Интерпретация данных геотермии

1.

Национальный исследовательский
Томский политехнический университет
Инженерная школа природных ресурсов
Отделение геологии
Дисциплина
«Интерпретация данных геофизический исследований скважин»
Методические указания для выполнения лабораторной работы
«Интерпретация данных геотермии»
(2022-2023 уч. год)
Составили:
ассистенты
Крутенко М.Ф.
Крутенко Д.С.

2.

По
материалам
углепетрографических
исследований,
выполненных ранее Х.Д. Гедбергом [1], а позже А.Н. Фоминым [2],
отчетливо прослежено решающее влияние геотемпературы на
степень катагенеза РОВ.
Стадии катагенеза, соответствующие интервалу геотемператур
интенсивной генерации нефти, названы Н.Б. Вассоевичем главной
фазой нефтеобразования (ГФН).
А.Э. Конторовичем этот интервал температур назван главной
зоной нефтеобразования (ГЗН). Второе определение имеет
непосредственное нефтепоисковое значение.
1. Гедберг Х.Д. Геологические аспекты происхождения нефти. – М.: Недра, 1966. –124 с.
2. Фомин А.Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии – Новосибирск:
Изд-во ИГиГ СО АНСССР, 1987. – 166 с.
2

3.

Интервалы температур
реализации УВ-потенциала
РОВ осадочных горных
пород (на основе [1, 2]):
ВЗГ – верхняя зона
газообразования;
ГЗН – главная зона
нефтеобразования;
НГЗ – нижняя (глубинная) зона
газообразования
1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г.
Геология нефти и газа Западной Сибири – М.: Недра, 1975. – 680 с.
2. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза
органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. – 1997. – Т. 38.
– № 6. – С. 1070–1078.
3

4.

МЕТОД ПАЛЕОТЕМПЕРАТУРНОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ
Картирование в разрезе и по площади очагов генерации УВ
и оценка времени их «работы» выполняется методами
математического палеотемпературного моделирования [1, 2 и др.]
Применяемое математическое моделирование, позволяет
достоверно и достаточно точно рассчитывать температуры на
любой заданный момент геологического времени в любой
заданной точке разреза.
1. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Попов С.А. Нефтегазоносность Дальнего Востока
и Западной Сибири по данным гравиметрии, геотермии и геохимии. – Томск: Изд-во ТПУ,
2011. – 384 с.
2. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. –
М.: Научный Мир, 2007. – 456 с.
4

5.

Плотность теплового потока – количество тепла, которое
переносится кондуктивно через единицу площади в единицу
времени.
Глубинный
тепловой
поток
–
фундаментальный
геодинамический параметр, основной источник информации о
тепловом состоянии Земли и об энергетике происходящих в
ней процессов.
q = · Т
Т – Температурный градиент;
– Коэффициент теплопроводности
5

6.

Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов.
На первом этапе, по распределению температур в
скважине рассчитывается тепловой поток через поверхность
подстилающего основания, т.е. решается обратная задача
геотермии.
На втором этапе, с известным значением решаются
прямые
задача
геотермии
–
непосредственно
рассчитываются
температуры
для
интервалов
нефтематеринских
отложений
в
заданные
моменты
геологического времени.
Решение обратной
задачи
• Получение
теплового потока
Решение прямой
задачи
• Получение
геотемператур
6

7.

Некоторые особенности реализации метода
1. В модель в качестве краевого условия
включается температура поверхности
осадконакопления (палеоклимат) (рис. по [1]).
2. Задача решается в предположении постоянства
значения плотности теплового потока из
основания, начиная с юрского времени [2, 3].
3. Для определения теплового потока q используем
измерения пластовых температур, полученные
при испытаниях скважин, измерения метода ОГГ
и палеотемпературы, рассчитанные по
отражательной способности витринита (ОСВ) –
R0vt.
1.
2.
3.
Искоркина А.А. Влияние факторов мезозойско-кайнозойского климата на реконструкции геотермического
режима нефтематеринских свит месторождений юго-востока и севера Западной Сибири: диссертация на
соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук: спец. 25.00. 16 : дис. – 2017.
Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. – М.: Недра,
1986. – 222 с.
Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. – М.: Недра, 1992. – 231 с.
7

8.

