|
Согласно осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа, высокобитуминозные кремнисто-глинисто-карбонатные толщи морского генезиса относятся к основным нефтегазоматеринским породам во многих нефтегазоносных бассейнах мира. В пределах Западно-Сибирского мегабассейна к таким нефтегазоматеринским породам относится баженовская свита, являющаяся одновременно региональным флюидоупором, под которым во многих районах сконцентрированы основные ресурсы углеводородов (УВ), а на ряде месторождений непосредственно из нее ведется промышленная добыча нефти, то есть там она обладает еще и коллекторскими свойствами. Именно поэтому баженовская свита с момента ее выделения Ф.Г. Гурари в 1959 году как самостоятельного литостратиграфического подразделения является объектом пристального внимания многих исследователей.
Определение термической зрелости пород баженовской свиты, а также пород других толщ, расположенных выше и ниже ее по разрезу, является необходимым видом исследования, цель которого — оценка генерационного потенциала этих пород.
Исследования горных пород методом Rock-Eval является наиболее экспрессным, корректным и широко используются в течение двух последних десятилетий практически всеми нефтяными компаниями, проводящими поисково-оценочные и геологоразведочные работы на участках недр с различной степенью изученности.
Аналитический цикл включает два основных этапа нагрева образца, в течение которых определяются пиролитические показатели, позволяющие получить характеристику степени катагенетической зрелости и генерационного потенциала исследуемой породы.
На первом этапе при кратковременном воздействии (3 мин) температуры до 300 °С из образца выделяются свободные и/или сорбированные (жидкие или газообразные) углеводороды (УВ), количество которых (в мг УВ/г породы) фиксируется и обозначается параметром “S1”.
На втором этапе температура нагрева образца увеличивается до 600 oС. В этом режиме определяется количество УВ (в мгУВ/г породы), которые могут образоваться при полной реализации нефтематеринского потенциала - параметр “S2” - характеризующий остаточный генетический потенциал породы.
На завершающем этапе происходит сжигание остаточного керогена породы в токе кислорода в температурном диапазоне 600–620 oС. Это позволяет определить массу образующегося СО2 и с учетом всех данных рассчитать содержание в породе Сорг.
В течение второго этапа аналитического цикла термического масс-спектрометрического анализа одновременно с параметром S2 определяется также температура максимальной генерации УВ при пиролизе керогена - параметр “Тmax”. Значение этого параметра используется для оценки степени зрелости рассеянного органического вещества (РОВ) и выступает в качестве критерия выделения главной зоны нефтеобразования (ГЗН). Способность керогена генерировать УВ нефтяного ряда (главная зона нефтегенерации - ГЗН) характеризуется диапазоном значений Тmax 435¸460 0С.
Помимо вышеперечисленных пиролитических показателей, получаемых аналитическим путем, для оценки нефтегазогенерационных свойств РОВ используется также и целый ряд расчетных параметров:
· (“S1+S2”) - генерационный потенциал породы (в мг УВ/г породы) без учета эмигрировавшей массы УВ газов и битумоидов. По величине S1+S2 оценивают качество материнских пород: 2 мг/г - нефтематеринская порода с бедным потенциалом; от 2 до 6 мг/г - материнская порода с умеренным генерационным потенциалом; 6 мг/г - материнская порода с высоким генерационным потенциалом.
· [“S1/(S1+S2”)] - индекс продуктивности (OPI) характеризующий процессы перераспределения УВ.
· “(S2*100)/Cорг%” - водородный индекс (HI), который используется для определения типа керогена, а также степени реализации нефтематеринского потенциала пород. По мере роста зрелости HI уменьшается.
· “(S1*100)/Cорг%” – битумный индекс (BI), который указывает на удельное содержание (по отношению к керогену) свободной микронефти (мг мН/г ТОС). Под микронефтью в данном случае, мы понимаем природные углеводороды, которые могли выделиться на молекулярном уровне из керогена в ходе его созревания, а также которые могут быть эпигенетичными углеводородами, поступившими в данную породу в процессе миграции. В горной породе микронефть либо сорбирована на керогене или минеральной матрице, либо растворена в поровой воде или газе. Физически микронефть относительно свободна, т.е. она в большей или меньшей своей части может быть выделена органическими растворителями в виде так называемых битумоидов и таким образом изучена. В аналитическом комплексе Rock-Eval микронефти соответствует фракция S1.
