Розроблені комп’ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинної акумуляції, у будові яких беруть участь нафтогазоматеринські товщі з розсіяною органічною речовиною різного генезису. Результати моделювання відбивають термодинамічну зональність і неперервно-перервний характер нафтидогенезу — зафіксовано появу просторово-часових поясів інтенсивної генерації та еміграції або повне припинення генерації вуглеводнів. Наведено інтерпретацію цих феноменальних явищ з позиції кінетики реакцій та геохімії органічної речовини.
Отримано кількісну оцінку початкових геологічних ресурсів, проведено їх локалізацію у межах родовищ, структур І і ІІ порядків. Виконано ранжування оцінних об’єктів за черговістю геологорозвідувальних робіт на той чи інший вид вуглеводневої сировини. Оцінку фазового складу, локалізацію ресурсів та їх величину підтверджено характеристиками родовищ у межах ділянки досліджень.
Моделювання полягає у розв’язанні обернених і прямих задач геотермії в умовах седиментації; обернених і прямих задач нафтидогенезу природних нафтогазових систем і є «повнокомплектним» інструментом прогнозування нафтогазоносності та локалізації прогнозних ресурсів вуглеводнів.
Computer methods elaborated for paleotectonic reconstructions and paleotemperature modeling, simulation of naftidogenesis enabled to trace thermodynamic history and formation of the resource potential of the South Yamal area. Evaluation of resources was conducted for three reservoirs of primary accumulation different by age involving oil and gas parent structures with dispersed organic substance different by genesis. Results of simulation reflect thermodynamic zoning and discontinuously-discrete character of naftidogenesis — it is noted the appearance of spatially-temporal belts of intense generation and emigration or total extinction of hydrocarbons generation. Interpretation of these phenomenal effects has been given from the viewpoint of reactions kinetics and geochemistry of organic substance.
Quantitative estimation of primary geological resources has been obtained, their localization within the limits of deposits of the I and the II order has been made. The ranking of evaluative objects has been performed according to queuing of geological exploration works for such and such a kind of hydrocarbon raw material. Evaluation of phase composition, localization of resources and their amount are confirmed by characteristics of deposits within the limits of the studied area.
Modeling consists in solving of inverse and direct problems of geothermy in conditions of sedimentation, in solving inverse and direct problems of naftidogenesis of natural oil and gas systems, being a «complete set» of an instrument for prediction of oil-gas presence and localization of prognostic hydrocarbons resources.
Разработанные компьютерные методики палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, моделирования нафтидогенеза позволили проследить термодинамическую историю и формирование ресурсного потенциала территории Южного Ямала. Оценка ресурсов проводилась для трех разновозрастных резервуаров первичной аккумуляции, в строении которых участвуют нефтегазоматеринские толщи с рассеянным органическим веществом различного генезиса. Результаты моделирования отражают термодинамическую зональность и непрерывно-прерывистый характер нафтидогенеза - отмечается появление пространственно-временных поясов интенсивной генерации и эмиграции либо полное прекращение генерации углеводородов. Приведена интерпретация этих феноменальных явлений с позиции кинетики реакций и геохимии органического вещества. Получена количественная оценка начальных геологических ресурсов, произведена их локализация в пределах месторождений, структур I и II порядков. Выполнено ранжирование оценочных объектов по очередности геологоразведочных работ на тот или иной вид углеводородного сырья. Оценка фазового состава, локализация ресурсов и их величина находят подтверждение . в характеристиках месторождений в пределах участка исследования.
Моделирование заключается в решении обратных и прямых задач геотермии в условиях седиментации, обратных и прямых задач нафтидогенеза природных нефтегазовых систем, как "полнокомплектный" инструмент прогнозирования нефтегазоносности и локализации прогнозных ресурсов углеводородов.
