Определение степени зрелости нефтематеринских пород

Размещено на http://allbest.ru

Содержание

Методы, применяемые для определения степени зрелости материнских пород

Теория углеродного коэффициента и отношения C_TjC%

Изменение цвета экзинита

Определение степени зрелости ОВ по методике “Rock-Eval”

Список использованных источников

Методы, применяемые для определения степени зрелости материнских пород

Для оценки нефтематеринских пород необходимы методы, позволяющие определить степень зрелости керогена, т. е. ответить на вопросы: прошел ли кероген порог интенсивного нефтеобразования? Находится ли он на стадии нефте- или газообразования, или же прошел через эти стадии? Если порода не подвергалась воздействию температуры, достаточной для генерации нефти, она может содержать только биогенный метан или тяжелую асфальтовую биогенную нефть (миграция из более глубокозалегающих пластов не учитывается). Если же порода подвергалась воздействию слишком высокой температуры или же длительному прогреву, она может содержать только графит и метан. Геохимиками и палинологами разработаны различные методы оценки степени зрелости керогена. За последние 20 лет эти методы достигли высокого уровня, позволяющего использовать их не только для исследования степени зрелости органического вещества, но и для определения происхождения отложений и интерпретации литогенетической и тектонической истории бассейнов.

Теория углеродного коэффициента и отношения C_TjC%

Карбонизация, или метаморфизм угля -- явление хорошо известное. Еще в начале девятнадцатого столетия Рено предложил классификацию углей, основанную на содержании в них кислорода. Позднее в 1873 г. Хилт показал, что содержание в каменных углях нелетучего, или связанного, углерода повышается с увеличением глубины погружения и температуры. Это явление известно как правило Хилта; оно было подтверждено во всех угольных бассейнах, за исключением тех участков, где на величину нормального геотермического градиента влияли локальные интрузии.

Геологи-нефтяники уже давно заметили связь между распределением нефти и метаморфизмом углей, охарактеризованным Хилтом. Эту связь отмечал Уайт, который показал, что месторождения нефти на востоке США приурочены к районам, где ассоциирующиеся с ними угли содержат менее 60 % связанного углерода. Скоплениям газа соответствует содержание связанного углерода 60--65 %, при содержании связанного углерода более 70 % отсутствуют как залежи нефти, так и газа. Определение содержания нелетучего (связанного) углерода проводилось весьма просто: образец угля взвешивался, прогревался в закрытом контейнере с небольшим отверстием для сбора летучих соединений, затем повторно взвешивался и прокаливался при открытом контейнере до окисления всего углерода, после чего взвешивался окончательно. В связи с тем, что в открытом контейнере происходит сгорание всего органического вещества, разница между первым и последним взвешиванием будет представлять общий обеззоленный органический углерод. Разница между вторым и последним взвешиванием равна содержанию нелетучего углерода. Процентное содержание связанного углерода, или углеродный коэффициент, рассчитывается путем деления содержания нелетучего углерода на содержание общего углерода и умножения на 100. Конечным результатом подобных исследований являются карты изокарб-- линий, соединяющих точки равных содержаний связанного углерода в угле. Том в 1934 г. опубликовал карты изокарб перспективных на нефть районов США.

Теория углеродного коэффициента в основном была правильной. При созревании углей происходит созревание и стратиграфически эквивалентных им материнских пород, а порог интенсивного нефтеобразования примерно соответствует стадии твердых бурых углей (subbituminous). Генерация нефти в материнских породах заканчивается в конце стадии каменных углей с высоким выходом летучих компонентов, а основная генерация метана заканчивается к концу стадии каменных углей с низким выходом летучих компонентов.

Несмотря на то что теория углеродного коэффициента являлась ключом к распознаванию нефтематеринских пород, на пути ее применения встала непреодолимая преграда -- проблема отбора образцов. Образцы углей, взятые из обнажений на поверхности, не могут использоваться для характеристики глубоко погруженных отложений, которые, как правило, подверглись воздействию более высоких температур. Подходящие образцы углей редко можно извлечь из бурового шлама. Поэтому очень трудно получить точные значения углеродного коэффициента по разрезу скважины.

Транш и Эйсма решили эту проблему путем определения значений углеродного коэффициента по нерастворимому органическому веществу осадочных пород. Они обрабатывали образцы шлама, полученного при бурении скважины, органическими растворителями для удаления битумоида и соляной кислотой для удаления карбонатного углерода. Аликвотные долм остатка сжигались на воздухе для определения содержании общего органического углерода (Ct) и в азоте при максимальной температуре 900°С для определения содержания летучего органического углерода. Разница между шачеппямн общего и летучего органического углерода состаиляет содержание нелетучего органического углерода, или углеродный остаток (С_г). Отношение содержания нелетучего углерода к общему (C_r/Ct) соответствует углеродному коэффициенту, рассчитанному для углей. Эта методика позволяет определять изменение углеродного коэффициента с глубиной по керогену, содержащемуся в образцах пород, полученных из любой скважины.

