Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Подразделения потенциала ОВ нефтематеринских пород





Качество ОВ по величине F0 и F1 F0 F1 Генетический тип ОВ
Очень богатое 1,2-1,4 1,0-1,2 СКал
Богатое 1,0-1,2 0,8-1,0 СКал
Богатое 1,0-1,2 0,9-0,7 СКар-ал
Среднее 0,9-1,0 0,7-0,8 СКар-ал
Бедное 0,8-0,9 0,6-0,5 СКал-ар
Очень бедное 0,7-0,8 0,5-0,3 СКар
Лишенное Пнм <0,7 <0,3 СКар

Для оценки нефтегенерационного потенциала отложений и определения степени эволюции ОВ они используют различные пиролитические методы. Эти методы - экспрессные и в отличие от трудоемких методов выделения керогенов, дают возможность получить сходную информацию о нефтематеринской породе без длительной обработки керна и шлама. Обычно пиролиз проводится в инертной атмосфере (азот, гелий) с заранее выбранной скоростью нагревания.

При пиролизе образуются несколько основных групп компонентов (три или четыре), которым соответствуют пики S0 ,S1, S2 и S3, идентифицированные следующим образом(рис. 10):

S0 - содержание в породе УВ ряда C17, кг/т или мг/г (т.е. продуктов, выделяющихся при невысокой температуре 90 0С в течение двух минут, главным образом УВ газов); этот пик в некоторых типах анализаторов не выделяется;

S1 - содержание в породе жидких УВ нефтяного ряда C8+ (УВ и нефтеподобных соединений, улетучивающихся до 280-3000);

S2 - УВ и родственные им компоненты, генерированные при более высоких температурах (до 600 °С); этот пик идентифицируется с количеством УВ (кг/т, мг/г) породы, которые могут образоваться при полной реализации нефтематеринского потенциала, содержащегося в ней ОВ;

S3 - выход СО2, полученного в результате пиролиза ОВ.

Величина S1 соответствует доле исходного генетического потенциала, который был реализован в УВ. В неколлекторских толщах она в общем соответствует количеству хлороформенного битумоида(рис. 11), хотя это не означает абсолютное равенство вышеназванных показателей. Значение S1 в породах (коллекторах) соответствует содержанию в них УВ, что особенно важно знать при бурении скважин для установления объекта опробования и идентификации продуктивных горизонтов.

 

 

Рис. 10. Аналитический цикл измерения параметров пиролиза керогена примени-тельно к поискам нефти

Рис. 11. Сопоставление выхода углеводородов пика S1 и битумоида, полученного экстракцией (черные сланцы свиты Баккен

Сумма S1 + S2 представляет собой генетический потенциал породы, выраженный в кг/т (мг/г) породы.

Б. Тиссо и Д. Вельте предлагают следующую классификацию нефтематеринских пород по величине генетического потенциала: менее 2 кг/т (мг/г) - не нефтематеринская порода, обладающая небольшим газовым потенциалом; 2-6 кг/т (мг/г) - нефтематеринская порода с умеренным потенциалом; более 6 кг/т (мг/г) - нефтематеринская порода с высоким генетическим потенциалом.

В отдельных случаях отмечаются очень высокие значения генетического потенциала (более 100 кг/т, мг/г). Такая порода имеет очень высокие концентрации ОВ типа I или II и является либо превосходной материнской (если она достигла ГЗН), либо горючим сланцем, если глубина погружения была небольшой.

Величина S1/(S1 + S2) = OPI или PI — индекс продуктивности (индекс нефтяной продуктивности). Значение OPI, превышающее 0,5, считается показателем промышленной нефтеносности пласта-коллектора; высокие значения этого индекса в НМ породе - свидетельство активно протекающих процессов перераспределения микронефти и значительной реализации ее НМ потенциала. Показателем качества керогена, или типа ОВ, является водородный индекс HI (S2/Cорг), который хорошо коррелирует со значениями Н/Сат:

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

II тип керогена - Н/Сат - 1,3-1,6; HI = 300-600 мг УВ/г Сорг

III тип керогена - Н/Сат - 1,3; HI < 300 мг УВ/г Сорг.

