Геохимические индексы, основанные на распределении алкилированных фенантренов

2.4. Объемно-генетический метод оценки потенциальных ресурсов нефти и газа [1, 5, 6, 8]

Для определения нефтематеринского потенциала породы (толщи, свиты, формации) широко используются различные модификации объемно-генетического метода, основанного на определении количества микронефти, генерированного породой как за всю катагенетическую историю, так и на отдельных ее этапах и учета количества эмигрировавшего количества микронефти. Этот метод рассмотрен в разделе III.

Объемно-генетический метод является количественным выражением основных положений теории осадочно-миграционного происхождения нефти. Основным критерием при оценке перспектив и количества потенциальных ресурсов являются сведения о количестве, генетическом типе и степени катагенетической преобразованности ОВ, заключенного в породах, о степени его битуминизации, позволяющие количественно оценить масштабы генерации жидких и газообразных УВ, рассчитать количество УВ, эмигрировавших и аккумулировавшихся в залежах. Наибольшие затруднения и расхождения вызывает подсчет потерь УВ, т. е. расчет коэффициентов эмиграции и аккумуляции УВ.

При оценке осадочных бассейнов желательно знать:

а. Количество нефти и газа на квадратный километр, генерированное породами каждого материнского комплекса в любой части бассейна.

б. Время образования углеводородов для сопоставления его с возрастом непроницаемых флюидоупоров и временем формирования складок и сбросов, т. е. временем появления ловушек.

в. Количество нефти и газа, выделенное из материнских пород в пористые коллекторы, чтобы установить, какая часть углеводородов могла участвовать в образовании залежей и сколько их осталось в рассеянном состоянии в материнских породах.

г. Суммарные запасы нефти и газа в осадочном бассейне. Этот параметр особенно важен на более поздних этапах разведки, когда в зависимости от возможных запасов, которые еще могут быть обнаружены, возникает вопрос о целесообразности продолжения исследований.

Количественный подход позволяет определить, сколько нефти и газа образовалось в любой части бассейна за тот или иной отрезок времени, и ответить на перечисленные выше вопросы. Поскольку нефть и природный газ образуются в результате разложения керогена, для характеристики качества и степени эволюции ОВ предложены различные показатели, рассмотренные в разделе 2.2. Однако они не позволяют дать количественную оценку образования углеводородов в зависимости от времени. Такой количественный подход возможен с помощью математических моделей, основанных на кинетике разложения керогена. Этот метод достаточно разработан для определения количества нефти и газа, образующегося за те или иные отрезки времени, но для оценки суммарных запасов необходимо дальнейшее изучение миграции углеводородов.

В соответствии с кинетикой разложения керогена считается, что температура и время до некоторой степени взаимозаменимы. Эта точка зрения известна еще с тех пор, когда Майер и Циммерлей в 1924 г. исследовали кинетику образования битумоида из горючих сланцев Грии-Ривер. Мак-Наб и др. в 1952 г. и затем Эблсон в 1963 г. экспериментально изучали различные механизмы разложения органического вещества (декарбоксилирование, крекинг) и с помощью графика Аррениуса показали, что такие реакции могут происходить в осадочных бассейнах при сравнительно низких температурах за геологическое время. Другим аспектом этой проблемы является связь между возрастом или длительностью прогрева материнских пород и температурным порогом главной зоны нефтеобразования. Для каждого типа органического вещества температурный порог обычно понижается с увеличением возраста материнских пород.

Наиболее научно обоснованная количественная оценка перспектив нефтегазоносности осадочного бассейна невозможна без применения историко-геолого-геохимического метода, суть которого в реконструкции истории нефти в осадочном бассейне - от заложения и созревания очага нефтегазообразования до становления и формирования зон нефтегазонакопления и отдельных залежей в них, а также характера и условий консервации. Масштабы нефтегазообразования в конкретном очаге или продуктивность очага зависят от его размеров и степени реализации нефтематеринского потенциала очага (П_нм), определяемой масштабами накопления органического вещества, его концентрацией, генетическим типом и степенью катагенетической зрелости.

Нефтематеринский потенциал очага складывается из потенциала конкретных пачек нефтематеринских пород, который оценивается нефтематеринским потенциалом литотипов, формирующих нефтематеринскую свиту, определяемым, в свою очередь, концентрацией ОВ и его потенциалом.

Потенциал ОВ (П_ов) оценивается выраженным в процентах отношением количества генерированных породой за всю катагенетическую историю нефтяных УВ к общему количеству ОВ. Он зависит от типа и степени зрелости ОВ.