Отражательная способность витринита
Витринит – мацерал древесного
происхождения.
Отражательная способность
витринита может показать
максимальную температуру,
которая существовала на этой
территории, при которой
витринит достиг наблюдаемой
стадии зрелости.
4. Способ перехода от R0vt
соответствующей
геотемпературе предложен
приведен в [1].
Таблица – Измерения отражательной способности витринита в
скважинах Герасимовского месторождения
Площадь
N скв.
Герасимовская
Герасимовская
Герасимовская
Герасимовская
8
9
9
9
1.
Глубина,
Градации
Возраст, свита R0vt,%
Температура
м
катагенеза
2841 j2,с.тюменская 0.7
МК12
107
2
2816 j2,с.тюменская 0.67
МК1
103
1
2817 j2,с.тюменская 0.62
МК1
96
2
2850 j2,с.тюменская 0.76
МК1
115
Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской
мегавпадины // Геология и геофизика. – 2006. – Т. 47. – № 6. – С. 734–745.
8
к
и

9.

Этапы работы
1. Определение теплового потока методом палеотемпературного
моделирования;
2. Расчет термической истории нефтематеринской баженовской
свиты;
3. Выполнение экспресс-оценки плотности генерации УВ;
4. Составление выводов.
9

10.

Изменение десятичного разделителя системы
Программа Teplodialog (Geoterm) работает только с десятичным разделителем «.».
Обычно по умолчанию используется разделитель «,», поэтому необходимо изменить его
на «.», иначе программа работать не будет.
1. Перейти в «Панель управления», самый простой способ сделать это – через поиск
2. Перейти в раздел «Изменение формата даты, времени и чисел»
3. В открывшемся окне перейти в раздел «Дополнительные параметры»
4.Поменять в строке «Разделитель целой и дробной части» запятую на точку.
10

11.

Исходные данные
В папке для каждой команды содержится:
1. Приложение программы Teplodialog (Geoterm);
2. Файл «Фактические данные», в котором содержится
информация о стратиграфической разбивке скважины и
измеренных температурах;
3. Вековой ход температур;
4. Файлы программы Teplodialog (Geoterm).
11

12.

Этап 1.1 Открыть разрез в программе TeploDialog (GeoTerm)
1. Открыть приложение Teplodialog (Geoterm);
2. Файл-Открыть-(Выбрать файл в папке вашей скважины с разрешением RZR/rzr);
12
2

13.

Этап 1.2 Решение обратной задачи
1. Последовательно поставить
галочки напротив пунктов справа
(если галочки уже стоят, то их сначала
необходимо убрать):
• Поток вычислять решением обратной
задачи (в появившееся окно
необходимо вписать значения
измеренных температур из файла
«Фактические данные»)
• *Обратите внимание, если у вас больше
1 измерения, то впишите необходимое
количество
• *Время измерения (млн. лет) зависит от
типа используемых фактических
температур: для пластовых и ОГГ = 0, для
ОСВ = 24.
• *Уровень доверия не менять, везде 1.
• После нажатия кнопки «Посчитать
глубины», вы получите глубину
измерения в момент измерения.
• Температура поверхности задана в
файле (выбрать файл «Вековой ход
температур»)
13
3

14.

Этап 1.2 Решение обратной задачи
Можно приступать к моделированию
1. Файл-Запустить моделирование
2. Убрать галочки напротив обоих
пунктов «Создать SHP-файлы…» для того,
чтобы моделирование выполнялось
быстрее и чтобы исключить создание
ненужных файлов.
3. Время выдачи результата оставить 0
млн. лет, а шаг 200 м.
4. Нажать кнопку «Запустить».
14
3

15.

Типы и содержимое файлов программы TeploDialog
(GeoTerm)
• Формат INV/inv – содержит информацию о фактических (измеренных)
температурах, которые вы задали
• Формат IRS/irs – содержит информацию о сходимости фактических температур
• Формат Q/q – содержит информацию о значении теплового потока, рассчитанного в
ходе решения обратной задачи
• Формат RES/res – содержит рассчитанные температуры на все моменты
геологического времени
• Формат RESDUDZ/resdudz – содержит информацию о поверхностном тепловом
потоке
• Формат RZR/rzr – содержит информацию о модели: стратиграфические комплексы,
их мощности, плотности, время накопления и теплофизические свойства
• Формат SLO/slo – содержит информацию об осадочном разрезе, положение кровли
и подошвы в установленный момент геологического времени
15

16.