Степень преобразованности ОВ по данным пиролиза Тмах коррелирует с определениями отражательной способности витринита (R°): Тмах до 435 0С - соответствует значениям R° < 0,5; 435-460 0С – 0,5-1,15; выше 460 0С - более 1,15; главная зона нефтеобразования (ГЗН), или нефтяное окно определяется значениями OPI от 0,1 до 0,4(рис. 12).

 

 

Рис. 12. Корреляционная зависимость между показателями отражения витринита (R°) и пиролитическим параметром Tмах для углей различных бассейнов

Н.В. Лопатин, Т.П. Емец на основе пиролитического изучения керогена горючих сланцев, углей, концентратов рассеянного ОВ пород баженовской и тюменской свит Западной Сибири предложили следующую классификацию типов керогена по величине водородного индекса HI в кг/т Сорг:

I тип «превосходный» - более 600, тип IIа «богатый» - 600-400, тип IIв - 400-300 и IIс - 300-200 - «средний», IIIа «умеренный» - 200-150, III-в – 150-75 и тип IIIc < 75 - «бедный».

Широкое использование пиролитических методов в нефтепоисковой геохимии позволило установить ряд специфических особенностей. 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 Тмах. Для того чтобы получить более достоверные пиролитические данные и использовать их в генетических построениях необходимо, видимо, или вводить условные поправки учета влияния минеральной матрицы или проводить обогащение ОВ. Особенно это касается образцов пород с околокларковыми содержаниями Сорг, с которыми приходится сталкиваться в нефтематеринских толщах кайнозойских бассейнов России.

О типе и, как следствие, о нефтегенерационном потенциале пород, можно судить и по данным о составе битумоидов. Как уже отмечалось в разделе 2.1, для ОВ, отлагавшегося в морских условиях (кероген типа II) характерны преобладание в битумоидах низкомолекулярных н-алканов, наличие VO-P, доминирующая роль среди стеранов холестана, пониженные значения Pr/Ph. Для континентального ОВ (кероген типа III) - преобладание среди н-алканов высокомолекулярных гомологов, низкое содержание стеранов, среди которых в максимальной концентрации присутствует ситостан, часто наличие Ni-P и периленов, повышенные значения Pr/Ph.

2.3. Созревание ОВ. Геохимические параметры зрелости ОВ [1, 2, 7]

Термическая эволюция материнских пород в течение диагенеза, катагенсза и метагенеза приводит к изменению многих физических или химических свойств органического вещества. Эти свойства можно рассматривать в качестве показателей созревания. В нефтеразведке наиболее часто используется оптическое исследование керогена, физико-химический анализ керогена и химический анализ извлекаемого битумоида.

Оптические показатели степени зрелости. Исследования в проходящем или отраженном свете с помощью флуоресценции и без нее представляют различные типы информации о термической эволюции органического вещества. Основным преимуществом оптических методов является возможность найти и выделить органическое вещество различного происхождения и измерить степень его зрелости. Например, роль фрагментов более древнего керогена в изучаемых породах может быть установлена по его более высокой отражательной способности или карбонизации. Чисто химическими методами, посредством которых изучаются основные свойства смеси в целом, долю переотложенного керогена установить нельзя. Более того, оптические методы дают возможность определить точное положение изучаемых частиц.

а. Карбонизация палиноформ. Ряд шкал степени зрелости органического вещества основан на наблюдениях палинологических концентратов в проходящем свете. В них использовано постепенное изменение цвета или структуры спор, пыльцы или других микрофоссилий. Первоначально цвет этих образований желтый, затем он становится оранжевым или желтовато-коричневым (диагенез), далее - коричневым (катагенез) и в конце концов - черным (метагенез). Изменение структурных особенностей происходит в основном при катагенезе и метагенезе. Например, споры и пыльца на стадии метагенеза уже не могут использоваться для стратиграфических исследований.

Исследования карбонизации спор и пыльцы начали проводиться пятьдесят лет назад вначале в угле, а затем в других породах. Систематическое исследование карбонизации спор и зерен пыльцы, основанное на наблюдениях и экспериментальной работе, было проведено Гутьяром в 1966 г. Он использовал цветовую шкалу, а также разработал стандартную методику измерения абсорбции света. Автор подчеркивал, что на ранней стадии созревания различные типы спор и пыльцевых зерен характеризуются разной величиной абсорбции. Это связано с неодинаковой толщиной их стенок, а возможно, и с различным химическим составом. С увеличением степени зрелости различия становятся менее выраженными и исчезают в зонах жирного и сухого газа.

