pdf.php@id=6161.pdf

ного 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 = (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