Однако методика, использующая отношения C_r/Ct, оказалась не столь удачной, как ожидалось, из-за того, что количество нелетучих продуктов, образующихся в ходе созревания керогенов разных типов (лейптинитового, витринитового и т. д.), различно. В методике Уайта для определения углеродного коэффициента использовались угли, представленные в основном витринитом, тогда как состав керогена в значительной степени варьирует. Отношение C_r/Ct «работало» бы гораздо лучше, если бы можно было анализировать только частицы витринита или лейптинита. Поэтому методика, в которой используется отношение C_r/Ct, вытесняется другими методиками, основанными на изучении созревания керогена одного типа.

Изменение цвета экзинита

Палинологи выделяют гистрихо-сфериды, споры и зерна пыльцы из породы путем растворения минеральной части в соляной и плавиковой кислотах. Эти мик-рофоссилии используются для стратиграфической корреляции и определения возраста пород. В результате исследований спор и пыльцы под микроскопом в проходящем свете палинологи установили, что их цвет с глубиной отбора образцов меняется от светлого до темного. Позднее микроскопы были оборудованы устройствами для замера показателя световой абсорбции, с помощью которой устанавливалась степень зрелости спор и пыльцы. В результате анализов спор и пыльцы из углей с установленной степенью углефикации появилась возможность коррелировать данные, основанные на показателе световой абсорбции спор и пыльцы, с содержанием связанного углерода (углеродным коэффициентом). Эта методика имеет все достоинства метода C_r/Ct, и, кроме того, здесь устраняется проблема смешанного состава керогена, так как изменение показателя световой абсорбции с глубиной определяется по одному и тому же виду спор или зерен пыльцы. Гутьяр, усовершенствовавший методику исследований по материалу из скважин, давно установил, что различные типы спор и пыльцы на одинаковом стратиграфическом уровне характеризуются разной степенью зрелости. На рис. 1 приведено сравнение изменения показателя световой абсорбции трех различных типов спор и пыльцы. В ходе созревания органическое вещество типа I характеризуется наибольшими изменениями, а типа III -- наименьшими. На одном уровне зрелости (А) все три типа обладают различным показателем световой абсорбции, а при одинаковом значе-нии этого показателя (В) для различных типов спор и пыльцы уровень их созревания различен. Таким образом, совершенно ясно, что данная методика дает правильные результаты лишь при изучении изменений с глубиной однотипных спор и пыльцы.

Рис. 1 - Сопоставление диапазонов световой абсорбции трех типов экзины (по Гутьяру). Для определения изменений органического вещества, происходящих в ходе созревания, используются споры и пыльца типа I.

Используя микрофоссилии только типа I, Гутьяр разработал чрезвычайно точную корреляцию их с углеродным коэффициентом. Изокарбы, эквивалентные углеродному коэффициенту углей от 55 до 90, указывают на высокий геотермический градиент в южной части. Так как самые крупные нефтяные месторождения мира приурочены к отложениям с углеродным коэффициентом от 50 до 70, то наиболее перспективными в этом районе являются нижнемиоценовые и олигоценовые (толща Фрио) отложения, тогда как толща Виксбург и более глубокозалегающие чаЬти разреза могут содержать только газ в уменьшающемся с глубиной количестве при условии отсутствия возможностей значительной вертикальной миграции нефти и газа из материнских отложений.

Стэплин разработал относительно простую и быструю методику оценки зрелости керогена по изменению его цвета. Методика стандартной палинологической обработки - образцов была усовершенствована таким образом, чтобы исключить возможность даже частичного изменения цвета.

Определение цвета проводится только на частицах растительного происхождения, имеющих вначале желтый, желтовато-зеленый или светло-оранжевый цвет. Для этого используются споры, пыльца, кутикула растений, водоросли и аморфное органическое вещество, цвет которых соответствует указанному диапазону. Углистый материал учитывается, но при определении цвета не используется. Как правило, определение цвета проводится по наиболее светлоокрашенным частицам, если, конечно, они не являются посторонними примесями.

Общепринятая цветовая шкала, широко используемая при исследованиях наряду с другими показателями степени зрелости, представлена в табл. 1.

Показатели от 1 до 5 характеризуют изменения цвета керогена от светло-желтого до оранжевого, коричневого и черного. Желтый цвет характеризует незрелый кероген, оранжевый и коричневый -- зрелый, черный -- метаморфизованный.

Таблица 1 - Стадии созревания ОВ

В незрелых фациях могут быть найдены только сухой биогенный газ и, возможно, тяжелая нефть, в зрелых-- нефть и жирный газ, в метаморфизованных -- только сухой газ. И в этом случае определения относятся только к самим материнским породам и не учитывают возможность вертикальной миграции нефти и газа. Температура в таблице представлена лишь для сравнения, так как помимо нее важную роль, как уже отмечалось выше, играет время. Некоторые палинологи делят каждый из этих пяти показателей еще на градации со знаками плюс и минус или используют семь показателей.

