Курсовая. Геологии и геофизики нефти и газа
 Скачать 5.57 Mb.
|
3.3.Анализ граничных параметровГраничные условия являются одними из основных входных данных для проведения моделирования геологических процессов, происходящих на изучаемой территории. На основании этих данные производится просчет модели прогрева, генерации углеводородов, степени зрелости органического вещества нефтегазоматеринских толщ и другие процессы. Граничные условия отражают обстановки осадконакопления в определенный период геологического времени. В ПО PetroMod используются такие граничные условия, как: PWD (Paleo Water Depth) или палеоглубина моря – показывает глубину морского бассейна, в пределах которого происходило осадконакопление в течение каждого геологического периода, [м]. Для определения глубины осадконакопления каждого литологического комплекса была использована кривая геоморфологии осадконакопления (рис.9). SWIT (Sediment Water Interface Temperature) или температура на поверхности осадконакопления (поверхности контакта между осадком и водой) в течение каждого геологического периода, [°С]. HF (Heatflow) или тепловой поток – это количество теплоты, проходящее от поверхности фундамента через осадочный чехол бассейна в течение определенного геологического времени, [мВт/м2]. Чем выше значение теплового потока, тем больше прогреты отложения.  Рисунок 8. Тренды PWD, SWIT, HF  Рисунок 9. Кривая геоморфологи осадконакопления Как уже было написано, расчёт палеоглубин производился с помощью кривой геоморфологии осадконакопления: на основании литологического состава комплексов пород, накопившихся в течение каждого геологического отрезка времени путем сложения палеоглубин осадконакопления каждой породы и деления суммы на количество пород в рассчитываемом литологическом комплексе. Такими образом, имеем следующее: Отложения верхнего отдела вендской системы накапливались на глубине 102 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения нижнего и верхнего отделов девонской системы накапливались на глубине 142 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения доманиковского горизонта верхнего отдела девонской системы накапливались на глубине 138 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения франского и фаменского ярусов верхнего отдела девонской системы и турнейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы накапливались на глубине 182 м. в условиях мелкого морского шельфа, но значительно глубже, чем предшествующие им нефтегазоматеринские отложения. Отложения радаевского горизонта визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы накапливались на глубине 262 м. в условиях глубокого морского шельфа. Отложения визейского и серпуховского ярусов нижнего отдела каменноугольной системы накапливались на глубине 197 м. в условиях глубокого морского шельфа. Отложения московского яруса среднего отдела каменноугольной системы накапливались на глубине 288 м. в условиях глубокого морского шельфа. Отложения верхнего отдела каменноугольной системы накапливались на глубине 154 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения ассельского и сакмарского ярусов нижнего отдела пермской системы накапливались на глубине 150 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения артинского яруса нижнего отдела пермской системы накапливались на глубине 109 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения кунгурского яруса нижнего отдела пермской системы накапливались на глубине 100 м. в условиях мелкого морского шельфа. Отложения уфимского яруса нижнего отдела пермской системы накапливались на глубине 107 м. в условиях мелкого морского шельфа. Глава 4. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы4.1.Катагенетическая эволюция нефтегазоматеринских толщВ процессе геологической истории нефтегазоматеринские породы проходят различные стадии катагенетических преобразований, которые главным образом обусловлены степенью погружения бассейна осадконакопления в процессе своего существования. Погружаясь, нефтегазоматеринские толщи попадают в зоны более высоких температур, что способствует прогреву находящегося в них органического вещества. Степень прогрева органического вещества определяет дальнейшее его преобразование и реализацию керогеном, входящего в органическое вещество, своего генерационного потенциала. Нефтегазоматеринские породы франско-турнейского НГК: С конца доманиковского времени позднего девона (371,5 млн. лет назад) до начала сакмарского века ранней эпохи пермского периода (290, 2 млн. лет назад) нефтегазоматеринские толщи доманиковского горизонта франского яруса среднего девона находились на стадии протокатагенеза ПК1-ПК2. Об этом свидетельствуют значения отражательной способности витринита (в масле) Ro, которые составляют 0-0,55%. Стадия ПК1-ПК2 окончательно завершает этап дигенетических преобразований керогена ОВ в условиях сравнительно низких температур и давлений. В зоне раннего и среднего протокатагенеза ПК1-ПК2 происходит генерация сухого биогенного газа CH4, CO2, N2. К концу артинского века ранней эпохи пермского периода (287 млн. лет назад) НГМТ доманиковского возраста, а именно их более погруженная восточная часть, входят в зону генерации ранней нефти. Отражательная способность витринита Ro = 0,55-0,70%. Стадия протокатагенеза – ПК3. В зоне позднего катагенеза могут возникнуть