Глава 6. Реконструкция условий эмиграции, сохранения и перераспределения продуктов генерации. Выделение нефтегазосборных площадей (НГСП).

Саратовский государственный университет

Им. Н.Г. Чернышевского

 

И.В. Орешкин

 

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

«Бассейновое моделирование»

 

Саратов 2017

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Исследования в области прогноза нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской нефтегазоносной провинции (ПНГП), а также участие в работе Методического Совета по разработке новой редакции Методического руководства по количественной и геолого-экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата, убедили автора, что рекомендуемый в настоящее время, в качестве базового, метод сравнительных геологических аналогий, в большинстве случаев не приемлем для оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений ПНГП.

В частности неоднократно количественные оценки ряда районов (Уральская область, Жаркамысский свод, Каратон-Тенгизская зона) резко повышалась только после открытия соответственно месторождений Карачаганак, Жанажол, Тенгиз. Всегда причиной этого являлась отсутствие соответствующего эталона (аналогии) в регионе. Таким образом, в условиях Прикаспийской НГП, метод сравнительных геологических аналогий вынужденно идет за поисковым бурением, а не перед ним и, по сути, не выполняет роль прогнозного метода.

Результатом такого вывода явились исследования по разработке безэталонного метода прогноза нефтегазоносности, основанного на моделировании процессов формирования скоплений углеводородов (УВ) на примере изучения условий формирования основных месторождений ПНГП и некоторых других нефтегазоносных бассейнов.

Технология бассейнового моделирования без преувеличения является квинтэссенцией всей нефтегазовой геологии, поэтому изученностью проблемы можно считать уровень знаний во всех разделах этой отрасли наук о земле.

В процессе выполнения работ по количественной оценке, а также работ по оценке перспектив нефтегазоносности отдельных участков региона, давались рекомендации о перспективах того или иного участка, зоны, структуры, которые впоследствии, так или иначе были проверены поисковыми работами. В результате вторая часть учебного пособия посвящена вопросам практического применения разработанной методики при изучении процессов формирования месторождений УВ и оценке перспектив нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях, с анализом их подтверждаемости.

Актуальность разработки такой методики подтверждается тем, что в настоящее время практически все крупные нефтяные компании разрабатывают собственные версии и весьма активно используют технологию бассейнового моделирования в практике поисковых работ. При этом в последние годы, наряду с достаточно многочисленными публикациями, посвященными результатам таких работ в различных регионах, в зарубежной научной печати практически исчезли публикации по методическим решениям в данной области.

Изученность проблемы.В ведущий блок данной технологии – изучение органического вещества, его катагенеза, процессов и условий генерации и миграции углеводородов большой вклад внесли такие исследователи как: Н.Б. Вассоевич, В.А. Успенский, И.И. Аммосов, В.С. Вышемирский, С.Г. Неручев, А.Э. Коноторович, М.К. Калинко, С.П. Максимов, Г.М. Парпарова, В.А. Чахмахчев, В.А. Соколов, А.Ю. Намиот, В.К. Шиманский, Н.В. Лопатин, А.Е. Гуревич, Еременко Н.А., В.В. Пайразян, Н.М. Кругликов, И.А. Волков, Т.П. Жузе, А.Н. Резников, Tissot B., Hunt J., Bostick N., McCrossan R.G., Hacquebard P.A., Landes K.K., Smith J. Можно считать базу этой методики на протяжении более чем 100 лет существования нефтегазовой геологии, закладывали целые поколения.

Что касается непосредственно разработки методического аппарата технологии бассейнового моделирования, вопрос освещения изученности проблемы значительно сложнее. Как отмечалось выше, не смотря на весьма интенсивные разработки в области бассейнового моделирования в ведущих западных нефтяных компаниях и исследовательских центрах и достаточное количество статей с изложением результатов таких исследований, в последние 10-15 лет, в научной печати практически исчезли методические публикации по данной тематике. В особенности это относится к комплексным методическим решениям.

Не смотря на весьма большой и представительный объем исследований по данной проблеме, комплексного описания технологии бассейнового моделирования в доступной литературе практически не содержится.

 

 

Глава 1. Методологические основы технологии

бассейнового моделирования

 

Развитие нефтегазовой геологии достигло такого уровня, когда необходимо и возможно создание единой, целостной системы знаний о взаимосвязях процессов формирования и существования скоплений УВ. Определение необходимого набора критериев прогноза нефтегазоносности будет более полным и целенаправленным в рамках единой системы исследований, рассматривающей механизм формирования скоплений УВ как единый комплекс взаимосвязанных процессов от начала формирования генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород (НГМП) до образования месторождения и условий его существования в современном состоянии.

В настоящее время наиболее полно решению таких задач отвечает широко применяющийся в нефтяной геологии метод бассейнового моделирования (МБМ). В России, в частности в НВНИИГГ, автором данной работы с начала 80-х годов разрабатывалась собственная модификация МБМ.

По аналогии с общепринятым определением экологии, можно определить объект изучения бассейнового моделирования как совокупность углеводородов, взаимодействующих друг с другом и образующих с вмещающей геологической средой некое единство (т.е. синтез), в пределах которого осуществляется трансформация энергии и органического вещества. При этом в определении экологии В.Д.Федорова (1980) заменены только слова "...живых организмов" на "углеводородов" и "окружающей средой обитания" на "вмещающей геологической средой", что свидетельствует о схожести характера решаемых задач.

В общем виде процессы формирования и консервации залежей нефти и газа можно описать следующими несколькими формулами.

Расчет количества генерированных жидких и газообразных УВ из рассеянного органического вещества (РОВ), на достигнутой стадии его катагенетического преобразования, всегда ведется от РОВ на начало катагенеза, т.е. исходного РОВ (РОВисх.). Содержание РОВисх. определяется через коэффициент перехода РОВ содержавшегося в осадке в РОВ в литифицированной породе на начало катагенеза (коэффициент фоссилизации РОВ):   

РОВ осадка * К фосс. = РОВ исх.

  Количество генерированных УВ рассчитывается как произведение РОВ исходного (в начале катагенеза) на коэффициент генерации УВ (жидких и газообразных):                 

РОВ исх. * К генер. = УВ генер.     

