моделируется вязкоупругой средой Максвелла. Для расчетов были выбраны следующие исходные механические характеристики: верхний осадочный слой — плотность р = 2300 кг/м3, модуль сдвига С = 5.964 • 109 Па и объемный модуль К = 9.96 • 109 Па, сцепление с = 2 • 107 Па, максимальный угол трения = 22° и прочность на растяжение аг = 1 • 107 Па;

кора — плотность р = 2700 кг/м3, модуль сдв ига С = 1.218 • 1010 Па и объемный модуль К = 2.028 • 1010 Па, сцепление с = 2 • 107 Па, максимальный угол трения = 26° и прочность на растяжение аг = 1 • 107 Па;

литосфера — плотность р = 3200 кг/м3, модуль сдв ига С = 2.538 • 1010 Па и объемный модуль К = 2.1 • 1010 Па, сцепление с =2 • 107 Па, максимальный угол трения = 30° и прочность на растяжение аг = 1 • 107 Па.

астеносфера — плотность р = 3200 кг/м3, модуль сдвига С = 2.16 • 1010 Па и объемный модуль К = 2.1 • 1010 Па, вязкость ^ = 1.5 • 1021 Па-с.

Напряженно-деформированное состояние земной коры складывается под действием многих факторов. В расчете учтены основные — это некомпенсированный вес горного рельефа, горизонтальные и вертикальные тектонические движения, вариации плотности, неравномерный нагрев.

3.1. Результаты расчетов

Расчет содержит два этапа. Сначала рассчитывается начальное напряженное состояние модели под действием сил собственного веса, вызванное гравитацией. Затем вычисляются напряжения в коре с учетом распределения температуры.

Все расчеты выполняются с учетом ползучести астеносферы. Для расчетов используется программный код FLAC3D [15], реализующий явную конечно-разностную схему решения трехмерных задач механики сплошных сред.

Рис. 3. Корреляция распределения градиента температур в верхней части осадочной толщи и запасов углеводородов

На рис. 3 приведено распределение градиента температур в верхней части осадочной толщи, на которую нанесены распределения запасов углеводородов в Каспийском регионе. Видно, что значительное число месторождений углеводородов тяготеет к зонам максимальных градиентов температуры.

Рис. 4. Распределение запасов углеводородов в регионе и а) зоны разуплотнения; б) плотность упругой энергии

На рис. 4а показано положение зон разуплотнения в осадочной толще, а на рис. 46 показано распределение плотности упругой энергии в верхах земной коры, от которой зависит сейсмическая активность. Видно, что с зонами разуплотнения и энергонасыщенности коррелируют места скопления углеводородов.

4. Заключение

В результате создания трехмерной модели земной коры Каспийского региона получены новые данные о распределении температур, деформаций и напряжений. Установлено, что градиенты температур, объемные деформации осадочной толщи и энергонасыщенность земной коры коррелируют с известными в регионе скоплениями углеводородов. Результаты геомеханического моделирования предлагают новые данные, необходимые для оценки и исследования углеводородного потенциала Каспийского региона.

Литература

1. Белов С.В., Румянцев В.Н. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка.

- 1991. - № 11. - С. 62-74.

2. Ержанов Ж.С., Гарагаш И.А., Егоров А.К., Искакбаев А., Коксалов К. Теория складкообразования в земной коре. — М.: Наука, 1975. — 240 с.

3. Stephansson G., Ekstroom Т., Berlund S. Geoloska Forengens i Stockolm Forhandlinger. — 1977. - V. 99.

4. Гарагаш И.А., Николаевский B.H., Степанова, Г. С. Миграция и критерии аккумуляции углеводородов в системе тектонических разломов // ДАН СССР. — 1992. — Т. 324, N8 6. - С. 1169-1174.

5. Гарагаш И.А. Поиск мест возникновения сильных землетрясений // ДАН СССР. — 1991. - Т. 318, № 4. - С. 862-867.

6. Черский Н.В., Царев В.П., Сороко Т.М., Кузнецов О.Л. Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов. — Новосибирск: Наука, 1983.

- С. 140-152.

7. Nikolaevskiy V.N. Mechanics of Porous and Fractured Media. — Singapore: World Scientific, 1990. - 472 p.

8. Войтов Г.И. Геохимия. - 1991. - № 6. - С. 769-780.

9. Гарагаш И.А., Николаевский В.Н. Неассоциированные законы течения и локализации пластической деформации // Успехи механики. — 1989. — Т. 12. Вып. 1. — С. 131-183.

10. Степанова Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. — М.: Недра, 1983. - С. 191.

11. Гарагаш И.А. Перспективы использования напряженно-деформированного состояния земной коры для поиска месторождений нефти и газа // Труды Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» — 1996. — Т. 4. — С. 9-20.

12. Гарагаш И.А., Дубовская А.В. Использование геоинформационных моделей для анализа напряженно-деформированного состояния земной коры Каспийского региона // Тезисы международной конференции «Вычислительная геодинамика и мантийные неустойчивости». — 2009. — С. 41-43.

13. Дубовская А.В. Граница астеносферы и температурные напряжения в земной коре Каспийского региона // Труды 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук». - 2009. - Т. 2. — С. 31-33.

14. Глумов Н.Ф., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Б.В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. - М.: Недра—Бизнесцентр, 2004.

15. Itasca Consulting Group, Inc. 2006. FLAC3D - Fast Lagrangian Analysis of Continua in 3 Dimensions, Ver. 3.1, User’s Manual. Minneapolis: Itasca.

Поступила в редакцию 23.10.2012