119. Понятие сингенетичности генерации ув и структурного фактора при прогнозировании. Структурный фактор

величина, характеризующая способность одной элем. ячейки кристалла когерентно рассеивать рентг. излучение, гамма-излучение, эл-ны, нейтроны в зависимости от внутр. строения ячейки (числа атомов в ней N, их координат xj, yj, zj, атомных факторов fj). С. ф. определяется как сумма ат. факторов fj с учётом имеющихся пространств. сдвигов фаз между волнами, рассеянными разл. атомами: F(h, k, l)SNj=1jexp 2p(hxj+kyj+lzj) (i=?-1; h, k, l —индексы Миллера, (см. << ИНДЕКСЫ КРИСТАЛЛОГРАФИЧЕСКИЕ>>)). С. ф. связан с амплитудой рассеяния элем. ячейки кристалла. Интенсивность I(h,k,l) дифракц. максимума с индексами h, k, l пропорц. квадрату модуля соответствующего С. ф.: I(h,k,l)=|F(h,k,l) |2. Отсюда следует, что по экспериментально определяемым I(h,k,l) можно найти лишь модуль С. ф. |F(h,k,l)|, так что однозначно определить С. ф. по интенсивностям дифракц. максимумов нельзя. Связь С. ф. с индивидуальными рассеивающими св-вами каждой крист. структуры лежит в основе структурных исследований кристаллов. Так, в зависимости от симметрии расположения атомов в элем. крист. ячейке в тех или иных из разрешённых Брэгга — Вульфа условием направлениях рассеянные атомами волны могут взаимно погаситься, так что интенсивности I(h,k,l) соответствующих дифракц. максимумов обращаются в нуль. По тому, какие именно дифракц. максимумы исчезли, можно (хотя и не всегда однозначно) определить пространственную группу симметрии кристалла. Зная С. ф. для всех дифракц. отражений h, k, l, можно построить распределение электронной плотности (электростатич. потенциала или спиновой плотности) кристалла, что служит теор. основой структурного анализа кристаллов.

Не ставя под сомнение представления о возможном миграционном характере нефтей зоны протокатагенеза, следует все же допустить, что в пределах этой зоны могут быть и чисто сингенетичные залежи нефти (незрелые нефти), образовавшиеся выше ГЗН, и залежи смешанного питания, возникшие за счет мигрировавших и собственных УВ-флюидов. Ранняя генерация УВ-флюидов признается многими исследователями, вопрос в доле их участия при формировании скоплений нефти, в возможности образования ими собственных скоплений. По мнению Дж. Ханта (1982 г.) 9 % мировых запасов жидких УВ, 7 УВ-газа и 40 асфальта сформировались в диагенезе (протокатагенез). Такие залежи обнаружены в бассейнах разного типа; сингенетичность их доказывается как геохимическими показателями нефтей и ОВ, так и конкретной геологической ситуацией.

120. Параметрическое описание осадочного разреза при палеотемпературном моделировании.

Палеотемпературное моделирование обеспечивает идентификацию и количественные оценки объемно-площадных парметров нефтегазоматеринских пород. А так как осуществляется раздельный прогноз по типу метринских пород в соответсвии с принятой шкалой катагенетическиой зональности, то обеспечивается возможность прогнозировать фазовый состав генерированных УВ.

Палеотемпературное моделирование осадочной толщи решает задачу расчета распределения температуры в осадочной толще в заданные моменты геологического времени.

Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по современному распределению температур в скважинах Т рассчитывается тепловой поток через поверхность подстилающего основания q, то есть решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением q решается прямая задача геотермии – непосредственно рассчитываются палеотемпературы U в заданных точках Z осадочной толщи в заданные моменты геологического времени t.

Процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения

, (3)

где  – теплопроводность, a – коэффициент температуропроводности (температуропроводность), f – удельная теплогенерация (плотность внутренних источников тепла), с краевыми условиями

, (4)

(5)

где – верхняя граница осадочной толщи.

Осадочная толща параметризуется (Рис.1) мощностями стратиграфических комплексов h_i, для каждого из которых заданы теплопроводность _i, температуропроводность a_i, плотность радиоактивных источников f_i и скорость осадконакопления v_i. Отметим, что скорость осадконакопления может быть отрицательной. Верхняя граница осадочной толщи определяется соотношением

,

где n(t) - количество стратиграфических комплексов, уже сформировавшихся к моменту t, а функция H(i) определяется соотношением

Поток q при решении обратной задачи определяется из условия

(6)

Решение обратной задачи строится с учётом того, что функция U(Z, t, q), являющаяся решением прямой задачи (3) с краевыми условиями (4) и (5), линейно зависит от q.

При отсутствии прямых определений теплопроводности _i или крайне малом их количестве используются зависимости теплопроводности осадков от их плотности  (В.И. Исаев и др., 2002). Так, петрофизическая зависимость «теплопроводность-

плотность» в интервале плотностей 1,5-2,6 г/см³ рекомендуется для песчанистых отложений в виде

 (7)

а для алевролито-аргиллитовых толщ

. (8)

Коэффициенты температуропроводности a_i, плотности радиоактивных источников f_i также определяются породным составом стратиграфических комплексов.

Максимальные рассчитанные палеотемпературы в каждом стратиграфическом комплексе и температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции УВ позволяют прогнозировать присутствие в разрезе материнских пород: газа первой генерации – 50-90⁰С (МК ); нефти – 90-130⁰C (МК ); газа второй генерации и газоконденсата – 130-190⁰С (МК₂-МК₃¹). Идентификация материнских пород по геотемпературному признаку выполняется по отношению к известной шкале катагенеза (Рис.2).