» » Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

06.08.2016

Как мы уже неоднократно говорили, почти все литофациальные типы современных пород содержат органическое вещество, а в его составе углеводороды. Однако далеко не все из них способны даже при благоприятных условиях генерировать нефть. Таким образом, нас, прежде всего, интересует толща пород, которая генерировала углеводороды в масштабах, необходимых для формирования скоплений углеводородов. Иными словами, объектом наших исследований является нефтегазоматеринская толща. В нефтяной геологии существует и другой термин - нефтегазоматеринская свита.
Существует много определений. Что такое нефтегазоматеринская толща (свита). Обобщая их скажем так: «Нефтегазоматеринская толща -это породы, обогащенные автохтонным органическим веществом, которые генерировали углеводороды в масштабах, обеспечивающих формирование скоплений нефти и газа».
В геологической литературе и производственных отчетах вы найдете огромное количество терминов по этому вопросу, например, «нефтематеринская толща (свита)», «нефтегазоматеринская толща (свита)» или «газоматеринская толща (свита)». При этом авторы имеют в виду, что эти породы генерировали преимущественно жидкие, жидкие и газообразные или только газообразные углеводороды.
Иногда встречаются термины, например, «нефтегазопроизводящая толща». Здесь надо понимать, что эти породы не только реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал на стадиях от конца протокатагенеза до начала апокатагенеза, но генерация углеводородов продолжается и в настоящее время. Термин «нефтегазопроизводившая толща» говорит о том, что она исчерпала свои генерационные возможности в геологическом прошлом. И, наконец, о термине «потенциально нефтегазоматеринская толща». Здесь, как правило, подразумевают, что нефтегазоматеринский потенциал этих пород вообще не был реализован по тем или иным геологическим причинам. Говоря о литологическом составе нефтегазоматеринских толщ, нам необходимо вспомнить, что еще в диагенезе для фоссилизации органических остатков наиболее благоприятны пелитовые размерности пород, к тому же глинистые разности хорошо сорбируют органическое вещество. Поэтому обогащенность пород автохтонным органическим веществом находится в прямой зависимости от количества глинистых примесей. В связи с этим, как правило, наиболее обогащены органическим веществом глины и мергели. Однако имеются и исключения. Так, например, песчаноалевритовые породы верхнего палеозоя и мезокайнозоя, образовавшиеся в эпохи, когда существовал расцвет распространения высший растительности на континентах, часто бывают обогащены гумусовым органическим веществом в детритной форме с содержанием 1-2 % на породу. Нередко встречаются кремнистые породы, в особенности их глинистые разности, обогащенные органическим веществом сапропелевого типа. Такие породы, как мы уже подробно говорили, встречаются в доманиковой свите Русской плиты, в баженовской свите Западной Сибири и т.д. Многолетние исследования разных ученых из многих стран мира установили, что нижним пределом концентрации органического вещества сапропелевого или преимущественно сапропелевого типа в нефтегазоматеринских породах должно составлять не менее 0,1 % на породу при средних градациях катагенеза. Здесь следует учитывать, что органическое вещество, содержащиеся в нефтегазоматеринских породах на этой стадии катагенеза, уже израсходовало некоторую часть на генерацию углеводородов. Поэтому количественная характеристика органического вещества является важным параметром при оценке нефтегазоматеринского потенциала пород. Для решения этой проблемы американские исследователи Фореман и Хант предложили использовать поправочные коэффициенты для определения реального содержания органического вещества в породах, находящихся на различных стадиях преобразования. Расчеты ведутся с учетом эволюционных стадий преобразования органического вещества по формуле: OB = K*Cорг. Поправочные коэффициенты для подсчета содержания органического вещества в породах приведены в табл. 3.24.
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

