определения нефтегазоматеринского потенциала

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

2

ПнмОВ оценивается отношением (%) количества нефтяных УВ, генерированной породой за всю свою катагенетическую историю до полного истощения или только до определенной градации катагенеза к общему содержанию ОВ в породе к началу катагенеза.

Нефтематеринский потенциал ОВ – ПнмОВ является функцией его молекулярной структуры, которая определяет способность ОВ образовывать в процессе катагенеза большее или меньшее количество нефтяных УВ. Молекулярный состав и структура ОВ проявляются в элементном, компонентном, мацеральном составах керогена. Эти показатели изменяются в зависимости от генетического типа ОВ, степени его преобразования и других факторов. Для оценки Пнм используются данные об элементном составе ОВ. Если сравнивать элементный состав нефти и ОВ (даже ОВ наиболее благородного состава), то нефть отличается более высокими содержаниями водорода. Отсюда следует вывод, что критерием (или мерилом) этой способности ОВ генерировать УВ служит обогащенность его водородом. Коэффициенты Н/С и С/Н широко использовались как для выделения генетических типов ОВ, так и для определения Пнм еще с 50-х годов. В.А. Успенский и О.А. Радченко считали эти коэффициенты наиболее информативными для оценки Пнм, которую необходимо проводить лишь по количеству липоидных компонентов ОВ, не беря в расчет гумоидную составляющую «сапропелевого» ОВ.

Соотношение водорода и углерода (Н/С) в УВ отражает обогащенность водородом, связанным только с углеродными атомами. В других же органических соединениях, присутствующих в ОВ, содержащих гетероатомы, величина Н/С может быть обусловлена водородом гидроксильных групп, а также групп SH, NH, NH2. Поэтому для характеристики ПнмОВ важна оценка водорода, не связанного с кислородом.

Произвести оценку этого водорода можно только определив количество кислорода, который явно превалирует над другими гетероэлементами и уходит из ОВ в форме Н2O, СO2, СО.

Для определения углерода, связанного только с углеродом в ОВ, т.е. для оценки его потенциала, предлагались разные поправочные коэффициенты, наиболее удачным из которых является коэффициент F1, предложенный Н.Б. Вассоевичем и И.Е. Лейфманом, использующими атомные отношения элементов как более информативные. Этот коэффициент имеет вид:

= − 2 ∑( + + ) , ат.

На основании большого аналитического материала, собранного по разным бассейнам мира, был сделан вывод, что ПнмОВ растет по мере увеличения в нем алифатических и алициклических структур или алинового начала; в наибольшей степени это свойственно альгиниту, затем

3

лейптиниту.

Соблюдая принцип изостадиальности прежде всего в отношении градаций катагенеза, Н.Б. Вассоевич и Н.В. Лопатин приводят следующее подразделение ПнмОВ нефтематеринских пород по величине коэффициентов F1 и F0 (F0 = Н/С) для ОВ градации MK1 (табл. 1).

Таблица 1.

Качество ОВ по элементному составу (по Н.Б. Вассоевичу и Н.В. Лопатину)

Определению нефтематеринского потенциала РОВ путем экспериментального моделирования процессов генерации и выхода УВ,

термодеструкции ОВ и другим посвящены многочисленные работы российских и зарубежных геохимиков: А.И. Богомолова, Е.А. Глебовской,

Т.Н. Мельцанской, Л.И. Хатынцевой, Баркера, Б. Тиссо, Д. Вельте, Дж. Эспиталье, Р. Кастаньо и др. Для оценки нефтегенерационной способности отложений и определения степени эволюции ОВ эти исследователи используют различные пиролитические методы (по сути это термические методы, подразумевающие высокие температуры нагрева ОВ).

В отличие от трудоемких и дорогостоящих методов выделения концентратов РОВ пиролитический метод дает возможность получить информацию о нефтематеринской породе без длительной обработки керна и шлама. ПнмОВ оценивается количеством образовавшихся УВ в лабораторных условиях при температурах от 300 до 650° С, что примерно отвечает массе УВ, генерирующейся в природных условиях до конца среднего мезокатагенеза.

5

нефти (по Тиссо и Вельте)

Величина S1 соответствует доле исходного генетического потенциала, который реализован в УВ. Сумма S1 + S2 представляет собой генетический потенциал породы (кг/т).