б. Отражательная способность витринита. Отражательная способность мацералов угля, замеренная в отраженном свете, уже давно используется для оценки степени углефикации. Была установлена зависимость между отражательной способностью гуминита и витринита и другими свойствами, характеризующими степень измененности углей. Поэтому отражательная способность витринита в настоящее время считается однимиз лучших параметров для определения стадии углефикации.

Применение отражательной способности было распространено на частицы рассеянного органического вещества (керогена), содержащегося в глинах и других породах. Построены гистограммы частотного распределения отражательной способности. На них обычно выделяется несколько групп значений отражательной способности, соответствующих различным составляющим или мацералам концентрата керогена. В одном и том же образце отражательная способность увеличивается от лейптинита к витриниту и далее - к инертиниту (рис. 13). Отражательная способность лейптинита и витринита увеличивается в ходе термической эволюции. Для построения шкалы углефикации обычно используются лишь частицы гуминита или витринита, так как витринит является основным мацералом гумусовых углей. Иногда возникают ситуации, когда имеется несколько групп витринитовых частиц с различной отражательной способностью. В таких случаях часто считается, что группа частиц с наиболее низкой отражательной способностью больше всего отвечает автохтонному материалу. Другие частицы витринита, с более высокой отражательной способностью, считаются переотложенными. Хотя такая практика обычно узаконена, существуют геологические ситуации, когда присутствует несколько групп витринита, а переотложение маловероятно. Таким образом, можно заключить, что различным материнским породам и условиям раннего диагенеза могут соответствовать различные типы витринита, по-разному реагирующие на термическую эволюцию.

 

Рис. 13. Гистограмма распределения отражательной способности ОВ, измеренной с помощью отраженного света на аншлифе: различные составляющие — лейптинит, витринит, инертинит - имеют разные диапазоны отражения (слоистая глина среднего лейаса, Люксембург.)

 

В результате сопоставления отражательной способности гуминита и витриннта с другими параметрами, определяющими степень зрелости материнских пород, а также с распределенном нефтяных и газовых залежах, могут быть выделены следующие стадии созревания органического вещества (Ro - средние значения отражательной способности в масле при невращающемся столике микроскопа):

а. Ro < 0,5-0,7 %; стадия диагенеза, материнская порода незрелая.

б. 0,5-0,7 % < Ro < 1,3 %; стадия катагенеза, главная зона нефтегенерации; также называется нефтяным окном (oil window).

в. 1,3 % < Ro < 2 %; стадия катагенеза, зона жирного газа и конденсата.

г. Ro > 2 %; стадия метагенеза; метан остается единственным углеводородом (зона сухого газа).

 

 

Рис. 14. Ориентировочные границы зон нефте- и газогенерации в соответствии с отражательной способностью витринита

Границы могут немного изменяться в зависимости от соотношения времени и температуры, а также от примесей органического вещества различных источников.

 

Границы между этими стадиями нерезкие, так как различные типы органического вещества имеют различный состав и различные темпы преобразования, зависящие от повышения температуры. Это явление особенно характерно для низкого уровня созревания. Например, начало зоны нефтегенерации (рис. 14) соответствует значению отражательной способности около 0,5% для Парижского бассейна (кероген типа II) и 0,7% для бассейна Юинта (короген типа I). Максимум, или пик кривой нефтегенерации соответствует величинам отражательной способности от 0,8 до 1,0% для Парижского бассейна и бассейна Дуала (кероген типа II и III) и 1,1% для бассейна Юинта (кероген типа I). Начало зоны жирного газа может иногда находиться на уровне, соответствующем отражательной способности менее 1,3%. Однако нижняя граница более постоянна (R° =2,0%), так как на этой стадии сходство химического состава керогена проявлено сильнее. Эту конвергенцию составов иллюстрируют отношения Н/С и О/С для различных типов керогена (см. рис. 1), а также другие физические параметры керогена.