А теперь остановимся на вопросах определения нефтегазоматеринского потенциала пород. Существует много методов и способов количественной оценки генерации нефти и газа, основанных на принципиально разных методологических подходах к решению этой проблемы. He будем останавливаться на работах по лабораторному моделированию процессов превращения органического вещества и генерации углеводородов. Главным объективным недостатком этих методов является невозможность моделирования процессов в масштабе геологического времени. Достаточно надежны работы, использующие теоретические балансовые расчеты на основе результатов конкретных детальных геохимических исследований органического вещества и входящих в его состав битумоидов и керогена.
Один из наиболее эффективных методов количественной оценки газообразования при эволюции органического вещества был разработан В.А. Успенским. Его методологический подход лег в основу создания прибора - пиролизатора «Рок Эвал» (Rock Eval), который был разработан во Французском институте нефти под руководством известного геохимика Дж, Эспитале и уже с 1978 г. используется для решения практических проблем нефтяниками во всем мире. «Рок Эвал» представляет собой полностью автоматизированный прибор, состоящий из двух микрореакторов, которые могут быть нагреты в зависимости от требований анализа до температуры 850 °С. Скорость нагрева печи составляет от 0,2 до 50 °С/мин, с шагом 0,1 °С. Имеются два регистратора для определения компонентов, выделяющихся из органического вещества, - пламенно-ионизационный детектор, для регистрации углеводородов и инфракрасный - для определения CO и CO2, а также блок для улавливания продуктов пиролиза и окисления. Имеется также блок автоматической подачи тиглей с образцами в пиролизатор, рассчитанный на 50 образцов. Принцип действия прибора очень прост. Образец породы (керна или шлама в 100 мг) помещается в печь с инертной атмосферой (азот или гелий), где нагревается по определенной программе, контролируемой компьютером. Программа позволяет осуществлять многоступенчатый подъем температуры (до пяти ступеней) со скоростью от 0,2 до 50 °С/мин от 100 до 850 °С. При нагреве до 100 °C в инертной атмосфере из породы выделяются в газовой фазе свободные углеводороды, которые фиксируются пламенно-ионизационным детектором, в то время как инфракрасный детектор измеряет количество CO и CO2. При температуре 650-850 °C происходит пиролиз, продукты которого также регистрируются детекторами. В зависимости от количества навесок, анализ занимает 20-30 мин.
Компьютерная система производит идентификацию всех продуктов анализа, а также все параметры процесса и выдает распечатку, содержащую следующую информацию:
- содержание свободных углеводородов; содержание связанных углеводородов;
- содержание углерода органического происхождения;
- содержание углерода минерального происхождения;
- определение карбонатов (кальцит, сидерит, доломит), входящих в состав исследуемой породы и количественное их содержание; кислородный индекс;
- максимальная температура (Tmax), при которой произошел пиролиз (температура, соответствующая максимуму кривой пиролиза CO2).
Каждый из этих параметров представлен в табл. 3.25.
Аналитический цикл метода Рок Эвал и пример записи пирограммы показан на рис. 3.39.
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Кроме этих параметров в инструкции к прибору приводятся также индексы очень важных геохимических коэффициентов и способы их расчетов:
IH - водородный индекс, IO - кислородный индекс, IP - индекс продуктивности. PP - нефтяной генерационный индекс. Приведем формулы их расчета:
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Индексы IH и IO фактически характеризуют содержание водорода и кислорода в керогене и имеют прямую зависимость их значений от величин атомных соотношений Н/С и О/С, что позволяет использовать их для определения типа материнских пород как на диаграммах Ван Кревелена (рис. 3.40).
Как следует из рис. 3.41, эта диаграмма практически полностью сопоставима с диаграммой Ван Кревелена, построенной по данным элементного состава анализа керогена.
А теперь вернемся к рис. 3.40, а. Величина S1 представляет собой долю исходного генерационного потенциала органического вещества, который был трансформирован в углеводороды, а величина S2 - остаточный потенциал, который остался в керогене не реализованным.
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Таким образом, суммарная величина S1 + S2, выраженная в килограммах на 1 тонну породы, представляет собой общий генерационный потенциал органического вещества и учитывает как количество, так и тип органического вещества.
Классификация нефтегазоматеринских пород по генерационному потенциалу (по Эспитале и Тиссо) приведена в табл. 3.26.
На рис. 3.42 приведен пример диаграммы изменения генерационного потенциала в скважине.
Как видно из рис, 3.42, генерационный потенциал определяется в образцах породы, привязанной к глубине отбора. Такой подход дает возможность выявить в разрезе толщи с высоким генерационным потенциалом, рассчитать объем этой толщи в пределах исследуемого региона и дать количественную оценку потенциала материнских пород.
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Так, например, интервалы А, С и E практически не обладают углеводородным потенциалом. Породы в интервалах глубин, отмеченные как В и Д, судя по графику, являются хорошей и очень хорошей нефтематеринской породой, а породы, отмеченные литером Fr обладают хорошим потенциалом только в верхней части разреза, уменьшаясь к его нижней части.
Существует и друтая классификация нефтематеринских пород, основанная как на содержании органического вещества в породе, так и на конкретных значениях параметров, получаемых в результате использования пиролитического метода исследований. Эта классификация была разработана в 1981 г. Б. Тиссо и Д. Вельте и уточнена в 1986 г. К. Петерсом (табл. 3.27).
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Эта классификация нефтематеринских пород может рассматриваться как информация для дальнейших более детальных исследований. Дело в том, что выделенные авторами границы могут быть «подвижными» в зависимости от литологического состава пород, фациально-генетических типов OB и стадий катагенеза. Например, низкие и средние значения содержания органического вещества (0,5-1,0 %) для терригенных пород оцениваются как достаточно высокие для карбонатных. Кроме того, содержание органического вещества в породах менее 0,5 %, но достигших высоких стадий преобразования, например, апокатагенеза, еще не говорит о том, что эти породы не были нефтегазопроизводящими, так как на высоких стадиях термической зрелости происходят значительные потери углерода из-за более ранних процессов нефтегазообразования. Однако на первом этапе исследований эта классификация вполне уместна. Наряду с рассмотренными нами коэффициентами оценки нефтематеринского потенциала, а также определения фациально-генетического типа исходного органического вещества, имеются также и другие эффективные разработки, в частности коэффициент, разработанный Н.Б. Вассоевичем и И.Е. Лейфманом, учитывающий только водород, связанный в керогене с углеродом:
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Относительно высокие значения F1 (1,2—0,9) характеризуют высокий потенциал керогенов альгинитов и лейптинитов (I и II типы OB). В витринитах и фюзинитах величины F1 составляют менее 0,8 (III и IV типы керогена). Таким образом, этот коэффициент необходим и для определения потенциала 1У типа керогена. Большое геохимическое значение имеет также определение степени «истощения» (трансформации) нефтегенерационного потенциала. Как мы уже отмечали выше, нефтегенерационный потенциал характеризуется параметрами S2 и IH. По мере роста значений катагенеза и значений истощаются углеводородные ресурсы керогена. Это определяется по снижению величины индекса водорода для каждого из типов органического вещества. Таким образом, степень истощения (трансформации) нефтегенерационного потенциала легко подсчитать по разности между значениями IH на исходной постдиагенетической стадии и на современном уровне зрелости керогена:
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