Этап 1.3 Оценка невязки
• Необходимо выполнить
оценку согласованности
фактических температур. В
последнем столбце файла с
информацией о сходимости
указана разница между
расчетными и
фактическими
температурами (невязка).
• Хорошо, когда невязка по
каждому пункту составляет
0, 1, 2 ℃, допустимо, когда
3, 4 ℃.
• Если невязка составляет ≥5
℃, то необходимо
исключить это измерение в
уже знакомом вам окне и
запустить моделирование
заново.
не больше 5!
16
5

17.

Этап 1.4 Оценка теплового потока
• В соответствующем
файле узнать
значение теплового
потока.
• *Обратите
внимание, что в
файле программы
тепловой поток
указан в Вт/м2, а
вам необходимо
выписать значение
в мВт/м2
в Вт/м2!
17
4

18.

Этап 1.5 Результаты расчетов по скважине
• Необходимо составить
заключение о результатах
расчетов по принятой вами
модели. Результаты
необходимо привести в
стандартном виде (п. 1
Пример отчета)
• Данную часть заключения
необходимо описать после
решения прямой задачи
геотермии (этап 2)
18

19.

Этап 2 Решение прямой задачи
Таблица 1 – Порядок моделирования
• Для решения прямой задачи
необходимо запустить
моделирование, изменив
следующие параметры:
• 1. Шаг выдачи результатов по
глубине сделать 10 м, для
более детального
определения температур.
• 2. Время выдачи результатов
необходимо будет каждый раз
задавать в
последовательности из
таблицы 1. Таким образом, вы
должны запустить
моделирование 18 раз.
• *Не забывайте убирать
галочки
Порядок
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Время, млн. лет
назад
0
1,64
4,71
24
32,3
41,7
54,8
61,7
73,2
86,5
89,8
91,6
114,1
116,3
120,2
132,4
136,1
145,8
19
6

20.

Этап 2.1 Запись геотемператур баженовской свиты
Подошва : кровля
1. Геотемпературы
определяются для
центра баженовской
свиты. Поэтому
необходимо
определить положение
центра. Для этого в
файле slo найти
положение кровли и
подошвы свиты и
вычислить отметку
центра
2. Найти в файле res температуру,
соответствующую глубине центра
баженовской свиты. При этом можно
округлить отметку центра до ближайшего
числа, кратного 10, например 2356 – 2360.
3. Записать
геотемпературу,
округленную до
целого, в таблицу 1
(п. 2 примера
отчета).
20
7

21.

Этап 2.2 Определение периоды генерации нефти
Время, млн.
лет назад
0
1,64
4,71
24
32,3
41,7
54,8
61,7
73,2
86,5
89,8
91,6
114,1
116,3
120,2
132,4
136,1
145,8
0
1
3
16
16
12
19
22
16
22
22
22
21
18
19
12
12
13
Геотемпературы
баженовской (J3bg)
свиты, ºС
Геотемпературы
• Периоды генерации нефти соответствуют
этапам геологического времени, когда
температура в нефтематеринской свите
находится в интервале (90-130℃ нефтяное окно или главная фаза
нефтеобразования).
• Предлагается выделить голубым цветом
периоды генерации нефти в таблице.
Оранжевым цветом подкрасить
палеотемпературный максимум.
«Местный» вековой ход, ºС
Таблица 1 – Геотемпературы в
скважине Широтная 51
Глубина
центра
свиты, м
81
84
86
97
93
87
93
93
85
88
81
80
50
48
47
29
27
19
-2527
-2511
-2476
-2431
-2321
-2286
-2221
-2201
-2091
-2051
-1871
-1859
-979
-978
-977
-351
-255
21
0

22.