Количество эмигрировавших из нефтегазоматеринской породы (НГМП) в выше- и нижележащий коллекторы рассчитывается как произведение количества генерированных в НГМП углеводородов на коэффициент эмиграции УВ (жидких и газообразных):                      

УВ генер. * К эмигр. = УВ эмигр.   

Также такой расчет может быть выполнен и как произведение РОВисх. на коэффициент эмиграции УВ:

РОВ исх.  * К эмигр. = УВ эмигр. 

или как разница генерированных УВ и УВ потерь в нефтегазоматеринской породе (эмиграционных потерь):                     

Нгмп

УВ генер.-УВ потерь = УВ эмигр.

Количество УВ способных попасть в ловушку, т.е. способных аккумулироваться в залежи рассчитывается разница эмигрировавших в коллектор УВ и УВ миграционных потерь:                    

Мигр.

 УВ эмигр. – УВ потерь = УВ ловуш.

Количество УВ сохранившихся в ловушке на современном этапе можно оценить как разницу УВ способных аккумулироваться в залежи и УВ рассеявшихся из ловушки (за счет высачивания, диффузии, в результате изменения экранирующих свойств покрышки и т.д.)               

Расс.

 УВ ловуш. – УВ ловуш. = УВ акк.                   

где: РОВ осадка - органическое вещество, перешедшее в осадок; К фосс. - коэффициент фоссилизации РОВ; РОВ исх. - исходное РОВ на начало катагенеза; К генер. - коэффициент генерации; К эмигр. - коэффициент эмиграции;  УВ генер. - генерированные УВ; УВ эмигр. - эмигрировавшие УВ;

   нгмп

 УВ потерь - УВ, связанные нефтегазоматеринской породой (НГМП);

мигр.

УВ потерь - УВ миграционных потерь;

УВ ловуш. - УВ, достигшие ловушек;

 расс.

УВ ловуш. - УВ, рассеявшиеся из ловушек;

УВ акк. - УВ аккумулированные, УВ современных залежей - начальные потенциальные ресурсы УВ (НСР).

Таким образом, методологической основой технологии бассейнового моделирования является единая система, рассматривающая совокупность процессов, регулирующих трансформирование и расходование исходной массы органического вещества.

Настоящее учебное пособие составлено с учетом того, что студенты ранее прослушали соответствующие курсы: химия, физика, общая геология, геология нефти и газа, литология, петрография, минералогия, фациальный анализ, тектоника, структурная геология, геохимия нефти и газа и т.д. В связи с этим соответствующие разделы здесь освещаются только в общем виде.

 

 

Глава 2 Формирование нефтегазоматеринского потенциала.

Следует сразу отметить, что методика бассейнового моделирования основывается на положениях «органической гипотезы происхождения нефти», как наиболее обоснованной, находящей подтверждение в открытии месторождений УВ и позволяющей осуществить количественную сторону моделирования процессов их формирования, начиная от количественной оценки генерации и эмиграции УВ.

В.И. Вернадским была создана биогеохимическая основа учения о нефти, подготовившая научную базу для биогенной осадочномиграционной теории стадийного нефтегазообразования. В соответствии с учением И.М. Губкина (1937 г.) в теории нефтегазообразования выделяются следующие стадии генерации и аккумуляции углеводородов и формирования месторождений, сохраняющие определяющее значение до наших дней:

– накопление исходного нефтегазоматеринского органического вещества, фоссилизируемого в осадочных породах;

- генерация нефтяных и газовых углеводородов в ходе его последующего термобарического преобразования;

– перемещение нефтяных и газовых углеводородов из нефтегазоматеринских толщ в породы-коллекторы (эмиграция) и последующая миграция их по пласту-коллектору (латеральная миграция) или по разрывным нарушениям и трещинам (вертикальная миграция);

– аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных и литологических условий на пути их миграции и образование залежей и месторождений;

– перераспределение или разрушение залежей при наступлении определенных геолого-геохимических условий.

Таким образом, основа нефтегазогенерационного потенциала и, в последующем нефтегазоносности, закладывается на стадии осадконакопления. На этом этапе, в зависимости от фациальных условий накопления осадочных пород, формируются такие характеристики рассеянного органического вещества (РОВ), как его генетический тип и его весовое содержание в породе.

Органическое вещество (ОВ) является обязательным компо­нентом практических всех осадочных образований начиная с конца архея.

На большом фактичес­ком материале П. Траском было показано, что присутствие органического углерода (С_орг., т.е. не карбонатного углерода) свой­ственно всем современным и ископаемым осадкам, что его со­держание колеблется по стратиграфическому разрезу, достигая максимума в кайнозое; в глинистых породах содержание С_орг в два раза больше, чем в алевритовых, а в последних - в два раза больше, чем в песчаных. Установленная зависимость содержания С_орг типа осадка Н.Б. Вассоевичем была названа «закономер­ностью Траска»; она неоднократно подтверждалась для различ­ных регионов мира. Средние содержания С_орг для разных литотипов, так же как и для различных стратиграфических интервалов разреза, уточняются и, очевидно, несколько изменятся как в ту, так и в другую сторону.

А.Б. Роновым и А.А. Мигдисовым (1970) на примере Русской платформы показано возрастание содержания С_орг от протеро­зойских пород к кайнозойским как для всех типов пород: PR — 0,18%, PZ — 0,34%, (MZ+KZ) — 0,64%, так и для отдельных литотипов: глины PR - 0,35%; PZ - 0,7%; (MZ+KZ) - 0,94%; пески-алевролиты — 0,08-0,36%; карбонаты — 0,06-0,47%.

На основе анализа всех опубликованных данных и несколь­ких тысяч анализов содержания и состава С_орг Н.Б. Вассоевичем приняты следующие субкларки: глинистые породы — 0,9%, алев­ритовые — 0,45%, песчаные и карбонатные — 0,2%, все типы по­род — 0,58%.

Форма нахождения и морфология ОВ в осадочных поро­дах также различны. Выделяются следующие формы:

1. морфоло­гически оформленный растительный детрит;

2. бесструктур­ные включения гидрофобного ОВ в виде капель или комочков;

3. сорбированные на поверхности минеральных частиц породы;

4. растворенные, содержащие ОВ в форме солей;

5. ОВ, входя­щее в состав кристаллической решетки минералов.

