Создание одномерной бассейновой модели в программном комплексе «МОБиУС»

1.

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАР СТ В ЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
(НАЦИО Н АЛЬН ЫЙ ИССЛЕДОВ АТ Е ЛЬС К И Й УНИВ ЕР СИТ ЕТ )
НЕФТ И И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУ БК ИНА
КАФЕДРА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА
Л.И. БОНДАРЕВА
Д.В. АРЦЫБАСОВА
Учебно-методическое пособие
Создание одномерной бассейновой модели в
программном комплексе «МОБиУС»
Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2023 г.

2.

УДК 550.8.013:004.94(075)
Б81
Бондарева, Л.И. Создание одномерной бассейновой модели в программном комплексе «МОБиУС» : учебно-методическое
пособие : по дисциплине «Теоретические основы поиска и разведки нефти и газа» / Л.И. Бондарева, Д.В. Арцыбасова. – М.: РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2023. – 4,92 Мб – Электрон.дан. - 1 электрон.опт.диск (CD-ROM); 12 см. –
Систем.требования: компьютер IBM-PC совместимый; монитор, видеокарта, поддерживающ. разреш.1024x768; привод CD-ROM;
программа для чтения pdf-файлов. – Загл.с этикетки диска. – Текст. Изображение : электронные.
Рецензенты:
заведующая лабораторией нефтегазовой геофлюидодинамики ИПНГ РАН, доктор минералогических наук, Л.А. Абукова;
заведующий кафедрой поисков и разведки нефти и газа, доктор минералогических наук, профессор, С.Ф. Хафизов.
Описаны все этапы построения одномерной бассейновой модели в программном комплексе «МОБиУС» по дисциплине
«Теоретические основы поиска и разведки нефти и газа». Представлен теоретический материал по основным этапам бассейнового
моделирования, а также рассмотрены геологические поисковые критерии нефтегазоносности.
Учебно-методическое пособие предназначено для студентов, обучающихся по направлению 05.03.01 «Геология природных
резервуаров нефти и газа», а также может быть полезно бакалаврам, магистрантам и аспирантам других специальностей.
Минимальные системные требования:
Тип компьютера, процессор, частота: IBM-PC совместимый
Видеосистема: монитор, видеокарта, поддерживающая разрешение1024x768
Дополнительное оборудование: привод CD-ROM
Дополнительное программное обеспечение: программа для чтения pdf-файлов.
© РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2023
© Л.И. Бондарева, Д.В. Арцыбасова, 2023

3.

СОДЕРЖАНИЕ
1.Введение………………………………………………………………….4
2.Тектонические и палеотектонические критерии
нефтегазоносности......................................................................................10
3.Практическая работа №1 – Построение структурного каркаса
бассейновой модели……………………………………………….……...14
4.Литолого-фациальные и геохимические критерии
нефтегазоносности………………………………………………………25
5.Практическая работа №2–Характеристика элементов
углеводородных систем…………………………………………………..37
6.Термобарические и гидрогеологические критерии
нефтегазоносности………………………………………………………46
7.Практическая работа №3–Определение граничных условий
бассейновой модели………………………………………………………70
8.Выгрузка и просмотр результатов моделирования………………..76
9.Пояснительная записка – Оценка перспектив нефтегазоносности на
основе 1D бассейнового моделирования………………………………...77
3

4.

ВВЕДЕНИЕ
• Целью
курса
является
обучение
теоретическим
и
методологическим основам прогнозирования нефтегазоносности
недр, принципам и методам поисков и разведки скоплений нефти и
газа.
• Бассейновое моделирование – компьютерная технология,
позволяющая восстановить историю развития (перспективно)
нефтегазоносного бассейна в геологическом масштабе времени и
реконструировать протекавшие в нем (бассейне) геологические
процессы, в т.ч. нефтегазообразование и нефтегазонакопление, и
на основании полученных результатов обеспечить обоснованный
прогноз нефтегазоносности бассейна.
• Программные продукты:
• PetroMod (Schlumberger),
• TemisFlow (Beicip-Franlab)
• МОБиУС (ООО «Лаборатория геологии» МГУ)
• и др.
4

5.

Программный
пакет
«МОБиУС»
является
инструментом
практического воплощения современной передовой технологии моделирования
осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем (B&PSM – от Basin and Petroleum
System Modeling).
Программные решения, реализованные в «МОБиУС», позволяют
осуществлять моделирование процессов генерации, миграции, аккумуляции нефти
и газа, обеспечивая при этом полный контроль PVT-условий многокомпонентной 3х фазной углеводородной системы во времени.
Расчеты, выполненные с использованием ПП «МОБиУС» по
технологиям бассейнового моделирования, позволяют существенно повысить
точность прогноза мест накопления нефти и газа.
5

6.

ОСАДОЧНО-МИГРАЦИОННАЯ ТЕОРИЯ
ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Накопление ОВ
Генерация УВ
Миграция УВ
Аккумуляция УВ
Консервация УВ
Разрушение и перераспределение скоплений УВ
Бассейновое моделирование основано на осадочно-миграционной теории, которая рассматривает
формирование залежей в результате процессов, происходящих в осадочном бассейне
6

7.

