pdf.php@id=6161.pdf
.pdfного детрита в бассейны явилось общее увеличение концентрации ОВ практически во всех типах пород, особенно в терригенных. Поскольку за генерацию жидких УВ, т.е. за нефтеобразование, ответственны прежде всего сапропелиты, то при смешанных раз ностях ОВ нижний предел концентрации Сорг для нефтегазома теринских пород (и формаций) становится расплывчатым и не однозначным. Во всяком случае, это значение заведомо выше 0 ,1—0 ,2 %, каковым оно является для пород с чисто сапропеле вым ОВ. Практически все терригенные породы, по крайней мере мезокайнозоя, содержат не меньшие количества Сорг, а более низкими концентрациями (п 0 ,0 1 %) обладают лишь карбонат ные «белоцветные» породы (например, известняки верхней юры, верхнего мела, эоцена и сарматского яруса Крыма и Кавказа). Однако НГМ-свиты PZ3, MZ и KZ как объекты формационного уровня выделяются без особого труда; в то же время оценить их нефтегазоматеринский потенциал намного сложнее, чем в НГМсвитах с чисто сапропелевым ОВ, прежде всего вследствие лате ральной и вертикальной изменчивости в породах соотношений ОВ разных генетических типов.
В нефтегеологической науке давно и хорошо известно, что ОВ распределено в стратисфере неравномерно как по латерали, так и по вертикали. Около 40 лет назад было замечено, что горизонты, представленные породами, обогащенными ОВ, т.е. НГМ-свиты, распределены по разрезу не хаотично, а вполне закономерно: они отвечают трансгрессивным и регрессивным фазам циклов седиментации разных порядков; в то же время инундационным и эмирсионным фазам обычно соответствуют формации, поро ды которых крайне бедны ОВ. Для палеозоя—допалеозоя отме чается следующая закономерность: для регрессивных НГМ-свит характерен более фитопланктонный состав исходного ОВ, тогда как в трансгрессивных аналогах в ощутимых количествах обыч но присутствует фитобентос, а в палеозое и(или) зообентос и зоопланктон. В породах регрессивных НГМ-свит обычно ниже концентрация форм железа — диагенетических минеральных окислителей. В связи с этим изначальный Пнм этих пород при прочих равных условиях выше, чем таковых в трансгрессивных НГМ-свитах. По объему НГМ-свиты обычно отвечают литостра тиграфической свите либо подсвите, иногда пачке, что страти графически может соответствовать ярусу, подъярусу, горизонту, иногда целому отделу. Наблюдается закономерность (имеющая и исключения): чем моложе НГМ-свита, тем меньший стратигра фический объем она охватывает и тем более мелкий цикл седи ментации характеризует. В рифее НГМ-свиты отвечают обычно фазам циклов в 90 млн лет, в венде и раннем палеозое — в 45 млн
181
лет; в среднем и позднем палеозое НГМ-свиты своим положени ем подчеркивают в разрезе еще более мелкие циклы (в 2 2 ,5 , ино гда в 11 млн лет). Такого же порядка периодичность чередова ния НГМ-свит можно отметить и в мезозое. Характер и масштаб периодичности появления НГМ-свит в кайнозое практически не изучены, хотя сам факт периодичности фиксируется и здесь. Выше отмеченная ярко выраженная периодичность в расположе нии НГМ-свит характеризует шельфовую седиментацию. В слу чае халистатической седиментации, присущей преимущественно окраинам континентов, обогащение осадков ОВ могло проис ходить, вероятно, в течение всего довольно длительного срока; в результате сформировавшиеся НГМ-свиты могут охватывать сразу несколько систем (например, палеозой Таймыра и Лемвинской зоны Приполярного Урала, средний—верхний палеозой и триас Скалистых гор Канады).
Причины вышеописанного феномена — распределение НГМсвит в стратисфере (точнее, в УВ-сфере) сложны, не единичны и пока еще недостаточно исследованы. Они требуют специально го рассмотрения, но здесь ограничимся лишь вышеприведенным кратким описанием самого феномена.
В заключение отметим, что НГМ-свиты известны во всех системах палеозоя, мезозоя и кайнозоя, а также в венде и рифее. Поскольку фиксируется синхронность циклов седимента ции разных порядков для различных бассейнов, постольку воз можны и корреляция НГМ-свит между собой, и прослеживание их на региональном, межрегиональном и даже на глобальном уровнях. Наиболее распространенными в мире являются НГМсвиты верхнего девона—раннего карбона и верхней юры, а также нижнего—среднего кембрия, среднего ордовика, нижнего силура, нижней перми, нижнего мела—сеномана, олигоцена—миоцена (см. рис. 2.3).