Этап 3 Расчет плотность генерации УВ
Для потенциально материнской свиты рассчитывается интегральный показатель плотности
генерации углеводородов (R, усл. ед.) [1, 2]:
n
R k (Ui ti )
i 1
где Ui – расчетная геотемпература очага генерации УВ, оС; ti – интервальное время действия
очага – нахождения материнских отложений в ГФН, млн лет; количество временных интервалов n
определено числом интервалов геологического времени нахождения материнских отложений в ГФН;
k=10-2 – коэффициент масштабирования. Расчетное значение плотности генерации УВ (на участке
скважины) напрямую зависит от времени нахождения материнской свиты в ГФН и от
геотемператур ГФН.
Применяемый подход экспресс-оценки плотности генерации УВ позволяет учитывать динамику
геотемператур материнских отложений и достаточно просто выполнять пространственновременную локализацию очагов генерации УВ.
1.
Исаев В.И., Лобова Г.А., Мазуров А.К., Старостенко В.И., Фомин А.Н. Районирование мегавпадин юго-востока Западной Сибири по плотности ресурсов сланцевой нефти тогурской и
баженовской материнских свит // Геология нефти и газа. – 2018. – № 1. – С. 15–39.
2.
Isaev V.I., Iskorkina A.A, Lobova G.A., Starostenko V.I., Tikhotskii S.A., Fomin A.N. Mesozoic–Cenozoic Climate and Neotectonic Events as Factors in Reconstructing the Thermal History of the SourceRock Bazhenov Formation, Arctic Region, West Siberia, by the Example of the Yamal Peninsula // Izvestiya, Physics of the Solid Earth. – 2018. - Vol. 54 - No. 2. - pp. 310–329.
22

23.

Пример расчета плотности генерации УВ
n
R k (Ui ti )
i 1
0
1,64
4,71
24
32,3
41,7
54,8
61,7
73,2
86,5
89,8
91,6
114,1
116,3
120,2
132,4
136,1
145,8
0
1
3
16
16
12
19
22
16
22
22
22
21
18
19
12
12
13
Геотемпературы
баженовской (J3bg)
свиты, ºС
Геотемпературы
Время, млн.
лет назад
«Местный» вековой ход, ºС
Таблица 1 – Геотемпературы в
скважине Широтная 51
Глубина
центра
свиты, м
81
84
86
97
93
87
93
93
85
88
81
80
50
48
47
29
27
19
-2527
-2511
-2476
-2431
-2321
-2286
-2221
-2201
-2091
-2051
-1871
-1859
-979
-978
-977
-351
-255
0
Таблица 2 – Расчет плотности генерации УВ в скважине Широтная 51
Этап
геологического
времени,
соответствующий
ГФН, млн. лет
назад
Время генерации,
млн. лет
Температура
Произведение
периода
генерации и
температуры, 10-2
у.е.
61,7-54,8
6,9
93
6,42
54,8-41,7
13,1
93
12,18
32,3-24
8,3
93
7,72
24-4,71
19,29
97
18,71
Суммарно:
47,59
-
45,03
Интегральный показатель плотности генерации, у.е.:
45
23

24.

Сравнительная таблица из примера отчета
Потенциально
материнская
свита
Экспресс-расчет
плотности генерации
нефти (R), усл. ед
Период работы
палеоочага генерации
нефти (ГФН), млн лет
назад; максимальные
геотемпературы,оС
Время работы
палеоочагов
генерации
нефти (ГФН),
млн лет
Скважина Широтная 51
Баженовская (bg)
Суммарно
19
(61,7-41,7); 93
20
26
45
(32,3-4,71); 97
-
28
135
X
(X-X); X
X
X
X
(X-X); X
-
X
X
Скважина N
Баженовская (bg)
Суммарно
24

25.

Этап 4 Выводы
Вывод должен содержать ответы на следующие вопросы:
1. Какой тепловой поток был получен в ходе расчетов?
2. В какой/какие период/периоды баженовская свита находилась в
главной фазе нефтеобразования? Какова была его/их
длительность?
3. Какая максимальная температура наблюдается в разрезе?
4. Сравните полученные результаты расчета плотности генерации
УВ в вашей скважине с плотностью генерации в скважине
Широтная 51. Назовите причину сходства/различия.
25