При исследовании ОВ осадочных пород и осадков в нем вы­деляют различные аналитические группы: растворимые компо­ненты (Рис. 1), включающие гуминовые вещества и битумоиды, и нераст­воримые компоненты. Гуминовые вещества — это прежде всего гуминовые кислоты — фракция ОВ, извлекаемая водным раство­ром щелочи из осадков, почв, углей и осаждаемая минеральными кислотами. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные полимерные соединения, богатые кислородом, содержащие также серу и азот. Элементный состав: С = 55-65%; Н = 3,5-5,5%; I(0+N+S) = 30-40%. Они формируются на ранних стадиях биологического преобразования исходного ОВ. Гуминовые кис­лоты свойственны ОВ осадочных пород только на ранней стадии катагенетической эволюции, на границе прото- и мезокатагенеза они исчезают. Часть их переходит в нерастворимое состояние, образуя гумины.

Битуминозные компоненты ОВ аналитически выделяются как битумоиды (в отличие от битумов — природных продуктов преобразования нефти). Битумоиды — компоненты ОВ, извлекае­мые из ОВ и породы органическими растворителями — хлоро­формом, бензолом, петролейным эфиром, ацетоном, спирто-бензолом, четыреххлористым углеродом и др. По сравнению с нефтью хлороформенный битумоид (ХБ) беднее углеро­дом и водородом и богаче гетероэлементами: С = 73—82%, Н - 8-11%, (O+N+S) = 7-20%.

В компонентном составе битумоидов выделяются те же фрак­ции, что и в нефтях: масла, смолы и асфальтены. Масла — это наиболее легкая фракция битумоида, растворимая в

 

 

 

Рис. 1 Общая схема эволюции органического вещества с момента его отложения до начала метаморфизма.

 

 

петролейном эфире и не адсорбирующаяся из этого раствора силикагелем или другим адсорбентом.

Смолы — фракция битумоидов, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы отличаются от других компонентов биту­моида повышенной концентрацией гетероэлементов и прежде всего кислорода.

Асфальтены — наиболее высокомолекулярная фракция битумоидов, нерастворимая в петролейном эфире. Это черные порошкообразные, иногда хрупкие ве­щества. Их структура представлена в основном конденсирован­ными ароматическими ядрами, по периферии которых располага­ются циклические и ациклические заместители, содержащие гете­роэлементы.

Наиболее легкую и восстанавливаемую часть битумоида, близкую по составу к нефти, Н.Б. Вассоевич назвал микронефтью, («диффузионно-рассеяная», по И.М. Губ­кину). Этот термин для обозначения миграционноспособной час­ти битумоида использовали Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Ана­литически микронефть включает масла и часть смолисто-асфаль- теновых компонентов, которые наименее сорбированы и легко растворимы в УВ части битумоида. Содержание и состав мик­ронефти в осадках/породах изменяется по мере развития литоге­неза.

Нерастворимая в водных растворах щелочей и в органичес­ких растворителях часть ОВ или НОВ (нерастворимое органическое вещество) составляет основную часть ОВ. Эту часть зарубежные геологи и геохимики называют керогеном. В отечественной литературе чаще всего используется аббревиатура НОВ, термин «кероген» здесь является синонимом НОВ.

По типам исходных биопродуцентов и с учетом химической структуры тканей все концентрированные формы ОВ были под­разделены на: 1) сапропелиты, образующиеся за счет фитозоо­планктона (жиры, белки, хитин); 2) гумиты, формирующиеся за счет остатков высшей наземной растительности (углеводы и лиг­нин); 3) липтобиолиты, исходный материал которых представлен наиболее стойкими к разложению тканями высших растений (воски, смолы, кутикулы).

Термин «каустобиолиты» был распространен на нефть и ее природные производные, которые отнесены к классу липтосапро- пелитов. Впоследствии все каустобиолиты разделили на каусто­биолиты угольного ряда (угли, торф, антрацит, сапропелевые угли и др.) и каустобиолиты нефтяного ряда, к которым были от­несены УВ газы, нефти, мальты, асфальты, озокериты и прочие природные битумы.

Автором первой классификации РОВ был Г. Потонье, кото­рый предложил выделять два основных фациально-генетических типа ОВ — сапропелевое и гумусовое, понимая под этими типа­ми соответственно ОВ низших (в основном микроводоросли) и высших наземных растений (деревья, кустарники). Эти два типа долгое время считались «фациальными антиподами». В связи с совершенствованием методов исследования стало очевидным, что понятия о «гумусовом» и «сапропелевом» веществе — общие и неконкретные. Зачастую «гумусовое», т.е. вещество высших рас­тений, по химическому составу и составу генерированных про­дуктов более отвечает «сапропелевому» и наоборот.

«Гумусовому» типу ОВ свойственны поликонденсированные ареновые структуры; ОВ этого типа обозначается СК_ар — ареновое, или арконовое. В его основе лежат лигнин-целлюлозные биополимерные комплексы - высококонденсированные структуры циклического строения и ароматические структуры. Для него ха­рактерно невысокое содержание водорода (С/Н < 1), высокое содержание азота.

За рубежом, а в последнее время и в России широко исполь­зуется классификация типов ОВ (типов керогена) по структур­но-химическому признаку Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Авто­ры предлагают выделять три типа керогена. На диаграмме Ван-Кревелена они характеризуются соответствующими кривыми (рис. 2).

Первый тип — кероген с высоким содержанием водорода и низким кислорода (начальное атомное отношение Н/С_ат высо­кое — более 1,5 и 0/С_ат низкое — менее 0,1); кероген в значи­тельной части состоит из липидного материала. Кероген формируется в основном за счет водорослевых и микробных липидов, он характерен для некоторых типов горючих сланцев. Этот тип ке­рогена распространен относительно редко.