4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Определение нефтегазоматеринского потенциала (Пнгм) про изводится для объектов разного уровня — от ОВ до НГБ. П|1ГМ породы определяется Пнгм содержащегося в ней ОВ. Совокуп ный Пнгм пород, составляющих материнскую свиту, определяет ее потенциал, который, в свою очередь, определяет потенциал того или иного очага нефтегазообразования (ОНГО). Его следует оценивать по совокупности Пнгм НГМ-свит. Пнгм любого НГБ определяется как сумма Пнгм ОНГО.
182
Для современной практики нефтегазопоисковых работ, для оценки прогнозных ресурсов углеводородных флюидов того или иного объекта (зоны, НГБ в целом и т.д.) необходима информа ция о реализованном Пнгм объектов всех уровней, образующих в итоге оцениваемый объект, т.е. необходимо знать, сколько жид ких и газообразных УВ генерировалось и эмигрировало в преде лах данного объекта к настоящему времени. Суммарная масса УВ является верхним пределом количества способных к аккуму ляции флюидов. Этот предел в природе, по существу, никогда не достижим, но именно от него (и только от него) можно и должно рассчитывать долю аккумулировавшихся УВ. Любой НГБ — со четание объектов более низких рангов, в которых ОВ находит ся на различных градациях катагенеза (имеет разную степень зрелости). Поэтому необходимо знать прежде всего: 1) сколько УВ (жидких и газообразных) генерирует ОВ конкретного типа к началу (или концу) той или иной градации катагенеза; 2 ) ка кая доля УВ эмигрирует к этому же моменту из этой породы, содержащей определенное количество ОВ данного типа. Первое характеризует реализованный Пнгм ОВ, второе — реализованный Пигм породы. Для вычисления указанных величин применяются различные варианты объемно-геохимических (генетических) ме тодов (Н.Б. Вассоевич, С.Г. Неручев, А.Э. Конторович, Е.С. Ларская, Е.А. Рогозина, Т.К. Баженова, М. Луи и др.). Сущность этих методов заключается в расчетах вероятного количества жидких и газообразных УВ, которое могли генерировать нефтегазомате ринские свиты в результате катагенетического преобразования ОВ в процессе геологической истории. Оно позволяет уточнить стадийность генерации флюидов, положение их генерационных максимумов по отношению к тем или иным глубинам (палеоглу бинам) и градациям катагенеза ОВ, что является одним из кри териев раздельного геохимического прогнозирования флюидов. С учетом коэффициентов эмиграции и аккумуляции рассчитыва ется возможное количество эмигрировавших и аккумулирующих ся УВ. Такие расчеты лежат в основе прогнозной оценки ресурсов УВ. Расчетное моделирование в целях воспроизведения генера ции УВ впервые было применено одним из создателей органи ческой геохимии, В.А. Успенским (1954), во ВНИГРИ. Им была рассчитана генерация газов при катагенезе («метаморфизме») гу мусовых углей. Принципиальная схема балансовой модели гене рации битумоидов, легких УВ, углеводородных и «кислых» газов, воды из РОВ основных генетических типов (сапропелевого, гу мусового, окисленного низкоконцентрированного ОВ) изложена в работах С.Г. Неручева и др. (1976, 2006). Для проведения таких расчетов и создания количественной модели генерации нефти
183
и газа необходим большой объем детальных геохимических ис следований ОВ, и в первую очередь систематические данные по элементному составу керогена.
В последние годы для определения генетического углеводо родного потенциала ОВ и пород широко используется пиролити ческий метод в варианте Rock-Eval. Во Французском институте нефти Дж. Эспиталье и Б. Тиссо по результатам открытого пи ролиза определили кинетические параметры реакций созревания для трех широко распространенных в природе типов керогена (I тип — сапропелевый, II — смешанный и III — гумусовый). Процесс созревания ОВ при экспериментальном пиролизе был описан рядом независимых реакций первого порядка со своим набором кинетических параметров. Скорость каждой реакции в данный момент времени зависит от температуры породы (при ее нагревании в пиролизаторе) и рассчитывается по закону Арре ниуса со своими параметрами реакции: частотным фактором и энергией активации. При этом учитывается, что концентрация ОВ со временем уменьшается. Количество (объем) образующихся на каждом этапе УВ определяется долей ОВ, термически преоб разованного к данному моменту времени.