Определение отражательной способности гуминита и витринита является широко используемым и наиболее эффективным оптическим методом оценки степени зрелости материнской породы. Однако при интерпретации необходимо помнить следующие обстоятельства:

1. Степень зрелости измеряется по отражательной способности частиц витринита, которые были выбраны среди других, именно на основе их отражательной способности.

2. Витринит встречается в большом количестве в керогене типа Ш и он может быть с успехом использован. В керогене типа II он встречается в умеренном количестве, а в керогене тина I он почти отсутствует и не может использоваться для оценки степени зрелости.

3. Интервалы отражательной способности для зон нефте- и газогенерации весьма приблизительные. Положение границ различных зон, установленное в соответствии со значениями отражательной способности витринита, долгое время дискутировалось. Действительно, наблюдения о которых сообщалось выше, а также теоретические исследования показывают, что скорость преобразования органического вещества при погружении зависит от его химического состава. Мацерал витринит по своему составу сопоставим с керогеном типа III. Химические реакции, протекающие в нем при повышении температуры, сходны с реакциями, наблюдаемыми в керогене типа III. Нет основания считать, что кероген другого типа (I и II) должен характеризоваться той же скоростью преобразования, что и кероген типа III или витринит. Таким образом, различные материнские породы с аналогичной термической историей должны достичь одинакового уровня отражательной способности витринита, но не обязательно той же стадии эволюции относительно зон нефте- и газогенерации.

Для изучения генерации нефти также используется степень измененности соответствующих гумусовых углей. Она тесно связана с отражательной способностью витринита, которая определяется либо с помощью отражательной способности витринита, либо с помощью других параметров, например выхода летучих веществ и содержания углерода, которые могут быть сопоставлены с отражательной способностью витринита, или состава фенантренов.

в. Флуоресценция. Флуоресценция различных лейптинитовых составляющих вызывается голубым или ультрафиолетовым светом. Видимый свет, испускаемый керогеном в ответ на возбуждение, можно охарактеризовать интенсивностью и цветовым спектром. Флуоресценция незрелых образцов, взятых на небольшой глубине, наиболее интенсивна; в ходе диагенеза и катагенеза она уменьшается, полностью исчезая в нижней части зоны нефтегенерации. Цвет спектра также постепенно меняется: с увеличением степени катагенеза диапазон длин волн флуоресценции перемещается в сторону красного цвета. Для определения степени изменения был предложен параметр Q - интенсивность флуоресценции споринита при 650 нм/интенсивность флуоресценции при 500 нм. Флуоресцентный анализ в настоящее время не является широко используемым методом, поэтому необходима его дальнейшая разработка. Однако методы определения отражательной способности и флуоресценции характеризуют различные части шкалы созревания органического вещества и могут дополнять друг друга. В частности, основное уменьшение интенсивности флуоресценции происходит в диапазоне шкалы, в котором отражательная способность низкая и меняется мало, т. е. в начале зоны нефтегенерации.

Пиролитические методы измерения степени зрелости. Для определения степени эволюции органического вещества предлагались различные пиролитические методы. Обычно пиролиз проводится в инертной атмосфере (азот, гелий) с заранее выбранной скоростью нагревания (примерно 10—50° С/мин). При пиролизе образуются три основные группы компонентов:

- содержавшиеся в породе углеводороды (S1), переведенные в летучие вещества умеренным нагреванием до 200—250° С;

- углеводороды и родственныеим компоненты (S2), генерировавшиеся при более высоких температурах пиролиза нерастворимой части керогена;

- двуокись углерода (S3) и вода.

В одних методах используются все три параметра, в других - S1 и/или S2. Кроме того, регистрируется температура Т максимума генерации углеводородов при пиролизе.