Геохимические параметры, используемые для дифференциации нефтегазоматеринских пород в зависимости от величины генерационного потенциала, типа керогена и предопределяемого им типа генерируемых углеводородов, от зрелости и связанной со зрелостью этапности процессов нефте- и газообразования, приведены в таблицах 8.2 – 8.4, составленных по материалам (Peters, 1986; Merrill, 1991и др.).
Таблица 8.2.
Классификация нефтегазоматеринских пород по углеводородно- генерационному потенциалу *
Углеводородно-генерационный потенциал | Содержание Сорг% | Параметры Рок-Эвал, мгУВ/г породы | |
|
| S1 | S2 |
Бедные | <0-0,5 | <0-0,5 | <0-2,5 |
Удовлетворительные | 0,5-1 | 0,5-1 | 2,5-5 |
Хорошие | 1-2 | 1-2 | 5-10 |
Очень хорошие | 2-4 | 2-4 | 10-20 |
Отличные | >4 | >4 | >20 |
* приведенные в таблице параметры даны для термически незрелых пород, т.е. еще не отдавших углеводороды.
Tmax сильно зависит также от типа ОВ, поэтому, для определения зрелости ОВ материнских пород необходимо использовать комплекс показателей, в том числе биомаркерные параметры зрелости, определяемые на основании газохроматографического – масс-спектрометрического анализа битумоидов (или нефтепроявлений).
Присутствие миграционных углеводородов может изменять замеряемые и рассчитываемые параметры пиролиза, что может быть использовано для выявления процессов миграции углеводородов, а также идентификации нефтенасыщенных интервалов разреза.
Таблица 8.3.
Индекс водорода для разных типов керогена и тип генерируемых углеводородов*
Тип керогена | HI (мг УВ/ Сорг) | Преимущественный состав генерируемых углеводородов |
I | >600 | нефть |
II | 300-600 | нефть |
II/III | 200-300 | нефть и газ |
III | 50-200 | газ |
IV |
<50 | практически не генерирует углеводородов |
* для термически незрелого ОВ
Таблица 8.4.
Стадии термической зрелости органического вещества (в отношении способности нефтегазогенерации) по параметрам пиролиза Rock Eval
Стадии зрелости | Tmax* | ОPI | Характер продуктов генерации | |
незрелое | <435 | <0,10 | жирные газы, тяжелые нефти | |
| ранней зрелости | 435-445 | 0,10-0,15 | нефти |
зрелое | пик нефтегенерации | 445-450 | 0,25-0,40 | нефти |
поздней зрелости | 450-470 | >0,40 | легкие нефти, конденсаты, жирные газы | |
сверхзрелое | >470 | - | газы |
Индикаторами наличия миграционных углеводородов могут служить высокие величины S1 относительно S2, низкие значения Tmax, высокие величины отношения S1 / %Сорг и S1/(S1 + S2).
В зависимости от зрелости ОВ и стадии процессов нефтегазообразования нефтематеринские породы могут быть подразделены на:
э ффективные, к которым относятся породы генерирующие и отдающие или генерировавшие и отдававшие углеводороды;
потенциально нефтегазоматеринские, которыми являются породы, содержащие достаточное количество органического вещества, но еще не достигшие необходимого уровня зрелости для того, чтобы генерировать и отдавать углеводороды.
Для определения источника миграционных битумоидов или нефтепроявлений используются результаты анализа их группового и индивидуального состава.
Дата добавления: 2015-10-21; просмотров: 107 | Нарушение авторских прав
<== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
Газообразное или жидкое топливо сгорает в панельных горелках 2, расположенных в системе каналов в керамической кладке (панели) печи. В топочных камерах находится радиантная секция 3, состоящая из | | | Пиролиз древесины – процесс деструкции высокомолекулярных компонентов древесины с образованием низкомолекулярных продуктов, сопровождающийся вторичными реакциями конденсации, рекомбинации и т. п. |