Второй тип — содержание водорода достаточно высокое, но меньшее, чем в первом типе, содержание кислорода более высо­ко. В нем обычно при­сутствует сера. Кероген этого типа формируется в результате отложения и накопления морских орга­низмов (фито- и зоопланктон, бактерии с участием принесенного в бассейн ОВ высших растений). Этот кероген является источником УВ для большого числа нефтяных месторождений, в том числе и гигантских.

Третий тип — кероген, бедный водородом (Н/С_ат < 1, О/Сат = 0,2—0,3). Кероген этого типа образовался в основном из остатков наземной растительности. Обычен для кон­тинентальных окраин и дельтовых толщ.

Выделенные типы керогенов отличаются по характеру гене­рируемых продуктов, и прежде всего УВ.

Если сравнивать элементный состав нефти и ОВ (даже ОВ наиболее благородного состава, т.е. обогащенного липидной составляющей и, соответственно, водородом), то нефть отличается более высо­кими содержаниями водорода. Отсюда следует вывод, что крите­рием (или мерилом) этой способности ОВ генерировать УВ слу­жит обогащенность его водородом.

 

 

Рис. 2 Основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III, наиболее распространенных в природе.

 

 

Одним из важ­нейших критериев нефтегазоносности любых осадочных бассей­нов или их крупных подразделений является возможность слага­ющих их осадочных пород генерировать нефть и (или) газ, т.е. их нефте- и газоматеринский потенциал. Почти все литофациальные типы современных и ископаемых осадков содержат углеводоро­дистое ОВ, обязательным компонентом которого являются биту­моиды, содержащие микронефть, за счет концентрации которой образуется собственно нефть, т.е. практически все осадочные по­роды, содержащие ОВ, могут быть нефте- и (или) газоматерин­скими в соответствующих геологических условиях. Важно опре­делить, какое количество нефти они могли дать, т.е. установить их нефтематеринский потенциал — П_нм.

Нефтематеринский потенциал — это то количество микро­нефти, нефти, которое может генерировать данная порода (свита) за всю геологическую историю.

Формирование нефтегазоматеринского потенциала закладывается на стадии седиментогенеза вмещающих пород и находится в тесной зависимости литолого-фациальных условий осадконакопления.

Все выше сказанное определяет содержание первого этапа формирования массива фактических данных в методике бассейнового моделирования. Этот этап включает:

- составление литолого-фациальных карт, с данными о литологическом составе пород выбранного литолого-стратиграфического интервала (нефтегазоносного комплекса, толщи, нефтегазоматеринской породы), их общей толщины и толщин каждого литологического типа в составе разреза, фациальных условий осадконакопления;

- сбор необходимых физических (плотность пород) и фильтрационно-емкостных (коэффициент открытой пористости) свойств каждого литотипа. Эти параметры присутствуют в качестве членов уравнений при последующих расчетах;

- сбор геохимических параметров таких как содержание Сорг. и РОВ (вес. %), данные о углепетрографическом составе РОВ (генетический тип РОВ), содержание битумоидов и углеводородов (УВ) в породе, данные о отражающей способности витринита.

Особо следует подчеркнуть важность литолого-фациальных карт. Наличие таких карт, в совокупности с данными о глубине залегания пород (структурные карты), позволяет прогнозировать все перечисленные выше параметры примеряя приемы интерполяции, экстраполяции и использования аналогов.

 

Глава 3 Катагенез органического вещества и реализация

нефтегазоматеринского потенциала.

Катагенез является ведущим процессом в преобразовании РОВ, генерации нефти и газа и в изменении свойств самих неф­тегазоносных отложений, что в совокупности во многом опреде­ляет закономерности распределения нефти и газа в земной коре.

Катагенез — направленный по действию комплекс постдиагенетических процессов, протекающих в осадочных породах вплоть до их превращения в метаморфические. Катагенетические изме­нения пород и соответственно заключенного в них ОВ обуслов­лены действием ряда взаимосвязанных факторов, главными из которых являются температура и давление. В то же время катаге­нетические изменения пород зависят от длительности воздей­ствия этих факторов, конкретные же значения температуры и давления, их изменения во многом определяются особенностями геологического развития региона.

Главный источник тепла в недрах — эндогенное тепло Земли, проявление которого в целом отражается в геотемпературных полях и геотермических градиентах. Характер распределения температур в недрах — геотемпературные поля — зависит как от величины теплового потока, так и от теплофизических свойств различных типов пород, тектонического развития, подвижности и мощности земной коры, динамики подземных вод, геохимической обстанов­ки, магматической активности, наличия вечной мерзлоты и др.

Значения тепловых потоков, как и геотермических градиен­тов, не постоянны, а меняются во времени и пространстве. Сов­ременные представления о распределении температуры в осадоч­ной толще основаны на признании ведущей роли глубинного теплового потока, усиления его за счет радиоактивных процессов, некоторых экзотермических реакций, сопровождающих преобра­зование ОВ и минеральной части пород осадочной оболочки, и перераспределения в ней тепла.

Давление обычно действует в непрерывной связи с темпера­турным фактором. Большинство исследователей считают, что давление в пределах температур, обычных для осадочного чехла, не оказывает существенного влияния на процессы преобразова­ния ОВ, а значительно больше влияет на минеральную часть по­род, и прежде всего на физические свойства пород (плотность, пористость и др.).

Принципиально важным явилось выделение в процессе превращения органического вещества нефтегазоматеринских пород "Главной фазы нефтеобразования" − ГФН. Место проявления ГФН в разрезе осадочного бассейна получило название главной зоны нефтеобразования − ГЗН, или зоны генерации жидких углеводородов. Конкретное выражение получило также понятие об очаге генерации углеводородов − наиболее погруженной части бассейна, характеризующейся активной генерацией углеводородов.

Многочисленные геохимические исследования нефтегазоматеринских (НГМ) осадочных пород по отечественным и зарубежным бассейнам позволили определить геолого-геохимические условия и границы проявления ГФН и ГЗН и выработать на их основе диагностические параметры. Установлено влияние на развитие ГФН литологического состава нефтегазоматеринских пород, типа исходного органического вещества, термобарических характеристик бассейна.

