Глава 5. Пиролитические исследования рассеянного органического вещества пород методом rock-eval.

Определение термической зрелости пород является необходимым видом геохимического 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”.

Рис. . Прибор RockEval 6.

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, составленных по материалам (Peters, 1986; Merrill, 1991и др.).

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. 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:

эффективные, 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.