ОСАДОЧНО-МИГРАЦИОННАЯ ТЕОРИЯ
ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Стадии
преобразования ОВ и
УВ
Геологические условия среды нахождения ОВ и УВ
Накопление ОВ
Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой; застойный палеогидрогеологический
режим; пониженная сульфатность; накопление и захоронение ОВ в процессе осадконакопления
Генерация УВ
Породы различного состава, содержащие потенциально нефтегазоматеринские толщи;
аэробная геохимическая среда; застойный палеогидрогеологичсский режим
Миграция УВ
Породы различного состава, обладающие повышенными емкостными и фильтрационными
свойствами; анаэробная геохимическая среда
Аккумуляция УВ
Наличие пород-коллекторов, обладающих повышенными емкостными и фильтрационными
свойствами; анаэробная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод; наличие породфлюидоупоров (покрышек) над коллекторами; начисление региональных и локальных ловушек,
благоприятных для аккумуляции УВ
Консервация УВ
Наличие пород-коллекторов, обладающих повышенными емкостными и фильтрационными
свойствами; анаэробная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод; наличие пород
флюидоупоров (покрышек) над коллекторами; их герметичность; нахождение скреплений УВ вне
зоны аэрации; сохранение замкнутости структурных ловушек после формирования скоплений;
сохранение благоприятного регионального наклона слоев
Разрушение или
перераспределение УВ
Попадание скоплений УВ в зоны аэрации; раскрытие ловушек; тектоническая нарушенность пород;
фильтрация УВ из ловушек по тектоническим нарушениям; прорывы УВ через покрышку; перенос
УВ движущейся водой; растворение, окисление и разложение УВ
Источник: Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мстиславская Л.П. 1984.
7

8.

ОСНОВНЫЕ ШАГИ БАССЕЙНОВОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ
№
Этапы моделирования
№
Практические работы
1
Создание геологической модели
1
1.1
создание каркасной модели, модели разрывных нарушений
Построение структурного каркаса
бассейновой модели
1.2
создание литолого-фациальной модели
2
1.3
создание геохимической модели
Характеристика элементов
углеводородных систем
1.4
задание термобарических граничных условий
3
Определение граничных условий
бассейновой модели
2
Моделирование геологических процессов
4
2.1
геотермическое моделирование
Оценка перспектив
нефтегазоносности на основе 1D
бассейнового моделирования
2.2
моделирование степени реализации нефтегазогенерационного
потенциала
2.3
моделирование процессов генерации, миграции, аккумуляции и
переформирования УВ скоплений
3
Оценка перспектив нефтегазоносности
3.1
модели нефтегазонасыщенности по разрезу
3.2
прогноз фазового состава скоплений УВ, выделение зон
преимущественного нефтенакопления и газонакопления
3.3
ранжирование ловушек по степени перспективности

9.

ВВЕДЕНИЕ
Этап построения бассейновой модели
Соответствующая дисциплина
геологического цикла
Построение структурного каркаса
Структурная геология, Тектоника,
Геодинамика
Литолого-фациальная характеристика
Литология (в т.ч. седиментология,
петрография, фациальный анализ,
секвентная стратиграфия)
Геохимическая характеристика
Геохимия нефти и газа, Органическая
геохимия
Восстановление тепловой эволюции
бассейна
Геотермия, Геодинамика, Тектонофизика
Анализ полученных результатов
Геология нефти и газа, Тектоника,
Структурная геология, Геомеханика,
Геохимия нефти и газа, Гидрогеология,
Гидродинамика, Геотермия
Источник: Астахов С.М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования. 2015 (с изменениями)
9

10.

ТЕКТОНИЧЕСКИЕ И
ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ
КРИТЕРИИ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
10

11.

ТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Тектонические характеристики:
генетический тип осадочного бассейна (рифтовые,
пострифтовые, присдвиговые, района зоны субдукции и др.)
геологическая модель осадочного бассейна (границы
бассейна, глубина залегания фундамента, основные
положительные и отрицательные объекты разного порядка,
степень нарушенности фундамента и осадочного чехла,
расположение и характер структурных этажей / структурноформационных зон, наличие региональных перерывов и
несогласий и др.)
11

12.

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Палеотектонические характеристики:
режим палеотектонических движений в течение исследуемого
отрезка времени геологической истории
скорость осадконакопления в течение исследуемого отрезка
времени геологической истории
сохранность структур в течение исследуемого отрезка времени
геологической истории
12

13.

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Одним из примеров графического
изображения палеотектонического анализа
является график истории погружения.
График строится по скважинным данным –
мощностям
горных
пород,
литологостратиграфической характеристике.
График
позволяет
оценить мощность
каждый
накопленных
отложений
за
промежуток времени.
Рисунок 1 - Пример графика погружения
13

14.

СОЗДАНИЕ ПРОЕКТА
14

15.

ЗАДАНИЕ №1
Исходные данные: скважинные данные (отбивки по глубинам,
стратиграфия, истинные, эродированные мощности).
Предоставляются преподавателем.
Задание: ввести данные по абсолютным возрастам кровли и
подошвы стратиграфических подразделений отложений в ПК,
по истинным и эродированным мощностям, построить модель
погружения отложений
Пример варианта:
Индекс
Q
N
P
K2
K1
J3
Наблюдаемая мощность (после
эрозии)
1000
900
1100
658
700
230
Исходная мощность
(до эрозии)
1250
1300
1200
760
700
505
15

16.

ЗАДАНИЕ №1
Основные шаги выполнения задания:
1. Создать проект в ПК «МОБиУС» ;
2. Добавить новую скважину;
3. Создать новую 1D модель;
4.Заполнить по исходным данным разрез осадочного чехла
(имя слоя, возраст, абсолютные возрасты кровли и подошвы
стратиграфических подразделений отложений, отбивки по
глубинам, истинные, эродированные мощности);
5. Запустить проект на просчет.
16

17.

СОЗДАНИЕ ПРОЕКТА
После запуска программы «МОБиУС» необходимо создать проект. Для этого нажимаем на
вкладку «ФАЙЛ» и выбираем «СОЗДАТЬ ПРОЕКТ»
17

18.

СОЗДАНИЕ ПРОЕКТА
Далее необходимо задать «ИМЯ ПРОЕКТА» и выбрать «ПУТЬ К ПРОЕКТУ»
18

19.

СОЗДАНИЕ ПРОЕКТА
После этого необходимо нажать на кнопку «НОВАЯ СКВАЖИНА». Далее задать
краткое и полное имя скважины.
19

20.

СОЗДАНИЕ ПРОЕКТА
Далее необходимо нажать на кнопку «НОВАЯ 1D МОДЕЛЬ» и задать «ИМЯ МОДЕЛИ»
20

21.