Как указано в разд. 2.2, пики кривой пиролиза соответствуют: Sj — содержанию уже образованных УВ (оно примерно соот ветствует содержанию битумоида в породе) — это реализован ный нефтематеринский потенциал, S2 — суммарному количеству жидких и газообразных УВ, еще способных генерироваться со держащимся в породе ОВ (остаточный нефтегазоматеринский потенциал). Сумма Sj и S2 характеризует нефтегазоматеринский потенциал породы, сохранившийся к данной градации катагене за, на которой находится ОВ данной породы. Этот остаточный потенциал породы измеряется в мг, г, кг УВ соответственно на г, кг, т породы, т.е., по существу, в %. Ттах, замеренная в вершине пика S2, отвечает определенной стадии зрелости породы (незре лая, нефтяное окно — ГЗН, газовое окно).
Балансовые расчеты генерационного потенциала на основе исследования пиролиза образцов различных материнских по род проводились С.Г. Неручевым, Е.А. Рогозиной, Т.К. Бажено вой, А.Э. Конторовичем, Дж. Эспиталье, Б. Тиссо, Д. Вельте, J.W. Schmoker и др.
Рассмотрим один из вариантов расчета количества генери рованных УВ нефтепроизводящей толщей, находящейся в очаге нефтеобразования, основанный на данных пиролиза, который приведен в книге «Нафтидная система — от нефтегазоматерин ской породы до ловушки» (1994). Этот метод включает: I) расчет
184
современного содержания (массы) органического углерода (Сорг) в нефтегазоматеринских породах, 2 ) оценку массы генерирован ных УВ на единицу массы Сорг, 3) оценку общего количества генерированных УВ нефтегазоматеринской породой.
Определение современного содержания (массы) Сорг в нефте газоматеринской толще вычисляется по формуле
М = [Copr (TOQ/lOO] p-V,
где М — масса Copr (ТОС), г; Copr (ТОС) — среднее содержание Сорг в выделенном объеме нефтегазоматеринской толщи, вес.%. Вели чина Сорг делится на 100 для того, чтобы перейти от вес.% к до лям; р — средняя плотность пород, г/см3; V — объем пород, см3.
Сорг определяется аналитическим методом. Если определение Сорг проводится на анализаторе Rock-Eval, снабженном модулем для определения остаточного после пиролиза углерода, то общее содержание углерода вычисляется микропроцессором как сум ма остаточного и пиролизованного углерода и обозначается ТОС (total organic carbon).
Плотность пород зависит от минерального состава компо нентов, пористости и концентрации ОВ. Существуют графики зависимости пористости и плотности пород при различных со держаниях ОВ.
Объем пород определяется как мощность нефтематеринской породы, умноженная на площадь ее распространения.
Количество (масса) генерированных УВ зависит от типа керогена, кинетики реакций, температурно-временной истории погружения пород, содержащих кероген. Расчет образовавшихся УВ проводится на основе водородного индекса [HI=S2 10 0 /Сорг (ТОС)], который характеризует нефтегазогенерационный потен циал ОВ. Он измеряется в мг (кг) УВ на г (т) Сорг (ТОС) или в % (если ТОС принять за 100%). Разница между исходным Н10 (до начала генерации УВ) и остаточным Н1р (современное) рассма тривается как количество генерированных УВ на единицу массы ОВ и рассчитывается по формуле
R = H I 0 -H IP,
где R — количество генерированных УВ в расчете на ТОС, мг УВ/г ТОС; Hip — аналитические данные пиролиза; Н10 — определяется аналитическим путем для незрелых пород (Ттах < 430 °С, R° < 0,5%), содержащих одинаковый или близкий тип керогена. Если такие образцы отсутствуют, то можно воспользо ваться трендами кривых разных типов керогена, отображенных на модифицированной для пиролиза диаграмме Ван-Кревелена (см. разд. 2.2, рис. 2.9, А).
185
Расчет общего количества генерированных УВ осуществляется по формуле
HCG=R М 1(П6,
где HCG — общее количество генерированных УВ, кг; 1(Г6 — пересчетный коэффициент для перевода весовых единиц из мг в кг.
Пример расчета. Пусть выделенная НГМ-толща имеет толщи ну 20 м (2х103 см) и площадь 30 км (Зх106 см) х 20 км (2х106 см), тогда ее объем составляет 1,2х1016 см3 При плотности пород 2,42 г/см3 и значении ТОС = 6 % (вес.) количество органического углерода (М) для НГМ-толщи будет равно 1,71х1015г. Пусть ис ходный и остаточный водородные индексы (определенные ана литически) равны соответственно Н10 = 380 мг УВ/г ТОС, Н1р = = 150 мг УВ/г ТОС, тогда R = 230 мг УВ/г ТОС, а общее коли чество генерированных УВ (HCG) = 3,98x1с11кг.