Понятия о ГФН и ГЗН широко признаны во всем мире и непременно используются при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов. В американской литературе условия ГФН получили название "нефтяного окна". Ниже глубинной зоны ГФН в условиях позднего литогенеза пород выделена зона генерации углеводородных газов. Она нашла подтверждение в последующих исследованиях и названа С.Г. Неручевым "Главной фазой или зоной газообразования" (ГФГ, ГЗГ).

Первые критерии интенсивности катагенеза (метаморфизма) были разработаны для углей, так как он оказывает значительное влияние на свойства углей, определяющих их промышленные сор­та (марки). Еще в конце XIX в. были разработаны шкалы углефикации (карбонизации), основанные на последовательных рядах этих марок. Позднее для определения степени «метаморфизма» углистых включений стали использовать оптические свойства мацералов, прежде всего отражательную способность (ОС) витринита в воздухе (R^a) и/или в масле (R⁰).

В нефтяной геологии с 20-х годов XX в. стали использоваться шкалы углефикации Д. Уайта, установившего зависимость рас­пределения нефти и углеводородных газов от величины «углерод­ного коэффициента». Начиная с 60-х годов в практику нефтегео­логических исследований прочно вошли показатели углефикации углей и РОВ — R° и R^a.

Соответствие этапов углефикации и образования углей раз­ных марок определенным температурам было установлено на основании экспериментов, при этом минимальные температуры образования углей в лабораторных условиях условно принимают­ся в качестве верхних пределов температур для природных про­цессов (°С): Б-Д - 150-200, Д-Г - 250, Ж-К - 290, К-ПС - 340, ПС-Т — 380. Разработанная для всех возрастов шкала при­ближенных соотношений палеотемператур приведена в табл. 1.

Многочисленными исследованиями на примере разных реги­онов (Н.Б. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, О.А. Радченко, К.Ф. Ро­дионова, С.Г. Неручев, Б. Тиссо, Д. Вельте и др.) было установ­лено, что характер преобразования РОВ в принципе такой же, как и концентрированного ОВ, — обуглероживание основной массы с выходом жидких и газообразных новообразований — УВ, СО2, Н2О и др., сопровождающееся коренной перестройкой ке­рогена, четко фиксированной по изменению физико-химических и оптических свойств его нерастворимой части.

 

 

Таблица 1.

Соотношение палеотемператур и ОС витринита (по И.И. Амосову)

Марка угля	ОС витринита, 10Ra	Палеотемпература, °С
Б	71	95
Д	72-77	100-130
Г	78-84	135-165
Ж	85-95	170-205
К-ОС	96-110	210-230
Т	до 115	230-250
ПА-А	более 115	более 250

 

Для обозначения уровня преобразования РОВ использование «углемарочной» шкалы некорректно. Н.Б. Вассоевичем была сос­тавлена шкала катагенеза, в которой она сопоставляется с углемароч­ными и шкалами других стран. Для наименования ранней, средней и поздней подстадий катагенеза рекомендуется ис­пользовать древнегреческие префиксы «прото», «мезо» и «апо». При подразделении прото-, мезо- и апокатагенеза на градации достаточ­но ограничиться аббревиатурами с соответствующими индексами: для протокатагенеза — ПК1 ПК2, ПК3; для мезокатагенеза — MK1, МК2, МК3, МК4, МК5; для апокатагенза — AK1, АК2, АК3, АК5 Число градаций в каждой подстадии определялось средним числом классов гумусовых углей, выделяемых по степени их «метаморфиз­ма».

Наиболее важный этап в нефтеобразовании связан с началом мезокатагенеза и отвечает главной фазе нефтеобразования (ГФН). Как отмечалось ранее, на этом этапе ОВ нефтегазоматеринских пород сапропелевого или смешанного типа за счет термолиза и термокатализа липидной его части начинает генерировать значительное количество гомологов метана и высокомолекулярных жидких УВ. Одновременно с увеличением масштабов образования УВ за счет вторичной стадии дегидратации глинистых минералов (по Берсту) и отжатием межслоевой воды начинается эмиграция УВ. Зарождающаяся микронефть дает начало нормальной нефти путем миграции и образования скоплений в ловушках.

Этот этап связан с градациями катагенеза ПК3−МК3 (стадии углефикации ОВ Б−Ж), точнее – стадии МК1−МК3 (стадии углефикации Д−Ж). Начиная с градации катагенеза МК3, снижается образование жидких УВ и истощенное ОВ продуцирует в основном метан с изотопически тяжелым углеродом. Другая фациальная ветвь ОВ – гумусовая, состоящая из высококонденсированных ароматических группировок высшей растительности, на всех этапах катагенеза продуцирует метан и в меньшей мере хлороформенный битумоид с низким содержанием углеводородов.

Положение зон (стадий) катагенеза является прямой функцией от голубины залегания и в каждом нефтегазоносном - НГБ бассейне (его части) зависит от конкретных геологических условий: величины теплового потока, теплопроводности и теплоемкости разреза, глубины залегания фундамента и т.д.

 

Глава 4. Количественная оценка масштабов генерации и эмиграции

углеводородов

При оценке масштабов генерации в данной работе в качестве базового метода предлагается подход, основанный на балансовых расчетах по данным о составе керогена на последовательных стадиях погружения (созревания) материнских пород (В.А. Успенский, С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина).

Дается сопоставление коэффициентов генерации и эмиграции по данным специалистов ВНИГРИ (С.Г. Неручев), НВНИИГГ (О.К. Навроцкий, И.Н. Сидоров) и компании EXXON (таблицы составлены по результатам совместных работ со специалистами НВНИИГГ, ВНИГРИ и EXXON). В программном обеспечении расчеты масштабов генерации и эмиграции УВ выполняются только по вариантам ВНИГРИ и НВНИИГГ, поскольку в варианте EXXON не выделяется тип РОВ OF. Значения коэффициентов эмиграции жидких и газообразных УВ для различных генетических типов РОВ по стадиям катагенеза в весовых процентах от РОВ нк. или Сорг. нк., приведены в таблице 2.