Пример применения методики, основанной на цвете керогена, показан на рис. 2.

Рис. 2 - Потемнение цвета керогена с увеличением степени его зрелости по мере погружения в западном направлении (в разрезах восьми скважин Западно-Канадского бассейна ) (по Стэплину) Цвет органического вещества: / -- желтый; // -- коричневый; /// -- темно-коричневый и черный.

В среднедевонских карбонатных отложениях северо-восточной части Британской Колумбии и соседних Северо-Западных территорий, Канада, встречен только сухой газ, тогда как в тех же породах, залегающих к востоку, в северо-западной Альберте, отмечаются проявления нефти и жирного газа. Исследования Стэплина показали, что по всему району распространения сухого газа и западнее его, в поясе разломов, все споры, кутикула, аморфные остатки и фитопланктон имеют темно-коричневый и черный цвет. К востоку от этого района, в Альберте, они характеризуются светло-желтым цветом. Потемнение спор и других органических остатков в западном направлении происходит постепенно и сопровождается ухудшением степени их сохранности. Наблюдается также потемнение органического вещества с глубиной во всех скважинах, за исключением самой восточной.

Сопоставление показателя степени созревания, представленного в табл.1, с составом газа, содержащегося в шламе тонкозернистых пород из скважины, пробуренной в пределах Северо-Западных территорий, Канада, показано на рис. 3.

Рис. 3 - Увеличение показателя степени зрелости (цвет керогена) с глубиной и соответствующие изменения в составе газов из шлама, полученного при бурении скважины I. О. Е. Clare (Северо-Западные территории, Канада) (по Эвансу и Стэплину)

В среднем девоне, в основании переходной зоны от жирного газа к сухому, цвет керогена меняется от светло-коричневого до темно-коричневого и черного (показатели 3--4).

Так как цвет керогена может коррелироваться непосредственно с составом газа, содержащегося в шламе, его можно использовать при исследовании образцов из обнажений геохимически малоизученных районов, где еще нет возможности получить образцы бурового шлама.

Стэплин использовал этот метод в районе шестидесятой параллели Арктического побережья.

В этом случае следует применять невыветрелые образцы.

Залежи нефти в юрских отложениях Аквитанского бассейна приурочены к толщам, содержащим кероген оранжевого и светло-коричневого цвета (рис. 4).

Район распространения сухого газа связан с материнскими отложениями, содержащими только темно-коричневый и черный кероген. На рис. 4 проведены границы цветовых зон.

Если споры подвергаются воздействию повышающихся температуры и давления в лаборатории, то они претерпевают цветовые изменения, подобные изменениям, происходящим в естественных условиях; вместе с этим происходит уменьшение их размера, изменение формы, окончательное уплотнение и раскристаллизация.

Уменьшение размера спор происходит примерно одновременно с их почернением и потерей ими газообразных продуктов разложения.

Показатель 4 соответствует концу стадии жирного газа

Рис. 4 - Связь между нефте- и газоносными провинциями Аквитанского бассейна, Франция, и степенью зрелости юрских отложений (по Корейе)

Определение степени зрелости ОВ по методике “Rock-Eval”

Потенциальная нефтегазоносность осадочных бассейнов в настоящее время исследуется на основе данных пиролиза по Rock-Eval с использованием соответствующего программного обеспечения.

Данная методика получила широкое распространение, практически стала универсальной [1].

Пиролиз по Rock-Eval используется для количественного моделирования образования нефти, где пику S1 соответствуют свободные углеводородные компоненты, отделившиеся ранее от керогена в ходе термического преобразования.

По пику S2 определяется содержание химически связанных компонентов, которые могут быть выделены в свободное состояние при деструкции керогена.

В современном бассейновом моделировании характеристики пика S2 используют для определения кинетических параметров деструкции керогена (спектр энергии активации, частотный фактор).

Полученные параметры применяются для моделирования катагенеза, определения глубины и температуры генерации нефтяных компонентов.

На рис. 5 представлена диаграмма используемая для определения зрелости ОВ: по отражательной способности витринита (R⁰) и по значениям Т_мах устанавливается преобразованность ОВ.

органический тектонический углеродный экзинит

Рисунок 5 - Эволюционная диаграмма органического вещества, составленная по пиролитическим параметрам «Rock-Eval»

Список использованных источников

1. Курс лекций по предмету “Геология и геохимия нефти и газа”.

2. Курс лекций по предмету “Геохимические методы поисков, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа”.

3. Методические указания к лабораторным работам по предмету “Геохимические методы поисков, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа”.

4. Интернет-ресурс www.geo.web.ru

Размещено на Allbest.ru