 

 

Рис.15. Характеристика степени зрелости материнских пород с помощью пиролитических методов. Коэффициент превращения и/или максимальная температура могут быть использованы в качестве показателей термической эволюции ОВ

Некоторые авторы указывают, что для характеристики степени эволюции большое значение имеют два показателя: отношение S1/( S1 + S2) и температура Т (рис.15). Отношение S1/( S1 + S2) при отсутствии миграции представляет собой коэффициент превращения r - это количество нефти и газа, которое образовалось из керогена к генетическому потенциалу, т.е. к общему количеству нефти и газа, которое способен генерировать кероген. Этот коэффициент показывает степень фактической реализации генетического потенциала. Постепенное увеличение его с глубиной определяет его ценность как показателя зрелости органического вещества. Значения S1 и S1/( S1 + S2) помимо определения степени зрелости могут быть использованы для количественной оценки генерированных углеводородов. Результат удобно выражать соответственно в граммах углеводородов на тонну породы и в граммах углеводородов на килограмм органического вещества. Однако такую оценку нельзя производить по отдельным измерениям из-за вероятного наличия мельчайших скоплений углеводородов в материнских породах, которые могут сильно повлиять на нее. В связи с этим необходимо строить графики изменения коэффициента превращения S1/( S1 + S2) с глубиной и устанавливать такие скопления по аномально высоким его значениям по сравнению со средней кривой.

Температура Т также прогрессивно увеличивается, но цифровая шкала зависит от скорости подогрева. Поэтому шкалу температур следует калибровать. Температура максимума генерации УВ не зависит от явления миграции. Более того, между параметрами S1/(S1 + S2) и Т в конкретной серии существует хорошая корреляция.

Разрешить вопрос, не влияет ли на эти показатели степени зрелости - S1/(S1 + S2) и Т — тип керогена, можно с помощью пиролитического метода Rock-Eval. В связи с возможностью получать одновременно значения водородного и кислородного индексов идентификация керогена производится сразу. В результате таких исследований было установлено, что при катагенезе и метагенезе отношение S1/(S1 + S2) совершенно не зависит от типа органического вещества. На стадии диагенеза и в начале катагенеза на величину Т влияет тип органического вещества. Она ниже для континентального керогена типа III и выше для морского или озерного керогена типов I и II. Однако величины Т почти равны для различных типов керогена в зоне максимальной нефтегенерации и позднее - в газовой зоне.

Более ранние методы определения степени зрелости, например по углеродному коэффициенту, зависят от типа керогена. Сравнивалось общее количество органического углерода СТ и количество остаточного углерода СR после пиролиза при 900° С (СR примерно эквивалентен СТ за вычетом углерода S2). При этом отношение СRТ использовалось в качестве показателя степени зрелости. Изменение характера седиментации от одного пласта, содержащего более алифатический кероген (типы I и II), к другому пласту, содержащему более ароматический кероген (тип III), также отмечается увеличением отношения СRТ и может быть неправильно принято за увеличение степени зрелости. Некоторые авторы использовали различные условия пиролиза и рассчитывали отношение летучего углерода (т. е. S2) к общему органическому углероду. Для анализа различных углеводородов, представляющих пик S2, была использована газовая хроматография, затем были рассчитаны отношения различных углеводородов.

Химические показатели степени зрелости, основанные на изучении керогена. Многие свойства керогена изменяются во время перестройки его структуры при погружении. Пределы изменения различных физических и химических параметров различны и соответствуют части или всей термической истории. Например, содержание кислорода наиболее сильно изменяется в зоне диагенеза, тогда как содержание водорода - в зонах катагенеза и метагенеза, а формирование кристаллов (в соответствии с данными электронной микродифракции) происходит только в зоне метагенеза. Однако в связи с необходимостью высокоточных измерений и затратой значительного времени определение многих из этих параметров может проводиться скорее в исследовательских целях, но не как стандартный метод.

Элементный анализ керогена, результаты которого наносятся на диаграмму ван Кревелена (см. рис. 1), дает чрезвычайно хорошие результаты, касающиеся стадий созревания. Для этого необходим полный элементный анализ, или по крайней море определение С, Н, О. В связи с тем, что линии равной степени зрелости наклонные, знания только содержания углерода или даже Н/С недостаточно. Например, для керогена типа II атомное отношение Н/С = 0,8 отмечается в конце главной зоны нефтеобразоваия, в то время как для керогена типа III . такое же значение соответствует незрелым образцам, приближающимся к началу нефтегенерации. Примерные границы трех основных типов керогена показаны в табл. 3.

 

Таблица 3








Date: 2015-06-12; view: 479; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.009 sec.) - Пожаловаться на публикацию