Количественная оценка масштабов эмиграции жидких и газообразных УВ из РОВ нефтегазопроизводивших толщ (НГПТ) в процессе катагенеза рассчитывается по общепринятым в ОГМ формулам:

  УВЖ = S * h * d * РОВ нк. * k3                                

  УВГ = S * h * d * РОВ нк. * k4                                                 

где: УВЖ и УВГ – весовое количество эмигрировавших соответственно жидких и газообразных компонентов; S - площадь зоны подсчета; h - мощность (толщина) НГПТ; d – удельная плотность пород; РОВ нк. - содержание РОВ в породах на начало катагенеза, вес. %; k3 и k4 - коэффициенты эмиграции, соответственно жидких и газообразных УВ.

Необходимо отметить, что в рамках данного варианта методики не ставится вопрос диагностики нефтегазоматеринских толщ, а расчеты эмиграции производятся для всех литологических разностей, независимо от содержания в них ОВ, т.е. для нефтегазопроизводящих пород. В отличие от этого, например, в методике EXXON даже не рассматривается

	Таблица 2.                          Сопоставление коэффициентов эмиграции УВ
Ro,%	Cтадия катагенеза	Тип органического вещества
				Сапропелевый				F1(II)
		Коэффициент эмиграции жидких УВ,% на РОВ исх.		Коэффициент эмиграции газообразных УВ,% на РОВ исх.		Коэффициент эмиграциижидких УВ,% на Сорг.исх.							Коэффициент эмиграции газообразных УВ, % на Сорг.исх.
		НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ			ВНИГРИ		EXXON		НВНИИГ		ВНИГРИ		EXXON
0,44	ПК3	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00			0,00		0,00		0,00		0,00		0,00
0,47											0,00						0,00
0,50	МК1	2,00	0,00	4,00	0,82	3,08			0,00				6,15		1,39
0,52											0,00						0,00
0,58											0,00						0,15
0,60	МК2	4,00	2,79	6,00	0,84	6,15			3,85				9,23		1,42
0,64											2,13						0,75
0,72											10,63						1,52
0,81											21,56						2,31
0,85	МК3	5,00	24,00	10,00	1,34	7,69			40,68				15,38		2,27
0,92											32,74						2,97
1,05											41,77						3,44
1,15	МК4	6,00	26,83	18,00	3,96	9,23			45,47				27,69		6,71
1,25											47,25						3,64
1,53											48,59						5,92
1,55	МК5	6,00	27,68	22,00	4,46	9,23			46,92				33,85		7,56
1,72											48,59						7,63
1,87											48,59						7,85
2,00	АК1	6,00	27,96	24,00	4,79	9,23			47,39		48,59		36,92		8,12		8,25
2,14											48,59						8,81
2,27											48,59						9,10
2,40											48,59						9,34
2,50	АК2		28,10		6,29				47,63		48,59				10,66		9,67
2,68											48,59						9,93
3,50	АК3		28,13		6,69				47,68						11,34
5,00	АК4		28,21		7,19				47,81						12,19
11,00	АК5		28,24		7,55				47,86						12,80

 

 

	Продолжение Таблицы 2.
Ro,%	Cтадия катагенеза	Тип органического вещества
		Оксисапропелевый OF
		Коэффициент эмиграции жидких УВ, % на РОВ исх.		Коэффициент эмиграциигазообразных УВ, % на РОВ исх.		Коэффициент эмиграциижидких УВ, % на Сорг.исх.		Коэффициент эмиграции газообразных УВ,% на Сорг.исх.
		НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ	ВНИГРИ
0,44	ПК3	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
0,47
0,50	МК1	0,50	0,30	3,00	0,81	0,71	0,40	4,29	1,07
0,52
0,58
0,60	МК2	0,80	0,87	4,50	3,60	1,14	1,14	8,79	4,74
0,64
0,72
0,81
0,85	МК3	1,40	2,03	7,00	4,97	2,00	2,67	10,00	6,54
0,92
1,05
1,15	МК4	3,00	3,26	13,00	5,17	4,29	4,29	18,57	6,80
1,25
1,53
1,55	МК5	3,50	4,93	17,00	6,22	5,00	6,49	24,29	8,18
1,72
1,87
2,00	АК1	3,50	5,00	20,00	8,08	5,00	6,58	28,57	10,63
2,14
2,27
2,40
2,50	АК2		5,31		9,61		6,99		12,64
2,68
3,50	АК3		5,44		10,55		7,16		13,88
5,00	АК4
11,00	АК5

 

                                                                                                                        Продолжение таблицы 2.

Ro,%	Cтадия катагенеза	Тип органического вещества
		Гумусовый D(III)
		Коэффициент эмиграции жидких УВ,% на РОВ исх.		Коэффициент Эмиграции газообразных УВ, % на РОВ исх.		Коэффициент эмиграции жидких УВ,% на Сорг.исх.			Коэффициент эмиграции газообразных УВ, % на Сорг.исх.
		НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ	ВНИГРИ	НВНИИГ	ВНИГРИ	EXXON	НВНИИГ	ВНИГРИ	EXXON
0,44	ПК3	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
0,47			0,00		1,16		0,00	0,00		1,96	0,00
0,50	МК1	0,10	0,12	1,00	1,48	0,15	0,20		1,45	2,51
0,52								0,00			0,00
0,58								0,00			0,00
0,60	МК2	0,20	0,92	1,50	2,15	0,29	1,56		2,17	3,64
0,64								0,00			0,00
0,72								0,00			0,00
0,81			0,95		2,34		1,61	0,00		3,96	0,00
0,85	МК3	0,30	1,02	3,00	2,95	0,44	1,73		4,35	5,00
0,92								0,00			0,00
1,05								0,00			0,00
1,15	МК4	0,50	1,15	9,00	4,11	0,73	1,95		13,04	6,97
1,25								0,00			0,02
1,53								0,09			1,45
1,55	МК5	0,50	1,31	12,00	4,83	0,73	2,22		17,39	8,19
1,72								0,09			7,14
1,87								0,09			8,10
2,00	АК1	0,50	1,48	15,00	5,70	0,73	2,51	0,09	21,74	9,66	9,15
2,14								0,09			10,32
2,27								0,09			10,91
2,40								0,09			11,37
2,50	АК2		1,56		7,74		2,64	0,09		13,12	11,97
2,68								0,09			12,44
3,50	АК3		1,61		8,85		2,73			15,00
5,00	АК4		1,63		10,49		2,76			17,78
11,00	АК5		1,64		15,27		2,78			25,88

 

 

генерация УВ оксисорбосапропелевым РОВ (OF), связанного, как правило, с мелководными «светлыми» карбонатами, в концентрациях, чаще не превышающих 0.3%.