СОЗДАНИЕ РАЗРЕЗА ОСАДОЧНОГО
ЧЕХЛА
В первую очередь нужно выбрать Вашу созданную скважину и нажать на нее.
После этого во вкладке Входные данные нажимаете на кнопку «РАЗРЕЗ ОСАДОЧНОГО
ЧЕХЛА»
21

22.

СОЗДАНИЕ РАЗРЕЗА ОСАДОЧНОГО
ЧЕХЛА
Далее нажимаете на кнопку «+» и добавляете количество слоев по Вашим исходным данным + еще один
слой!!! Заполняете имя, наблюдаемую и исходную мощность согласно исходным данным. Возраст
указываете по геохронологической шкале на конец периода.
22

23.

СОЗДАНИЕ МОДЕЛИ ПОГРУЖЕНИЯ
ОТЛОЖЕНИЙ
После заполнения входных данных разреза осадочного чехла необходимо поставить модель на просчет. Для этого в
левом в верхнем углу нажать на кнопку «ЗАПУСТИТЬ РАСЧЕТ». Во вкладке Результаты расчета нажать на
кнопку «ИСТОРИЯ ПОГРУЖЕНИЯ».
23

24.

ИТОГОВЫЙ РЕЗУЛЬТАТ
ТЕКТОНИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
Рисунок 2 - Модель погружения отложений
В результате у Вас отобразиться Модель погружения отложений.
создан
Работа выполнена. Структурный каркас
24

25.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ И
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
25

26.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
Фация – определенный тип породы со специфическими
особенностями,
отражающими
условия
(обстановки)
осадконакопления.
26

27.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
Формация – естественное и закономерное сочетание горных
пород,
связанных общностью условий образования
и возникающих на
определенных стадиях развития основных структурных зон земной
коры.
нефтегазоносный
комплекс
(РНГК) – литологоРегионально
стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций,
характеризующийся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных
территорий, охватывающих ряд смежных крупных геоструктурных элементов
и нередко развитых в пределах целых геологических провинций. В составе
РНГК, как правило, выделяются:
нефтегазоматеринская
толща,
нефтегазосодержащая толща и толща слабопроницаемых пород (флюидоупор).
27

28.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
Литолого-фациальные характеристики:
Характеристика элементов регионально нефтегазоносных
комплексов
Палеогеографическая обстановка в течение исследуемого
отрезка
времени геологической истории (вещественный
состав; структура; окраска; органические остатки; формы
породных тел, их строение и взаимоотношения с другими
телами одного возраста и др.) =>
формирование
нефтегазоматеринских пород, пород-коллекторов,
породфлюидоупоров и неструктурных ловушек.
28

29.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
Палеогеографический профиль
Трансгрессия
Регрессия
Литологическая
колонка
Палеогеографическая карта
29

30.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
1
2
Месторождение Хьюготон
Источник: Хайн Н.Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. 2004.
На рисунках представлены реальные примеры месторождений, приуроченных к зонам
литологического замещения и выклинивания.
30

31.

ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Геохимические характеристики:
При генерационных процессах
Количественное содержание органического вещества в породах
Тип
исходного
органического
фазоворазличные углеводороды
Степень
преобразованности
ОВ
генерационного потенциала керогена ОВ
вещества
в
=>
степень
породах
=>
реализации
31

32.

Кероген
Условия
седиментации
ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Шельф
Континент
I
III
Глубоководье
II
32

33.

ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Условные обозначения:
1 – известняки; 2 – доломиты; 3 – аргиллиты; 4 – известковистость; 5 – глинистость; 6 – хорошие
нефтегазоматеринские толщи; 7 – породы, обедненные Сорг; 8 – отсутствие определений.
33

34.

ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Стадийность катагенеза
Источник: Ермолкин В.И.,
геохимия нефти и газа. 2012. Керимов
В.Ю. Геология и
34

35.

ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Геохимические характеристики:
При миграционных и аккумуляционных процессах
углеводородов
в
Площадные аномалии высоких концентраций
водах, приземной
почве, подпочвенных отложениях,
породах,
съемка,
растительности
и др. (газогеохимическая
атмосфере,
гидрогеохимическая съемка, биогеохимическая съемка и др.)
Аномалии высоких концентраций углеводородов в разрезе (газовый
каротаж, Rock-Eval (reservoir))
Данные характеристики позволяют сделать следующие выводы:
Фазовое состояние углеводородов залежи
Источник углеводородов
вещество – углеводороды)
в
залежи
(корреляция
органическое
35

36.

ВЫБОР КИНЕТИЧЕСКОГО СПЕКТРА
Кинетические спектры реакций
преобразования органического
вещества керогенов различных
генетических типов
(Pepper, Corvi, 1995)
Кинетические
спектры
характеризуют скорость реакции
преобразования
органического
вещества. В ПК МОБиУС есть
библиотека кинетических данных
для различных нефтегазоносных
провинций.
36

37.

ЗАДАНИЕ №2
Исходные
данные:
литология,
геохимия,
элементы
нефтегазоносных комплексов (НГК)
Задание: ввести данные по литологии для слоев в ПК
МОБиУС, создать литологические миксы, ввести данные
по НГК,
общему
органическому
углероду
(ТОС),
водородному индексу (HI)
Пример задания:
Индекс
Литология
НГК
Q
Конгломерат
N
P
K1
Известняк
85% глина 15
% алевролит
60 %
песчаник
40 %
алевролит
Аргиллит
перекрыва
ющие
коллектор
покрышка
J3
Мергель
K2
Геохимия
Сорг %
НI
мгУВ/гТО
С
Кинетика
коллектор
НГМТ
подстила
ющие
2,5
320
Behar et all
(1997)
T2
(PB)
37

38.

ЗАДАНИЕ №2
Основные шаги выполнения задания:
1. Во вкладке «разрез осадочного чехла» добавить
литотипы по исходным данным;
2. Во вкладке «нефтематеринские толщи» заполнить
имя НГМТ, возраст, мощность, Сорг %, НI
мгУВ/гТОС, кинетику.
38

39.