Количество генерированных УВ, рассчитанное по этой ме тодике, является минимальным по нескольким причинам. Вопервых, не учитываются УВ, которые могут присутствовать в не зрелых породах. Во-вторых, часть легких УВ (меньше С5—С10) теряются до и во время экстракции. В-третьих, в результате рас хода ОВ на генерацию УВ (и неуглеводородных продуктов) и эмиграции этих УВ уменьшается масса органического углерода, в связи с чем уменьшается знаменатель при расчете Н1р. В этом случае общее количество генерированных УВ следует рассчиты вать по формуле
HCG=[(HI0 М0)—(Шр Мр)] 1(Г6
Исходную массу ОВ (т.е. до начала основной генерации УВ или главной фазы нефтеобразования) можно рассчитать по водо родному индексу согласно формулам С.Г. Неручева и др. (1988):
Н1о=(1-ДМ0-р) Н1р+(ДМ0_р HI™,,),
ДМо-р = (Ш0—Н1р)/(100 - Н1р),
Мр = 1 —ДМо-р или
Мр= (1 0 0 -Н 1 0)/(100-Н 1р),
где Н10 и Hip — выход УВ из ОВ в начале катагенеза (или на условно принятом уровне катагенеза, от которого ведется расчет) и на современном уровне катагенеза; Н1ген — содержание генери рующихся УВ и УВ, эмигрировавших из ОВ, которое принимает ся за 100%; М0 — исходная масса Сорг (ТОС) в начале катагенеза, принимаемая за 1; Мр — остаточная масса на современном уровне
186
катагенеза; ДМ0-Р — потеря массы ОВ от 0 до современного уров ня катагенеза. Пользуясь этими формулами, можно определить количество образовавшихся нефтяных УВ, равное потере массы ОВ на их образование от 0 до современного уровня катагенеза, и остаточную массу ОВ на современном уровне катагенеза.
Количество эмигрировавших УВ можно определить с помо щью коэффициента эмиграции (нефтеотдачи), который представ ляет собой отношение эмигрировавшей части битумоида (УВ) к исходному генерированному битумоиду: Кэм = рэм/Рген (Неручев и др., 2006).
Для определения Кэм существуют различные аналитические приемы. Его можно рассчитать по содержанию остаточных битумоидов (УВ) в ОВ или по элементному составу битумоида:
|
Кэм = |
1 ~ Рост / РIICXJ |
Кэм = |
(Сисх- |
Сост)/(Сэм - Сост), |
к эм= [(0 +N+S)llcx - |
(0 +N+S)OCT]/[(0 +N+S)3M- (0 +N+S)OCT], |
Кэм = (УВМСХУВ0СТ)/(УВЭМУВ0СТ),
где Кэм — коэффициент эмиграции битумоидов (или УВ), доли единиц или %; рисх (гсп) — генерированное количество битумоидов (или УВ) в % от массы ОВ на данной стадии катагенеза (битумоидный коэффициент р = содержание битумоида в породе 1 0 0 / Сорг, доли единицы или%); рост — остаточное количество биту моида в % от массы ОВ на данной стадии катагенеза; Сисх, Сост, Сэм — концентрация углерода в исходном, остаточном и эмигри ровавшем битумоидах; (0+N+S)HCX, (0+N+S)OCT, (0+N+S)3M— концентрация гетероэлементов в исходном, остаточном и эми грировавшем битумоидах; УВНСХ, УВ0СТ, УВЭМ— концентрация УВ в исходном, остаточном и эмигрировавшем битумоидах.
Элементный состав эмигрировавшего битумоида примерно соответствует усредненному составу нефти: С = 85%, Н = 13%, (0+N+S) = 2%, состав остаточного битумоида определяется по аналитическим данным, а исходного битумоида — из средней части глинистого пласта, где битумоид практически не затро нут эмиграцией. Состав исходного битумоида можно рассчитать также путем графических построений на основании тенденции изменения состава битумоидов (или УВ) в катагенезе. Необхо димые значения снимаются с графиков распределения р, УВ или элементного состава битумоидов с глубиной для интервала с одним уровнем катагенеза: центральная линия в полосах между минимальными и максимальными значениями параметров рас сматривается как исходный сингенетичный битумоид.
187
Для различных нефтегазоносных бассейнов установлено, что перед началом главной фазы нефтеобразования (ГФН) значения Кэм возрастают от 0,02-0,05 до 0,2, в ГЗН они достигают 0,5— 0,6, а в более глубоких горизонтах — 0,8—0,9. В конце катагенеза остаются только следы микронефти (Кэм = 0,9—0,95).