Такой подход объясняется тем, что в данном случае, методически предусматривается учет потерь первично генерированных и эмигрировавших УВ в процессе их миграции к ловушкам. Таким образом, даже порода, содержащая низкие концентрации РОВ (например, песчаник или известняк с содержанием РОВ 0.25%), самостоятельно не способная обеспечить формирование скоплений УВ, тем не менее, своим генерационным потенциалом "закрывает" часть (или полностью) сорбционной емкости минералогической матрицы и растворяющей способности пластовых вод. Тем самым УВ, генерированные такими породами, непосредственно не участвуя в формировании скоплений УВ в той или иной степени, снижают миграционные потери УВ эмигрировавших из более богатых органическим веществом НГМ пород. Следовательно, учет их генерационного и эмиграционного потенциала необходим при расчете баланса расходования УВ в ряду генерация - эмиграция – миграция – аккумуляция – консервация в рамках отдельных НГК и, особенно, всего осадочного чехла оцениваемого НГБ.

 

 

Глава 5 Моделирование процесса уплотнения осадочных толщ

 

Моделирование процесса уплотнения осадочных толщ, в частности нефтегазоматеринских (НГМТ), представленных, как правило, глинистыми или глинисто-карбонатными породами, необходим как для расчета общих масштабов эмиграции углеводородов из НГМТ, так и для определения масштабов эмиграции в выше- и нижележащий коллектор.

Процесс уплотнения сопровождается уменьшением первичной пористости НГМТ и, соответственно, отжатием из нее седиментационных вод, вместе с которыми происходит процесс эмиграции, генерированных к данному моменту, жидких и газообразных УВ.

Процессы генерации как жидких, так, в особенности, газообразных УВ приводят к увеличению общего объема суммарного органического вещества (Рис. 3). Данный процесс приводит к превышению пластового давления в НГМТ над давлением как в перекрывающем, так в подстилающем её коллекторах, что является дополнительным фактором эмиграции генерированных УВ из нефтегазоматеринской породы. Соответственно направление градиентов давлений и будет определять направления эмиграции УВ.

Для расчета масс эмигрировавших УВ из НГМТ в перекрывающий, и в подстилающем её коллекторы важно определить границу раздела, выше которой УВ эмигрируют в перекрывающий, а ниже – в подстилающем коллектор, по которым далее осуществляется вертикальная и латеральная (вторичная) миграция жидких и газообразных УВ.

Вопросы моделирования процесса уплотнения для целей количественной оценки масштабов эмиграции УВ решались с целью получения следующих величин:

1. Приближенное положение границы раздела в глинах, определяющей количество флюидов, эмигрировавших в выше- и нижележащие коллекторы;

2. Оценка объемов вод, мигрировавших при консолидации осадков по каждому из изучаемых коллекторов в отдельности и по комплексу в целом;

3. "Экспресс"- оценка суммарных объемов отжатых вод.

Для определения границы раздела эмиграционных потоков в глинах предложено следующее уравнение:

h_o = 1/b * {ln * (bH2 - bH1 + 2) - ln (e^-bH2 + e ^–bH1- Kb/ mK_п^oA

(P2 - P1)} <=> h_o  = 1/b * {ln(2 + b * (H2 - H1))                

- ln(e^-bH2 + e^-bH1 - Kb/*mK_п^oA * (P2 –P1))

где: h_o – положение границы раздела; А – скорость осадконакопления; Н1 и Н2 – соответственно глубины залегания кровли и подошвы глин; Р1 и Р2 – давления соответственно в

 

 

 

Рис. 3 Увеличение общего объема органического вещества и образующихся из него флюидов по мере созревания материнских пород.

 

кровле и подошве глин приведенные к уровню распространения нормальных гидростатических Рпл.; К - проницаемость глин; m- вязкость седиментационных вод.

При отсутствии разницы давлений в коллекторах Р2 = Р1 граница раздела определяется как:

h_o = (H1 + H2) * ln(2 + b * (H2 - H1) 

При Р1¹ Р2 поверхность раздела будет занимать другое положение. В зависимости от величины Р2 - Р1 = DР возможны ситуации существенного смещения границы раздела от средней линии и даже, при соответствующих DР, весь отток может происходить, например, только в верхний коллектор. В другом случае, когда генерирующая толща перекрывается слбопроницаемой покрышой, например соленосными отложениями, весь поток эмиграции УВ может быть направлен только в подстилающий коллектор.

Расчеты показывают, что на глубинах более 1 км достаточно даже небольшой разницы DР (1-2 МПа), чтобы вызвать существенное перемещение границы раздела.

Приводится упрощенный способ оценки объема отжатых из материнских пород пластовых водВ первом приближении можно принять, что разница палеообъема n-го слоя (Vⁿпалео) (или его элемента) в пределах зоны (или ее участка) и его современного объема Vⁿсовр соответствует объему отжатых вод (Q) за заданный период времени, т.е. при

  Vⁿпалеоⁿ  = hⁿпалео * S_z и

  Vⁿсовр = hⁿсовр * S_z,

где S_z - площадь зоны подсчета (или ее участка)

    Q_n = Vⁿпалео - Vⁿсовр                 

Соответственно полный отток в пределах зоны (или ее участка) можно определить из суммы оттоков по каждому из n-слоев:

         n

     Q = åQ_n                                     

        i=1

 Простота подобного приема очевидна и позволяет провести экспресс-оценки общего количества отжатых вод в разрезах любой сложности. Аналогичным образом проводятся упрощенные экспресс-расчеты, если интервал времени задается от t₁-палео до t₂-палео. В этом случае, для t₂ < t₁, вместо Vⁿсовр. рассчитывается объем слоя в момент времени t₂.

Довольно часто, в случае нормального – гидростатического распределения давления по глубине в целом для разреза или большой его части, применяется упрощенный вариант определения границы раздела в НГМТ. В частности принимается, что из верхних 2/3 части разреза генерирующей толщи эмиграционный поток УВ поступает в перекрывающий коллектор, а 1/3 в подстилающий.