Показателем качества керогена или типа ОВ являются – водородный индекс HI (S2/Cорг) и кислородный индекс (S3/Cорг). Эти индексы хорошо коррелируются с элементным составом ОВ, а именно между водородным Н/С и кислородным О/С индексами. Значения этих индексов для керогенов разных типов, нанесенные на диаграмму Ван-Кревелена, повторили картину распределения значений Н/С и О/С на этой диаграмме,

т.е. обособили три типа керогена (рис.2). Кривые на рис. 2, а и б идентичны. По Б. Тиссо и Д. Вельте, выделенные пики характеризуются следующими значениями:

I тип керогена – Н/Сат > 1,6; HI > 600 мг УВ/г Сорг,

II тип керогена – Н/Сат = 1,2–1,5; HI 300–600 мг УВ/г Сорг

III тип керогена – Н/Сат < 1,2; HI < 300 мг УВ/г Сорг.

Рис. 2. Типы керогенов на диаграмме Ван-Кревелена в координатах водородный индекс и кислородный индекс (А) и Н/Сат – О/Сат (Б)

Н.В. Лопатин и Т.П. Емец на основе пиролитического изучения керогена горючих сланцев, углей, концентратов РОВ пород баженовской и

6

тюменской свит предложили следующую классификацию типов керогена по величине водородного индекса HI в мг/г Copг: I тип – превосходный

600, II тип – богатый 600–400, IIb тип 400-300, IIc – 300-200, IIb и IIc – средний, IIIa умеренный – 200-150, IIIb тип 150-75, тип IIIc – меньше 75,

IIIb и IIIc – бедный (Лопатин, Емец, 1987).

Широкое использование пиролитических методов в нефтепоисковой геохимии (Ж. Эпиталье, Б. Тиссо, Д. Вельте, Г. Деро, М. Медее, Б.

Кац, С. Лартер, В. Орр, Л. Сноуфен и др.) позволило установить ряд специфических особенностей этого метода. На величину пиролитических показателей влияет состав минеральной матрицы, концентрация Сорг в породе; количество удерживаемых матрицей УВ растет с увеличением доли частиц пелитовой размерности, с ростом монтмориллонитовой составляющей породы и уменьшается с ростом степени катагенетической преобразованности, состав минеральной матрицы влияет на Тмакс.

Примером этого являются результаты пиролитического исследования ОВ майкопской толщи Кавказско-Скифского региона. Значения водородного индекса для ОВ пород лежит на диаграмме Ван-Кревелена в поле II и III типов керогена, значения же HI для керогенов тех же образцов попадает в поле I и II типов керогена; разница в значениях для рассеянной и концентрированной форм составляет 100–300 мг УВ/г ОВ.

По мнению многих зарубежных исследователей пиролиз, вероятно, является наилучшим стандартным методом одновременного определения типа и зрелости ОВ, он позволяет производить полуколичественную оценку генетического потенциала и коэффициента превращения (Тиссо, Вельте, 1981).

Но пиролитический метод не универсален, сами авторы этого метода считают его полуколичественным. В оценке его следует полностью согласиться с мнением академика РАН Э.М. Галимова, считающего, что преимущество пиролитического анализа состоит в возможности получить весьма простыми средствами практически важную информацию, например, о нефтегенерирующей способности отложений, наличии процессов миграции, типе ОВ и степени его зрелости. При этом в процессе пиролиза происходит нарушение молекулярной структуры ОВ,

возникают новообразования, поэтому он не может быть основой для настоящего глубокого и тонкого исследования органического вещества.

Нефтематеринский потенциал гумусовых углей Пнм практически долгое время не рассматривался, поскольку преобладающие в них мацералы (фюзинит) вообще не способны генерировать жидкие УВ, или генерируют их в столь малом количестве, что те не способны покинуть материнскую породу – витринит. Многочисленные проявления жидкой нефти в угольных пластах и угольных толщах Донбасса, Кузбасса и других угольных бассейнов позволяют поставить вопрос об оценке НМ-потенциала углей. Так, в углях Донбасса элементный состав витринита

8

очередь – совокупным Пнгм пород, классифицируемых как нефтегазоматеринские, а Пнгм того или иного очага нефтегазообразования (ОНГО)

следует оценивать не по валовому содержанию ОВ, а по совокупности Пнгм НГМ-свит; Пнгм любого НГБ определяется как сумма Пнгм ОНГО.

Для сегодняшней практики нефтегазопоисковых работ, для оценки прогнозных ресурсов углеводородных флюидов того или иного объекта

(зоны, НГБ в целом и т.п.) необходима информация о реализованном Пнгм объектов всех уровней, образующих в итоге оцениваемый объект, т.е.