СОЗДАНИЕ ЛИТОТИПОВ
Во вкладке «ЛИТОЛОГИЯ» нажимает мышкой на пустую ячейку. Открывается окно
«ВЫБОР ЛИТОТИПА». В зависимости от исходных данных выбираете Ваш литотип.
Далее нажимаете кнопку «ОК».
39

40.

СОЗДАНИЕ ЛИТОТИПОВ
Если во вкладке «ВЫБОР ЛИТОТИПА» нет нужного литотипа, то необходимо создать
новый. Для этого нажимаем на кнопку «СМЕШАТЬ НОВЫЙ ЛИТОТИП». Далее
нажимаете кнопку «ОК».
40

41.

СОЗДАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ МИКСОВ
Переходим по вкладку «СМЕШИВАНИЕ» и нажимаем на кнопку «ДОБАВИТЬ
ЛИТОТИП». Далее выбираете литотипы согласно исходным данным. Затем прописываете
их процентное соотношение.
41

42.

СОЗДАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ МИКСОВ
Переходим по вкладку «ОБЩЕЕ» и вводим полное название смешанного литотипа. Далее
нажимаете кнопку «ОК».
42

43.

СОЗДАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ МИКСОВ
Нажимаем на пустую ячейку в «ЛИТОЛОГИЯ», затем в литотипах проекта выбираем
созданный ранее литотип. Далее нажимаете кнопку «ОК».
43

44.

НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ
Во вкладке «ВХОДНЫЕ ДАННЫЕ» нажимаете на кнопку «НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ».
Далее по исходным данным заполняете имя толщи, возраст подошвы, мощность, Сорг и HI. Параметр
«Net to Gross» оставляете 0. Параметр «TR» оставляете начальное. Для выбора кинетики керогена
нажимаете на пустую ячейку, далее по исходным данным выбираете нужный тип керогена.
44

45.

ИТОГОВЫ Й РЕЗУЛЬТАТ ЛИТОЛОГОФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА
1. Заполненные данные по литологии;
2. Заполненные
геохимические
характеристики
НГМТ.
45

46.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ И
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ
КРИТЕРИИ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
46

47.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
- пластовая температура
- геотермическая ступень
- геотермический градиент
47

48.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Геотермический градиент - прирост температуры на единицу
глубины.
Г = (Тн – Тф) / (Н – Н0),
Тн – температура на заданной глубине [оС]
Тф – фактическая температура слоя постоянных температур [оС]
Н0 – толщина слоя постоянных температур [м] Н
– заданная глубина [м]
48

49.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Геотермическая ступень - интервал в разрезе земной коры,
замеряемый ниже зоны постоянной температуры, и в котором
температура горных пород повышается на 1 оС.
К = (Н – Н0) / (Тн – Тф),
Тн – температура на заданной глубине [оС]
Тф – фактическая температура слоя постоянных температур [оС]
Н0 – толщина слоя постоянных температур [м] Н
– заданная глубина [м]
49

50.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Геотермические критерии:
Палеотемпературы, существовавшие на отдельных этапах
геологической истории изучаемого бассейна (влияние
магматических
процессов;
влияние
скорости
осадконакопления, эрозионных процессов)
Современные значения пластовых температур
50

51.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Температурный режим
осадочный чехол
верхняя кора
2
нижняя кора
верхняя
мантия
1
+
+
+
Радиогенное
тепло
3
Накопление
холодных осадков
+
Глубинный
тепловой
поток
51

52.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Перенос тепла:
- вертикальный и латеральный
- кондуктивный и конвективный
52

53.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Теплопроводность
горных пород [Вт/м*град] – свойство
передавать тепло от более нагретых участков к менее нагретым
Переслаивание
горных пород
Равномерное
смешивание
Тепловой поток распространяется в осадочном чехле посредством кондуктивного (перенос тепла твердой
составляющей пород) и конвективного (перенос тепла посредством флюидов, имеет большое значение в районах с активной
флюидодинамикой) теплообмена.
Максимальной теплопроводностью обладают соли, наименьшей – глины и алевролиты. В общем
случае, чем меньше размер частиц, тем меньше теплопроводность. Диапазон изменения теплопроводности песчаников
обусловлен их минеральным составом.
Теплопроводность пород зависит также и от их текстурных особенностей.
53

54.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Тепловой поток (Heat Flow)
15-20 мВт*м-2 - «холодные» бассейны; 25-40 мВт*м-2 - «нормальные»
бассейны; > 40 мВт*м-2 - «горячие» бассейны. В различных тектонических
структурах тепловой поток различается.
(Stoneley, 1981)
54

55.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Можно
установить,
что
величины
теплового потока
имеют закономерные связи с
определенными
временными
этапами геологического развития
осадочного бассейна.
На слайде представлены средние
значения (по Астахов, 2015)
тепловых потоков на примере
современных
осадочных
бассейнов.
Геодинамические процессы и связь с плотностью теплового потока
(мВт/м2): синим – пониженные значения теплового потока; красным –
повышенные значения; белым – значения на уровне среднемировых
(Астахов, 2015)
55

56.

ТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА –
ТЕПЛОВОЙ ПОТОК
Геодинамический тип бассейна
Вариации плотности теплового
потока, мВт / м2
(Allen&Allen, 2005)
Континентальные
Предгорный прогиб
Складчатый пояс
Континентальный рифт
40-80
40-100
60-200
Океанические
Океанический рифт
120-200
Пассивная континентальная
50-100
окраина
Активная континентальная окраина
Преддуговые бассейны
20-50
Задуговые бассейны
60-120
Вулканическая дуга
120-200
56

57.

ТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕМПЕРАТУРА НА ПОВЕРХНОСТИ
ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
Распределение температур на поверхности в
зависимости от географической широты и
геологического времени (для Северной
Европы)
Температуры на поверхности осадочного чехла определяются палеоклиматическими условиями,
характерными для эволюции бассейна. Как правило, пользуются усредненными по годовым колебаниям
значениями поверхностных температур. При наличии водной толщи за поверхностную температуру
принимаются средние значения температуры дна моря на соответствующий период времени.
Влияние процессов осадконакопления уменьшает поверхностный тепловой поток и
приповерхностный термальный градиент пока «холодные» осадки не достигнут теплового равновесия.
57

58.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Влияние интрузивных процессов
Влияние интрузивных процессов на эволюцию
углеводородных систем в пределах юго- западной
части Сибирской платформы (Байкитская
антеклиза и Курейская синеклиза)
График изменения во времени температуры
нижнекембрийских отложений в пределах юго- западной
части Сибирской платформы (Байкитская антеклиза и
Курейская синеклиза)
Территории с интрузивными процессами характеризуются резким всплеском
пластовых температур
58

59.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Влияние скорости осадконакопления/
эрозионных процессов
Быстрое
(«лавинное»)
осадконакопление
снижает
на
тепловой
поток
поверхности и геотермический
градиент. В
связи с этим
происходит
«растяжение»
шкалы катагенеза.
Большие же скорости эрозии,
наоборот,
увеличивают
тепловой
поток
близ
поверхности.
59

60.

ТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Трехмерная модель
распределения температур
Модель истории погружения и прогрева
отложений
На основе температурных данных (как палео-, так и современных)
ПО осуществляет расчет модели прогрева недр и, как следствие, степень
зрелости органического вещества и т.д.
60

61.

ГЕОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Пластовое давление - давление, которое испытывают жидкие
и газообразные флюиды в природных резервуарах.
Гидростатическое давление характеризует вес столба
жидкости от точки замера в природном резервуаре до земной
поверхности.
Геостатическое (литостатическое, горное) давление - вес
вышезалегающих горных пород.
61

62.

ГЕОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Геобарические критерии:
Значения палеодавлений, существовавшие на отдельных
этапах геологической истории изучаемого бассейна
Современные значения пластовых давлений
Наличие зон аномально высоких (низких) пластовых
давлений
62

63.

ГЕОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Повышение давления свободной воды с
глубиной (по Дж. Ханту).
Линия А соответствует среднему градиенту
гидростатического
давления
(10,4 кПа/м),
характерному
для большинства
нефтегазоносных территорий.
Линия
В
соответствует
градиенту
геостатического давления (24,4 кПа/м).
Пунктирнаялиния
показывает изменение
давления
свободной воды
в песчаноглинистой толще (разрез слева) – поровое
давление.
В правом верхнем углу рисунка показано
изменение давления флюидов в слоях песка (П) и
глины (Г), под действием оказываемого на них
сверху давления (стрелка).
Кроме этого, учитываются процессы, влияющие
на рост пластовых давлений и образование зон
аномально высоких пластовых давлений (АВПД)
–
давлений,
превышающих
условно
гидростатическое:генерация
УВ-флюидов,
вторичная
цементация
части
порового
пространства, дегидратация, геотектоническое
давление, глинистых минералов и др.
63

64.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Гидрогеологические критерии:
Высокая газонасыщенность подземных вод углеводородными газами и
повышенные значения давления насыщения водорастворенных газов
Наличие в подземных водах растворенных тяжелых углеводородов
нефтяного ряда и повышенное содержание некоторых микроэлементов
(йод, бром, аммоний и др.)
Развитие в ходе эволюции осадочного бассейна преимущественно
элизионного палеогидрогеологического цикла
Наличие благоприятных палеоструктурных условий, обеспечивших
движение пластовых вод и растворенных в них углеводородов в сторону
ловушек
Распространение в бассейне зон затрудненного водообмена
64

65.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Условия залегания вод. 1 – почвенные воды, 2 – коллекторы, 3 –
водоупор, 4 – капиллярная кайма (капиллярно-поднятые воды), 5 – разгрузка
грунтовых вод, 6 – водоносный горизонт, 7 - направление движения
инфильтрующихся вод, 8 – направление движения грунтовых вод. Зоны: I –
аэрации, II – насыщения
(по А.А. Карцеву и др., 2001)
65

66.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Схема гидрогеологического
цикла.
а – элизионный этап; б –
инфильтрационный этап; в –
следующий элизионный этап
1– илы и глины,
образовавшиеся на этапе а и
содержащие седиментогенные
воды; 2
–
коллекторы,
содержащие
седиментогенные воды;3 –
коллекторы,
содержащие
инфильтрационные воды; 4 –
ложе бассейна; 5–
илы и
глины, образовавшиеся на
этапе в; 6 – направление
движения воды
(по А.А. Карцеву)
66

67.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Схема гидрогеологического бассейна. 1 – коллекторы; 2 – водоупоры; 3 –
магматические породы; 4 – метаморфические породы; 5 – система трещин в
магматических породах; 6 – тектонические нарушения; 7 – направление движения
пластовых вод; 8, 9 – области, соответственно, питания и разгрузки вод. А – бассейн
пластовых вод; Б – суббассейн грунтовых вод; В – бассейн трещинных и жильнотрещинных вод. Природные водонапорные системы: а – инфильтрационные, б элизионные
(по С.Б. Вагину, с дополнениями и изменениями В.М. Матусевича, 2009)
67

68.

ЗАДАНИЕ №3
Исходные данные: этапы развития (АПО), литосфера,
температура, тепловые потоки
Задание: ввести данные этапам развития (АПО), литосфере,
температурам, тепловым потокам для расчета
Нефтегазогенерации
Пример варианта:
Индек
с
АПО
Q
N
P
K2
K1
J3
8
11
-5
20
11
8
Литосфера
Температура на Тепловой поток
поверхности
на
осадконакопления поверхности,
мВт/м2
Литосфера
19
49
молодой
22
52
платформы
2
55
17
63
0
63
20
69
Тепловой поток в
основании
литосферы,
мВт/м2
56
59
60
72
72
73
68

69.