 

Глава 6. Реконструкция условий эмиграции, сохранения и перераспределения продуктов генерации. Выделение нефтегазосборных площадей (НГСП).

Степень сохранности эмигрировавших УВ в разрезе, в значительной степени, определяется историей и условиями реализации нефтегазоматеринского потенциала. Эти условия зависят от особенностей литологического разреза и истории геологического развития того или иного участка региона. Большое значение имеет количество и качество пород-покрышек, участвующих в строении осадочного чехла и препятствующих рассеиванию эмигрировавших УВ.

Очевидно, что миграционноспособные УВ, эмигрировавшие до отложения перекрывающих флюидоупоров, могли рассеяться и не участвовать в процессах аккумуляции в залежах. Углеводороды, генерация и эмиграция которых происходила после формирования надежного перекрывающего флюидоупора, большей частью сохранялись от рассеивания и могли рассеяться только после потери породой-покрышкой ее экранирующих свойств, если к этому времени выше по разрезу еще не успел сформироваться следующий флюидоупор. Таким образом, для выяснения степени сохранности в недрах эмигрировавших УВ необходимо, на фоне реконструкции истории осадконакопления, оценить процесс реализации генерационного потенциала РОВ.

Для выяснения степени сохранности в недрах эмигрировавших миграционноспособных УВ необходимо, на фоне реконструкции истории осадконакопления оценить процесс реализации генерационного потенциала РОВ. С этой целью предложен следующий прием фиксации и учета поэтапной реализации нефтегазогенерационного потенциала (1983, 1991).

1. Территория исследований разбивается на участки (зоны подсчета), отличающиеся по набору присутствующих в разрезе пород-покрышек (Рис.4);

2. Для каждого участка восстанавливаются палеогеологические разрезы на этапы геологической истории, предшествующие началу накопления каждой покрышки и современный геологический разрез;

3. Для каждого этапа, на основе принципа геолого-катагенетических аналогий [59], либо любым другим методом, восстанавливается шкала катагенетической зональности РОВ;

4. В зависимости от генетического типа РОВ, по коэффициентам эмиграции (разд. 2.2), для каждой градации катагенеза рассчитывается та часть генерационного потенциала (в %), отдельно для газообразных и жидких продуктов генерации, которая была реализована за данный этап;

5. Доля реализованного на каждой стадии катагенеза генерационного потенциала выражается графически в виде диаграмм (Рис. 4) и может быть вычислено в относительных процентах в зависимости от площади, занимаемой им по отношению к площади суммарного потенциала (принятого за 100% индивидуально для каждого типа РОВ);

6. по отношению количества УВ, эмигрировавших под покрышками, (Q сохр.) к общему реализованному в настоящее время потенциалу (Qр) вычисляется пересчетный коэффициент сохранности эмигрировавших УВ для каждой нефтегазоматеринской толщи (НГМТ), с помощью которого рассчитывается абсолютное количество эмигрировавших УВ, сохранившихся в недрах и способных участвовать в процессах формирования залежей нефти и газа.

Эта методика позволяет оперативно, графически оценить степень (коэффициент) сохранности эмигрировавших УВ в недрах, с помощью которого рассчитывается абсолютное количество эмигрировавших УВ, сохранившихся в недрах и способных участвовать в процессах формирования залежей нефти и газа. Именно эти сохранившиеся УВ участвуют в дальнейших расчетах.

Рис. 4 Схемы поэтапной реализации генерационного потенциала подсолевых отложений Прикаспийской впадины.

 

Традиционная методика объемно-генетического анализа не предусматривает учет перераспределения эмигрировавших УВ по площади и по разрезу. В связи с этим был предложен метод прогноза нефтегазоносности, основанный на расчете потенциальной удельной плотности миграционного потока нефтегазосборных площадей - НГСП (Орешкин, 1983, 1991). В западной литературе этому термину соответствует понятие «Зоны дренирования» и оно является одним из базовых положений технологии бассейнового моделирования. Суть предложенного метода заключается в оценке степени обеспеченности процессов формирования скоплений нефти и газа эмигрировавшими, сохранившимися УВ. Основным фактором, контролирующим границы НГСП, является структурный план регионально выдержанных флюидоупоров. Границы НГСП проводятся по осевым линиям отрицательных структурных элементов на структурной карте подошвы перекрывающего флюидоупора (покрышки) (Рис. …).

В частности, для подсолевых отложений Прикаспийской НГП выделение НГСП осуществлялось на основе структурной карты подошвы соли, которая, являясь региональным флюидоупором, должна контролировать распределение основной массы УВ в процессе их миграции от внутренних частей впадины к периферийным. Основная, наиболее четко выраженная граница проходит по точкам максимальных глубин залегания подошвы соли, расположенным в центральной части Сарпинского прогиба, Центрально-Прикаспийской депрессии, и восточнее долготы Оренбурга поворачивает на север - в Предуральский прогиб. Эта граница, являясь в масштабах НГБ нефтегазоразделом I-го порядка, делит Прикаспийскую впадину на две миграционно самостоятельные НГСП I-го порядка - приплатформеную и приорогенную. На нефтегазораздел I-го порядка опираются нефтегазоразделы II-го порядка, проведенные по депрессиям, выраженным в структуре подошвы соли, осложняющим НГСП I-го порядка. Они являются границами НГСП II-го порядка.

С целью полуколичественной, сравнительной оценки потенциальных ресурсов УВ, обеспечивающих процессы миграции и аккумуляции в каждой НГСП, был предложен показатель удельной плотности миграционного потока, выражающийся отношением суммарного количества сохранившихся эмигрировавших УВ к длине "конечного барьера миграции", замыкающего данную НГСП.

Таким образом, предложенный показатель, суммирующий влияние целого комплекса геохимических, историко-геологических, литологических и структурных факторов дает возможность оценить степень обеспеченности процессов формирования скоплений УВ сохранившимися в недрах, эмигрировавшими УВ на различных участках (НГСП) региона.

 

Принцип выделения нефтегазосборной площади (НГСП)

---

Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 380; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!