необходимо знать, сколько жидких и газообразных УВ генерировалось и эмигрировало в пределах данного объекта к настоящему времени. Эта суммарная масса УВ является верхним пределом количества способных к аккумуляции 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 – сочетание объектов более низких рангов, ОВ в которых находится на различных градациях катагенеза (имеет разную степень зрелости); поэтому необходимо знать прежде всего: 1) сколько УВ (жидких и газообразных) генерирует ОВ такого-то типа к началу (или концу) такой-то градации катагенеза; 2) какая доля УВ эмигрирует к этому же моменту из такой-то породы, содержащей такое-то количество ОВ данного типа. Первое определяет реализованный Пнгм ОВ, второе – реализованный Пнш породы. Для вычисления указанных величин применяется расчетное моделирование. Расчетное моделирование предполагает количественное воспроизводство нефтегазогенерации в масштабе геологического времени в зависимости от геологической истории региона. Оно позволяет уточнить стадийность генерации флюидов, положение их генерационных максимумов по отношению к тем или иным глубинам (палеоглубины) и градациям катагенеза ОВ, что является одним из критериев раздельного геохимического прогнозирования флюидов. Расчетное моделирование в целях воспроизведения генерации УВ впервые было применено во ВНИГРИ одним из создателей органической геохимии В.А. Успенским (1954). Им была рассчитана генерация газов при катагенезе («метаморфизме») гумусовых углей. В дальнейшем методики расчетного моделирования нефтегазообразования развивались (также в основном во ВНИГРИ) С.Г. Неручевым, Е.А. Рогозиной, Т.К. Баженовой. В расчетах оценивается генерация битумоидов – хлороформенной

(ХБА) и спиртобензольной (СББ) фракций, легких УВ (ЛУВ), углеводородных газов (УВГ), «кислых» газов (С02, H2S, N2) и воды.

Принципиальная схема балансовой модели изложена в работе С.Г. Неручева и др. (1976). Расчет моделей показывает импульсивность и стадийность генерации УВ в катагенезе и палеоглубинные (градационные) границы этого процесса.

В качестве примера ниже приводятся результаты расчетного моделироваеия нефтегазогенерации в палеозое-допалеозое Сибирской платформы.

9

На пути от начала катагенеза к метагенезу, к графиту, сапропелиты доманикоидных концентраций, биоценотическую основу которых образуют планктонные цианобактерии и акритархи с незначительной примесью альгобентоса, суммарно генерируют 36,2% нефти (ХБА + ЛУВ),

около 16% УВГ, 22,6% кислых компонентов (куда относятся не только кислые газы, Н20, но и СББ) и 26,2% ОВ остается in situ в породе в виде графита, т.е. полезных компонентов (нефти и газа) суммарно образуется 51,2% от ОВ начала катагенеза. Оксисорбосапропелиты невысокой степени окисленности с той же биоценотической основой дают примерно 35% «полезных компонентов». В случае сокращенной катагенетической шкалы применительно к палеозою–допалеозою Сибирской платформы около 2/3 нефти (62%) генерируется в интервале 1,5–3 км, выше (0,5–1,5

км) – около 10% и ниже 3–4,5 км – около 28% (конденсат). Двуимпульсный интервал 1,5–3 км, очевидно, и следует выделять как главную зону нефгеобразования (ГЗН). Приведенные величины 51,2 и 35% и представляют исчерпывающий Пнгм соответственно сапропелевого и оксисорбосапропелевого ОВ палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы. Раздельный Пнм и Пгм сапропелитов этого региона соответственно

35,2 и 16%.

В последнее время для определения так называемого генетического потенциала породы широко используется пиролитический метод в варианте Rock–Eval. Пиролитические пики S1 и S2 примерно соответствуют содержанию битумоида в породе, второй – суммарному количеству жидких и газообразных УВ, еще способных генерироваться содержащимся в породе ОВ. Сумма S1 и S2 характеризует остаточный нефтегазоматеринский потенциал породы, сохранившийся к данной градации катагенеза, на которой находится ОВ данной породы. Этот остаточный потенциал измеряется в мг/г, г/кг, кг/т, то есть по существу в %.

Выше уже говорилось, что реализованный Пнм и Пгм породы – это количество УВ, генерированное и отданное породой, содержащей определенное количество ОВ, к данному этапу катагенеза. Для того, чтобы перейти от потенциала ОВ к потенциалу породы, прежде всего вводится параметр концентрации ОВ в породе, в %. Введем обозначения qн и qг, характеризующие реализованный Пнм и Пгм породы. Тогда

где βисхХБА и βисхЛУВ – количества ХБА и ЛУВ, генерированные к данному этапу в % на исходное ОВ начала катагенеза; КХБА и КЛУВ –

Консорциум н е д р а Консорциума Н е д р а