Общее количество генерированных УВ, умноженное на соот ветствующий коэффициент эмиграции, позволяет рассчитать ко личество эмигрировавших УВ в расчете на массу органического вещества (это и есть реализованный потенциал), а умноженное на коэффициент аккумуляции — оценить прогнозные геологи ческие ресурсы. Потери УВ при миграции и аккумуляции очень велики. Открытые запасы нефти составляют всего лишь 1—10% от количества генерированных УВ.
Поскольку нефть как сочетание (взаимный раствор) различ ных углеводородов и неуглеводородных компонентов чаще всего образуется после того, как в процессе миграции (перемещения) эти вещества образуют единое скопление, то слово «миграцион ная» для названия теории происхождения нефти — необходимая составная часть. Это название, по мнению Н.Б. Вассоевича, от ражает связь как с осадочным процессом, так и с условиями фор мирования залежей нефти в результате миграции.
4.3. СОВРЕМЕННЫЕ КОНЦЕПЦИИ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ
Теория нефтегазообразования за два с лишним века прошла сложный путь становления. Начиная с трудов М.В. Ломоносо ва (1763), предсказавшего «рождение оной бурой материи... из остатков растений под действием тепла Земли» (она именова лась «органической»), органическая теория господствовала до начала 60-х годов XX в. Развитие ее неразрывно связано с име нами Н.И. Андрусова, А.П. Архангельского, В.И. Вернадского, И.М. Губкина, Г.П. Михайловского, В.В. Вебера, В.А. Соколо ва, Г. Гефера, А. Леворсена, Г. Потонье, П. Траска, А. Трейбса,
С.Энглера и др.
Ксередине XX в. было доказано единство всех горючих по лезных ископаемых: нефти, угля, газа, горючих сланцев; уста новлена генетическая связь нефти с ископаемым органическим веществом осадочных пород; разработаны критерии выделения нефтематеринских свит.
Широко распространенная в 40—50-е годы модель нефте образования, или «органическая» теория, рассматривала процесс
188
образования нефти как преимущественно механическое отжатие глинами битуминозных (липидных) компонентов, уже образо вавшихся в живом веществе и диагенезе в процессе погружения и уплотнения этих глинистых нефтематеринских пород.
Созданная в начале 60-х и получившая широкое развитие во всем мире в 70—80-е годы термокаталитическая концепция об разования нефти в своей основе имеет химические реакции, про текающие в сравнительно узком температурном интервале. Этот главный этап генерации УВ нефти органическим веществом был назван Н.Б. Вассоевичем главной фазой нефтеобразования (ГФН), а за рубежом — «нефтяным окном».
Н.Б. Вассоевич предложил именовать концепцию нефтеобра зования осадочно-миграционной теорией, а не органической или биогенной. Нефть образуется абиогенным путем, но источником ее является ОВ, или кероген, захороненный в процессе осадконакопления. Его потенциал закладывается в живом веществе, формируется в диагенезе, реализуется в мезокатогенезе. Ход это го процесса определяется как внутренней структурой керогена, способом «упаковки» его основных элементов, так и внешними факторами: температурой, скоростью прогрева, строением не фтематеринской (НМ) толщи, определяющим эмиграцию обра зовавшихся продуктов, составом минеральной матрицы, влияю щим на каталитические процессы, происходящие в керогене.
Поскольку залежь нефти как объект поиска формируется только в процессе миграции жидких УВ, то для названия теории происхождения нефти слово «миграционная» является необходи мой составной частью. Это название, по мнению Н.Б. Вассоевича, отражает связь как с осадочным процессом, так и с условиями формирования залежей нефти в результате миграции.
Согласно разработанной концепции, нефть и газ — образо вания стадийные, образующиеся на определенных катагенетических уровнях преобразования, причем на каждом из них обра зуются УВ определенного состава. На рис. 4.2 приведены схемы вертикальной зональности образования углеводородов; кривые генерации жидких флюидов на представленных схемах в целом сходны и заметно отличаются лишь для максимума генерации УВ газов. На схеме Е.А. Рогозиной и С.Г. Неручева (см. рис. 4.2, I) резко выделяется пик газогенерации, отвечающий главной зоне газообразования (ГЗГ) (угли К—ПА), — верхний пик генерации газа почти не проявлен. Н.Б. Вассоевич с соавторами (1974) от мечает незначительный пик, соответствующий верхней катагенетической зоне газообразования; ниже выделяют пик газокон денсатов — на МК5—AKj — ГЗГ. На схеме А.Э. Конторовича (рис. 4.2, IV) интенсивность газообразования в верхней зоне не
189