Восстановление тепловой истории осадочных бассейнов
Для построения модели Прикаспийского бассейна были введены три типа граничных значений: палеоглубин океана, значения тепловых потоков для каждого оцифрованного пласта и значения температур. В программе Petromod эти данные выстраиваются в три тренда, которые называются PWD, HF и SWIT соответственно. Последний тренд рассчитывается автоматически в программе. Для того, чтобы сделать модель прогрева… Читать ещё >
Восстановление тепловой истории осадочных бассейнов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Для построения модели Прикаспийского бассейна были введены три типа граничных значений: палеоглубин океана, значения тепловых потоков для каждого оцифрованного пласта и значения температур. В программе Petromod эти данные выстраиваются в три тренда, которые называются PWD, HF и SWIT соответственно. Последний тренд рассчитывается автоматически в программе. Для того, чтобы сделать модель прогрева, достаточно указать широту и регион, для которого проводится моделирование. В программу встроены статистические данные, которые позволяют довольно точно это рассчитать. Палеоглубины вычисляются исходя из литологического состава отложений, которыми представлен данный период геологического времени (Табл.2).
Таблица 2. Глубина образования пород.
Литология | Глубина образования, м. | |
Q. | 60 глина 40 песчаник. | |
Pg. | 20 глина 80 песчаник. | |
K2−2. | 95 глина 5 мергель. | 127,5. |
K2−1. | 100 глина. | |
K1. | 55 песчаник 45 известняк. | 32,5. |
J3. | 90 глина 10 аргиллиты. | 115,75. |
J2. | 50 известняк, 50 песчаник. | 32,5. |
J1. | 65 глина 35 аргиллиты. | 92,625. |
T. | 100% песчаник. | 32,5. |
PZ. | 100 глина. |
Значение теплового потока для данного региона составляет 60 мВт/м2, что является стандартным для плит и древних платформ. Программное обеспечение на основании этих граничных данных рассчитывает значения температур и по ним составляет карту прогрева для исследуемой территории.
Термобарический анализ применяется для определения условий формирования углеводородов, прогнозирования перспективности в плане нефтегазоносности на территории региона. Основное внимание при термобарическом анализе уделяется непосредственно нефтематеринской толще, в которой сосредоточено органическое вещество. Для того, чтобы из органического вещества нефтематеринских пород сгенерировались углеводороды, необходимо соблюдать несколько важных условий, в частности, устойчивое прогибание территории и прогрев осадочных пород. Для созревания органического вещества необходимо, чтобы температура нефтематеринских пород постепенно увеличивалась до определенных температур. В зависимости от температур выделяются следующие зоны: главная фаза нефтеобразования (80−160оС), главная фаза газообразования (160−220оС), а также предшествующая зоне нефтеобразования стадия биогенного газа. С точки зрения формирования осадочных толщ ГФН приходится на стадии МК1-МК3 (мезокатагенез-1 — мезокатагенез-3), а образование газа (в основном метана) происходит на стадиях МК4-АК2. Для того, чтобы определить, какие углеводороды могли сформироваться в условиях данного разреза, была создана модель прогрева, рассмотрены палеотемпературные разрезы.
В наши дни для нефтематеринских пород характерны поздняя зрелость практически по всей площади выход из нефтяного окна (перезрелые породы). На данной территории есть залежи нефти и газа Что касается типа керогена ОВ, то он определяется по значению водородного индекса (HI). Здесь HI = 310 мгУВ/гСорг, что относится ко II типу керогена, где преимущественно генерируются жидкие УВ.