ЗАДАНИЕ №3
Основные шаги выполнения задания:
1.Во
вкладке «этапы развития» заполнить АПО по
исходным данным;
2.Во вкладке «литосфера» выбрать в справочнике нужную
литосферу;
3.Во вкладке «термальная модель» заполнить температуру
наповерхности
осадконакопления, тепловой поток на
поверхности, мВт/м2 и тепловой поток в основании
литосферы, мВт/м2.
4. Запустить проект на просчет.
69

70.

ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ
Во вкладке «ВХОДНЫЕ ДАННЫЕ» нажимаете на кнопку «ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ». По
исходным данным заполняете АПО (альтитуда поверхности осадконакопления). Обратите
внимание, что слои идут от древних к молодым!!!
72

71.

ЛИТОСФЕРА
Во вкладке «ВХОДНЫЕ ДАННЫЕ» нажимаете на кнопку «ЛИТОСФЕРА». Далее
нажимаете на кнопку «ЗАПОЛНИТЬ ИЗ СПРАВОЧНИКА». Выбираете по исходным
данным Вашу литосферу.
73

72.

ТЕРМАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ
Во вкладке «ВХОДНЫЕ ДАННЫЕ» нажимаете на кнопку «ТЕРМАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ». Далее с
помощью кнопки «+» создаете количество слоев согласно Вашему варианту. По исходным данным
заполняете температуру, тепловой поток на поверхности и в основании литосферы. Обратите внимание,
что слои идут от древних к молодым!!!
ДАЛЕЕ НАЖИМАЕМ НА ПРОСЧЕТ МОДЕЛИ!
74

73.

ИТОГОВЫ Й РЕЗУЛЬТАТ
ТЕРМОБАРИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
1.
2.
3.
4.
Заполненные данные по АПО;
Заполненные данные по литосфере;
Заполненные данные по граничным условиям;
Просчет модели.
75

74.

ПРОСМОТР РЕЗУЛЬТАТОВ 1D
РАСЧЁТА
74

75.

СОСТАВЛЕНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ
ЗАПИСКИ
•Цель:
на основе историко-генетического
метода
составить пояснительную записку по качественному и
количественному прогнозу нефтегазоносности
• Название: Оценка перспектив нефтегазоносности
на основе бассейнового моделирования
75

76.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Титульный лист
Введение
Методика исследований
Тектонический анализ и палеотектонический анализ
Литолого-фациальный анализ и геохимический анализ
Термобарический анализ
Количественная оценка ресурсов углеводородов
Заключение
Список использованных источников
76

77.

ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ
•При оформлении
руководствоваться
требованиями
ГОСТ Р 53579- 2009. Система стандартов в области
геологического изучения недр (СОГИН). Отчет о
геологическом изучении недр. Общие требования к
содержанию и оформлению.
• Все
текстовые,
графические
и
табличные
материалы должны содержать надписи на русском
языке (за исключением имен собственных).
77

78.

ВВЕДЕНИЕ
Указывается цель и задачи исследования. Перечисляются
исходные данные. Дается описание структуры работы: общее
количество страниц записки, таблиц, рисунков, использованных
источников.
Цель, к примеру, может звучать как «качественный и
количественный прогноз нефтегазоносности … (указывается
территория) на основе историко-генетического метода».
Задачами являются этапы работы, которые были выполнены для
достижения поставленной цели.
Описать исходные данные
78

79.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ
Дается
краткое
описание
технологии
бассейнового
моделирования, в целом, и с помощью ПО Мобиус, в
частности, а также применяемого метода исследований
(описывается каждый вид анализа: на чем основан, когда
применим, какие построения выполнялись и др.).
Общая информация, касающаяся методов исследований и
технологий, примененных в работе, приводится только в этом
разделе. В последующих разделах подобной информации быть
не должно
79

80.

ТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Дать характеристикусовременной тектонической модели
осадочного бассейна:
глубины залегания фундамента и мощности осадочного
чехла;
наличие региональных перерывов и несогласий
80

81.

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Дать характеристику режиму палеотектонических
движений в течение исследуемого отрезка времени:
унаследованность движений;
скорость прогибания и осадконакопления;
мощность эродированных осадков
81

82.

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 3 – Модель погружения отложений
После заполнения ВСЕХ входных данных необходимо поставить модель на просчет. Для
этого в левом в верхнем углу нажать на кнопку «ЗАПУСТИТЬ РАСЧЕТ». Во вкладке
Результаты расчета нажать на кнопку «ИСТОРИЯ ПОГРУЖЕНИЯ». В результате у Вас
отобразиться Модель погружения отложений.
84

83.

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Например:
К концу поздней эпохи юрского периода
(145 млн.лет назад) накопилось 0,5 км
осадков юрского возраста. Скорость
осадконакопления составила 3,45
м/млн.лет. Произошла эрозия.
Мощность эродированных отложений
составила 230 м.
К концу ранней эпохи мелового
периода (100,5 млн. лет назад)
накопилось 0,6 км осадков мелового
возраста. Скорость осадконакопления
составила 5,97 м/млн. лет.
Суммарная мощность накопленных
осадков составила 830 м.
И так далее … …
Рисунок 4 - Модель погружения отложений
Сделать вывод о наличии или отсутствии устойчивого прогибания и его
значения для перспектив нефтегазоносности.
Раздел иллюстрируется графиком истории погружения отложений.
85

84.