где IH0 - исходный водородный индекс керогена OB в конце диагенетиче-ской стадии: IHх - водородный индекс керогена OB на современной максимальной стадии его катагенеза.
Значения IH0 тесно связаны с фациально-генетическими типами органического вещества. Для альгинитов I типа величина IH0 часто превышает 600 мг УВ/г Cорг. В рассеянном OB фито-зоопланктонной природы OB II типа водородный индекс составляет 500-250 мг УВ/г Cорг. В рассеянном OB III и IV типа (растительно-гумусовое OB) IH0 всегда меньше 250 мг УВ/г Сорг.
Безусловно, при расчетах трансформации OB необходимо знать его фациально-генетический тип.
Пример истощения УВ ресурсов керогена по мере роста катагенеза и значений Tmax0 приведен на рис. 3.43.
Нефтегазоматеринский потенциал и метод его определения

Методологический подход к созданию метода Рок Эвал был применен к созданию так называемого метода «пиролиз-флюоресценции» - экспресс-метода, который может быть легко применен непосредственно на буровой. Суть его заключается в следующем. Небольшое количество бурового или кернового материала подогревается в пробирке. Битумоид, содержащийся в органическом веществе, выделяется и конденсируется в холодных частях пробирки. Этот конденсат растворяется в нескольких каплях растворителя. С помощью простого УФ-флюоресцентного оборудования фильтрового типа оценивается флюоресценция раствора. Интенсивность флюоресценции хорошо коррелируется с параметром S2, который получают с помощью метода Рок Эвал. Таким образом, экспресс-метод позволяет выявить в разрезе бурящихся скважин наиболее интересные с геохимической точки зрения интервалы разреза, для того чтобы впоследствии детально изучить их уже с помощью стационарных методов,
В последнее время произошли существенные усовершенствования этого метода. В сочетании с масс-спектрометрией появилась возможность перейти от регистрации общего выхода углеводородов к непрерывной регистрации их отдельных фракций и по этим результатам строить кривые скоростей каждой из пяти фракций: C1, C2-C5, C6-C14 и C15+. В результате каждая фракция имеет свой набор параметров, что позволяет их сопоставлять с реальными параметрами, имеющимися в геологических условиях.
В настоящее время пиролитический метод определения генетических типов органического вещества, стадий его преобразования и определения генетического потенциала используется практически повсеместно.