условия для генерации «незрелых» тяжелых, высокосмолистых и высокосернистых нефтей нафтенового типа. К концу кунгурского века ранней эпохи пермского периода (275 млн. лет назад) восточная и центральные более погруженные части нефтегазоматеринских толщ доманиковского возраста уже находились на стадии мезокатагенеза МК1-МК3. Отражательная способность витринита Ro составляет 0,7-1,0%. В зоне мезокатагенеза МК1-МК3 происходит наиболее активное преобразование и перестройка керогена органического вещества в условиях более высоких температур и давлений. Происходило образование главным образом жидких углеводородов. Интервал глубин, соответствующий зоне МК1-МК3, есть главная зона нефтеобразования. Наименее погруженная западная часть отложений все еще находится в зоне генерации ранней нефти. Значения отражательной способности витринита Ro составляют 0,55-0,70%. Стадия протокатагенеза – ПК3. На данной стадии могут возникнуть условия для генерации «незрелых» тяжелых, высокосмолистых и высокосернистых нефтей нафтенового типа. К концу уфимского века ранней эпохи пермского периода (271 млн. лет назад) относительно небольшая часть нефтегазоматеринских толщ доманиковского горизонта в наиболее погруженной восточной части разреза находится в зоне генерации поздней нефти в зоне мезокатагенеза МК4. Значения отражательной способности витринита Ro составляют. Термобарические условия обуславливают образование на данном этапе газоконденсатов и лёгких нефтей. Большая часть (центральная) нефтегазоматеринских отложений продолжает находиться на стадии мезокатагенеза МК1-МК3. Отражательная способность витринита Ro составляет 0,7-1,0%. Западная же часть НГМТ находится в зоне генерации ранней нефти. Отражательная способность витринита Ro составляет 0,55-0,70%. В настоящее время небольшая часть (в восточной части разреза) нефтегазоматеринских пород доманиковского возраста находится на стадии мезокатагенеза МК5. Об этом свидетельствуют значения отражательной способности витринита (в масле) Ro, которые составляют 1,88%. На данной стадии происходит генерация высоко температурных жирных газов. Центральная часть НГМТ доманиковского возраста находится в зоне генерации поздней нефти, а западная часть отложений НГМТ – в главной зоне нефтеобразования. Отражательная способность витринита составляет 1-1,3% и 0,7-1,0% соответственно. Нефтегазоматеринские породы нижнепермского НГК: С конца сакмарского века ранней эпохи пермского периода (290, 2 млн. лет назад) до начала кунгурского века ранней эпохи пермского периода (275 млн. лет назад) нижнепермские нефтегазоматеринские толщи находились на стадии протокатагенеза ПК1-ПК2. Об этом свидетельствуют значения отражательной способности витринита (в масле) Ro, которые составляют 0-0,55%. Стадия ПК1-ПК2 окончательно завершает этап дигенетических преобразований керогена ОВ в условиях сравнительно низких температур и давлений. В зоне раннего и среднего протокатагенеза ПК1-ПК2 происходит генерация сухого биогенного газа CH4, CO2, N2. К концу кунгурского века ранней эпохи пермского периода (275 млн. лет назад) небольшой объем ассель-сакмарских нефтегазоматеринских отложений в восточной части разреза попадает в зону генерации ранней нефти. Отражательная способность витринита Ro составляет 0,55-0,70%. Стадия протокатагенеза – ПК3. В зоне позднего катагенеза могут возникнуть условия для генерации «незрелых» тяжелых, высокосмолистых и высокосернистых нефтей нафтенового типа. Преобладающая же часть НГМТ отложений все еще находится на стадии протокатагенеза ПК1-ПК2. Отражательная способность витринита не превышает 0,55%. В зоне раннего и среднего протокатагенеза ПК1-ПК2 происходит генерация сухого биогенного газа CH4, CO2, N2. К концу уфимского века ранней эпохи пермского периода (271 млн. лет назад) восточная, погружающаяся быстрее остальных часть нефтегазоматеринских толщ по-прежнему находится в зоне генерации ранней тяжелой нефти на стадии протокатагенеза ПК3. Различие лишь в объеме пород, находящихся в этой зоне, который по сравнению с предыдущим периодом больше. Отражательная спосбность витринита в восточной части разреза составляет 0,55-0,70%. Остальная преобладающая часть ассель-сакмарской нефтегазоматеринской толщи продолжает находиться на стадии протокатагенеза ПК1-ПК2. Отражательная способность витринита – до 0,55%. В настоящее время ассель-сакмарская НГМТ, а именно ее восточная и центральная части находятся в зоне генерации ранней нефти на стадии протокатагенеза ПК3. Отражательная спосбность витринита составляет 0,55-0,70%. В зоне позднего катагенеза могут возникнуть условия для генерации «незрелых» тяжелых, высокосмолистых и высокосернистых нефтей нафтенового типа. Таким образом, мы видим, что НГМТ доманиковского возраста попала в главную зону нефте- и газообразования, в то время как ассель-сакмарская НГМТ не смогла достигнуть этой стадии. Это можно объяснить интенсивностью погружения, которая была недостаточно большой для того, чтобы нефтегазоматеринские толщи нижнепермского нефтегазоносного комплекса смогли погрузиться на глубины, термобарические условия в которых могли бы обеспечить нужную степень преобразованности керогена органического вещества. На рисунке 10 показана модель катагенетической эволюции нефтегазоматеринских толщ.
Рисунок 10. Модель катагенетической эволюции нефтегазоматеринской толщи |