ТЕКТОНИЧЕСКОЕ ПОГРУЖЕНИЕ
Результаты одномерного расчёта - Тектоническое погружение
84

85.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ И
ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Дать
характеристику
современной
литолого-фациальной
модели осадочного бассейна:
последовательно от древних пород к молодым:
литология, условия осадконакопления, мощность, коллекторские
и экранирующие свойства.
Выделить потенциальные нефтегазоносные комплексы и дать
характеристику их элементов:
породы (мощность, литология, концентрация
нефтематеринские
ТОС, тип ОВ);
породы-коллекторы
(мощность,
литология,
пористость,
проницаемость);
породы-флюидоупоры (мощность, литология).
Раздел
иллюстрируется
литолого-стратиграфической
характеристикой и геохимическими параметрами.
Дать
заключение:
благоприятная
ли
территория
литологическим и геохимическим характеристикам, сколько НГК
в
85

86.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ И
ГЕОХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
литолого-стратиграфическая характеристика
Например:
геохимическая характеристика НГМТ
Юрская система
Отложения верхнего отдела юрской системы представлены доломитами мощностью 500 м. Обладают низкими
фильтрационно-емкостных свойств. Являются флюидоупорами. И тд.
значениями
Элементы НГК
НГМТ представлены аргиллитами нижнего отдела меловой системы мощностью 600 м. Геохимические параметры – Сорг 5%, что
указывает на то, что НГМТ является очень богатой, НI – 520 мг/гТОС – указывает что НГМТ может генерировать преимущественно
нефти и частично газы, относится ко 2 типу керогена.
Породы коллекторы представлены отложениями верхнего отдела меловой системы. Литологически сложены песчаниками и алевролитами
мощностью 900 м. Пористость и проницаемость найти в справочнике.
Породы флюидоупоры представлены отложениями палеогенового и неогенового возраста мощностями 1300 и 1400 соответственно.
Литологически сложены преимущественно терригенными отложениями – глинами и алевролитами. Отложения неогенового возраста
представлены мергелем.
86

87.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Охарактеризовать современный и палео- температурные режимы
осадочного бассейна (изменение пластовых температур, теплового потока,
температур осадков на поверхности осадконакопления).
Оценить степень влияния магматических, эрозионных процессов,
скорости осадконакопления.
Оценить современные
способности витринита
Раздел иллюстрируется
Температуре, давлениям
потоков
и
палео-
значения
отражательной
моделями
прогрева отложений по
и
витриниту, трендами
тепловых
87

88.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 5 - Модель прогрева отложений
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на
кнопку «ИСТОРИЯ ПОГРУЖЕНИЯ NEW». Откроется модель прогрева
отложений.
90

89.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Согласно модели
прогрева отложений
НГМТ нижнего отдела
меловой системы вошли в
зону генерации жидких УВ
в кампанском веке поздней
эпохи мелового периода, в
ГЗГ к концу неогенового
периода. В настоящее
время НГМТ нижнего
отдела меловой системы
является перезрелой.
Рисунок 6 - Модель прогрева отложений
89

90.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 7 - Модель катагенетической эволюции отложений
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«ИСТОРИЯ ПОГРУЖЕНИЯ». Выбираете параметр ПОС витринита. Откроется
модель катагенетической эволюции отложений.
90

91.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Согласно
модели
катагенетической
эволюции
отложений НГМТ нижнего
системы
отдела
меловой
вошла в стадию генерации
ранней нефти ПК1-ПК3 (0,550,70 %Ro) к концу сантонского
века поздней эпохи мелового
периода, в стадию генерации
«нефтяного окна» МК1-МК2
(0,7-1,00%Ro) к концу поздней
эпохи мелового периода, в
стадию генерации поздней
нефти МК3 (1,0- 1,3% Ro) к
концу
эоценовой
эпохи
палеогенового периода. В
настоящее
время
НГМТ
находится в зоне генерации
сухого газа и частично
перезрелая.
Рисунок 8 - Модель катагенетической эволюции отложений
91

92.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 9 - тренды тепловых потоков
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«ТЕКТОНИЧЕСКОЕ ПОГРУЖЕНИЕ». Откроются тренды тепловых потоков и
термальное погружение.
92

93.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Согласно
модели
эволюции
тепловых
потоков
можно
наблюдать,
что
значения
теплового потока на границе
Мохо к концу поздней эпохи
юрского периода составляло 73
мВт/м2, к концу ранней эпохи
мелового периода – 72 мВт/м2, к
концу поздней эпохи мелового
периода-72мВт/м2
и
тд,
в
настоящее время – 56 мВт/м2.
Наблюдается тенденция на
постепенное
уменьшение.
Аналогично охарактеризовать все
тренды.
Дополнительно
для
теплового потока на поверхности
необходимо дать характеристику к
какому
бассейну
относится
согласно
геодинамическим
циклам
Рисунок 10 - тренды тепловых потоков
93

94.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 11 - Графики современных значений параметров по глубине
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«V (h) СОВРЕМЕННЫЕ». Затем нажимаете на кнопку «ГРАФИКИ» и выбираете
все показатели. Откроются графики современных значений параметров по глубине
96

95.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 12 - Графики современных значений параметров по глубине
Согласно модели современных значений можно видеть тенденцию: Кратко охарактеризовать
97

96.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 13 - Реализация генерационного потенциала
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«НЕФТЕГЕНЕРАЦИЯ». Затем выбираете выход УВ, скорость выхода УВ, реализация
генерационного потенциала, абсолютный выход, легенду и НГМТ. Откроются графики
реализации генерационного потенциала
98

97.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
В соответствии с
графиками
абсолютной
количественной
оценки
генерационного
потенциала
можно отметить, что генерация
УВ
началась
в
конце
миоценовой эпохи неогенового
периода.
Количественное
содержание
УВ
конце
миоценовой эпохи неогенового
периода составляло 0,52 кг/м2, в
настоящее время – 0.
Скорость выхода УВ в конце
миоценовой эпохи неогенового
периода составляла 0 кг/м2/млн.
лет, далее постепенно доходило
до значений 0,004 кг/м2/млн.
лет , и максимума достигло в
настоящее
время
0,0007
кг/м2/млн. лет.
Рисунок 14 - Реализация генерационного потенциала
99

98.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Рисунок 15 - Степень трансформации ОВ в НГМТ
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«НЕФТЕГЕНЕРАЦИЯ». Затем выбираете выход УВ, скорость выхода УВ, степень
трансформации, абсолютный выход, легенду и НГМТ. Откроются графики степени
трансформации ОВ в НГМТ
100

99.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
В соответствии с
графиками
абсолютной
количественной оценки степени
трансформации ОВ в НГМТ
можно отметить, что генерация
УВ началась в конце миоценовой
эпохи неогенового периода.
Степень трансформации УВ в
начале
плиоценовой
эпохи
неогенового периода составляла
0,00012
кг/м2,
далее
увеличивалось и в настоящее
время – 0,001кг/м2.
Скорость трансформации ОВ в
конце
миоценовой
эпохи
неогенового периода составляло
0
кг/м2/млн.
лет,
далее
постепенно возрастала и в
настоящее
время
0,001
кг/м2/млн. лет.
Рисунок 16 - Степень трансформации ОВ в НГМТ
99

100.

НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИЯ
В данном разделе можно просмотреть графики выхода и скорости
выхода. В окне нефтегазогенерации содержатся две вкладки:
«Удельный выход» и «Абсолютный выход»
Результаты одномерного расчёта – Нефтегазогенерация – Удельный выход
100

101.

НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИЯ
Результаты одномерного расчёта – Нефтегазогенерация –
Абсолютный выход
103

102.

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
Дать количественную оценку генерации и аккумуляции
углеводородов.
Раздел сопровождается графиками баланса генерации-миграцииаккумуляции-рассеивания УВ.
104

103.

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ УВ
Рисунок 17 – график сгенерированных УВ
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«НЕФТЕГЕНЕРАЦИЯ». Затем выбираете выход УВ, скорость выхода УВ, количество УВ,
удельный выход, легенду, НГМТ, сумму компонентов и сгенерированные УВ. Откроются
графики сгенерированных УВ.
105

104.

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ УВ
Рисунок 18 – график оставшихся УВ
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«НЕФТЕГЕНЕРАЦИЯ». Затем выбираете выход УВ, скорость выхода УВ, количество УВ,
удельный выход, легенду, НГМТ, сумму компонентов и оставшиеся УВ. Откроются графики
оставшихся УВ.
106

105.

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ УВ
Согласно
количественной оценке общее
количество удельного выхода
составило 7,5 д.е., количество
оставшихся в НГМТ не
изменилось,
означает,
что
сгенерированные УВ остались
в пределах НГМТ и не
мигрировали за ее пределы.
Рисунок 19 - график сгенерированных УВ
Рисунок 20 - график оставшихся УВ в НГМТ
107

106.

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ УВ
Рисунок 21- график миграционных процессов
После просчета модели во вкладке «РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА» нажимаете на кнопку
«НЕФТЕГЕНЕРАЦИЯ». Затем выбираете выход УВ, скорость выхода УВ, количество УВ,
удельный выход, легенду, НГМТ, сумму компонентов и эмигрировавшие УВ. Откроются
графики миграционных процессов.
108

107.

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ УВ
Дать характеристику
миграционным
процессам
(первичная,
вторичная миграция, из
каких отложений в какие, в
какое время началась и
какое количество УВ
мигрировало)
Например:
Согласно графику
миграционных процессов
количество мигрировавших
УВ составило – 0, и означает,
что УВ не покинули НГМТ к
настоящему времен
Рисунок 22- график миграционных процессов
107

108.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Сформулировать основные выводы по работе и заключение о
перспективах территории.
Указать и описать продуктивные горизонты, благоприятные для
поисков скоплений нефти и газа. Ранжировать их по
перспективности.
108

109.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ
ИСТОЧНИКОВ
Перечислить источники (публикации, интернет-источники и
др.),
которые
были
использованы
при
проведении
исследований и написании записки.
109

110.

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ
ЛИТЕРАТУРЫ
• Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Габриэлянц Г.А., Керимов В.Ю.,
Мстиславская Л.П. Теоретические основы поисков и
разведки нефти и газа: Учебник для вузов. В 2-х кн. М.:
Недра, 2012. Кн. 1 – 413 с., кн. 2 – 416 с.
• Хафизов С.Ф. Анализ углеводородных систем: теория и
практика. М.: Красанд, 2019. 200 с.
• Астахов С.М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования.
Ростов-на-Дону: Контики, 2015. 256 с.
• Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и
оценка их нефтегазоносности. М.: Научный мир, 2007. 456 с.
110

111.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
БОНДАРЕВА ЛИАНА ИЛЬЯСОВНА – научный сотрудник лаборатории нефтегазовой
геофлюидодинамики «Институт проблем нефти и газа Российской академии наук»
119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, дом 3
е-mail: liana_abril@mail.ru
spin-код: 1584-1518
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3986-858x
Сфера научных интересов: оценка перспектив нефтегазоносности на основе 1D,2D,3D
бассейновых анализов, структурно-кинематическое моделирование взбросо-надвиговых
структур, компьютерные технологии решения геологических задач
Автор более 45 научных публикаций
АРЦЫБАСОВА ДАРЬЯ ВИКТОРОВНА – ассистент кафедры поисков и разведки нефти
и газа «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»
119991, Россия, г. Москва, проспект Ленинский, дом 65, корпус 1
е-mail: darya.arcybasova@mail.ru
Научные интересы: Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности
восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины, бассейновое моделирование
111

112.

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
по дисциплине «Теоретические основы поиска и разведки нефти и газа»
БОНДАРЕВА ЛИАНА ИЛЬЯСОВНА
АРЦЫБАСОВА ДАРЬЯ ВИКТОРОВНА
СОЗДАНИЕ ОДНОМЕРНОЙ БАССЕЙНОВОЙ МОДЕЛИ В ПРОГРАММНОМ КОМПЛЕКСЕ
«МОБиУС»
В авторской редакции
Сведения о программном обеспечении, которое использовано для создания электронного издания:
Microsoft PowerPoint - набор, вёрстка текста, генерация PDF https://www.microsoft.com/
Техническая обработка и подготовка материалов выполнены авторами
Подписано к использованию: 22.06.2023;
Объём издания: 4,92 Мб; Тираж: 50 экз.;
Комплектация издания: 1 CD-ROM;
Запись на физический носитель: Алимин В.В., +7 (499) 507-82-16.
119991, город Москва, проспект Ленинский, дом 65, корпус 2, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,
издательский центр (019)