Согласно осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа, высокобитуминозные кремнисто-глинисто-карбонатные толщи морского генезиса относятся к основным нефтегазоматеринским породам во

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 “Т_max”. 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 Т_max 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.

T_max 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 T_max, высокие величины отношения S₁ / %С_орг 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