Нефтематеринский потенциал породы (П_п) определяется количеством нефти (УВ), выраженным в граммах или килограммах на тонну или кубический метр породы.

В основе почти всех применяющихся в нашей стране модификаций расчета П_ов лежит методика В.А. Успенского, предложившего для оценки количества генерированных УВ использовать данные об элементном составе. Наряду с ней, за рубежом применяется метод, основанный на определении типа и катагенетической зрелости ОВ с использованием кинетической модели деструкции керогена.

Математическая модель разложения керогена и образования углеводородов, точно учитывающая геологическое время, основана на кинетике разложе­ния керогена и использовании общей схемы его эволюции. Макромолекула керогена состоит из поликонденсированных ядер с алкильными цепями и функциональными группами; ядра соединены между собой гетероатомными связями или углеродными цепями. При увели­чении глубины погружения и повышении температуры происходит последовательный разрыв связей в молекуле керогена приблизительно в порядке увеличения энергии разрыва. Сначала образуются тяжелые гетероатомные соединения, углекислый газ и вода, затем все более мелкие молекулы и наконец углеводороды. В то же время остаточный кероген становится все более ароматическим и приближается по структуре к углеродному остатку. Все эти изменения схематически показаны на рис. 22. Математическая модель должна отразить кинетику параллельных и последовательных реакций, показанных на этой схеме. Эти реакции считаются необратимыми. Действительно, когда материнские породы, погруженные на определенную глубину, в результате последующего складкообразования и эрозии снова поднимаются к поверхности, органическое вещество сохраняет состав и физико-химические свойства, соответствующие максимальной глубине погружения. Кроме того, некоторые побочные продукты эволюции керогена, такие, как вода и углекислый газ, очень подвижны в подземных условиях и не могли бы участвовать в обратных реакциях, даже если бы они имели место.

Рис. 22. Общая схема разложения керогена.

Для моделирования последовательности реакций можно рассмотреть только некоторые этапы, особенно A, B₁, B_n-1. Опыт показал, что этого достаточно для характеристики последовательного образования нефти и газа. Последний вариант выглядит так:

Использованы следующие условные обозначения: A - кероген, имеющий n_i связей данного типа i в момент времени t: x_i - количество органического вещества, участвующего в реакции типа i (разрыв связей типа i). B₁₁ - B_1m - продукты первого этапа реакций (образование нефти),ихотносительное количество в момент времени t обозначается как y₁ – y_m. B₂₁ – B_2n — продукты второго этапа реакций (крекинг),их относительное количество в момент времени t обозначается как u₁ - u_n.

Первый ряд превращений представлен определенным количеством параллельных и (или) последовательных реакций. Принимается, что вероятность разрыва связи типа i не зависит от количества связей других типов и длительности времени. В таком случае разрыв связи типа i подчиняется закону Пуассона

где k_1i - константа реакции при данной температуре. Если структура керогена однородна, т.е. плотность связей статистически одинакова, то

где м - константа, и, для параллельных реакций

P_i - частота связей типа i при t = 0, x₀ = ∑ x_i0 — общее количество лабильного, т. е. пиролизующегося, органического вещества. Тогда

Таким образом, для каждой из i реакций мы получаем кинетическое уравнение, сходное с кинетическим уравнением реакций первого порядка. Было показано, что эти уравнения метут характеризовать разложение керогена в геологических условиях.

Если предположить, что В_1i -компоненты нефти в целом при крекинге ведут себя одинаково, то для второго ряда реакций B₁ = ∑ В_1i. Соответствующие количества x_i, y_i, u_j могут быть определены с помощью следующей системы дифференциальных уравнений:

Первые два уравнения выражают кинетику системы, два вторых уравнения отражают ее массовый баланс. Изменение k_1i и k_2j в зависимости от температуры может быть определено с помощью формулы Аррениуса

которая в основном верна для быстро протекающих лабораторных реакций или промышленных процессов, но может быть распространена и на реакции в геологических условиях, происходящие с небольшой скоростью. E_1i -энергия активации реакции типа i, A_1i — константа реакции, Т — абсолютная температура (шкала Кельвина). В геологических условиях температура является функцией времени, с которым она связана через погружение и соответствующую глубину погребения. Так как глубина погребения пород определяется геологами для последовательных отрезков времени (например, для нижнего мела, верхнего мела, палеоцена и т. д.), она считается линейной функцией времени. Поэтому температура также аппроксимируется как последовательность линейных функций времени для последовательных отрезков времени. В таких условиях систему уравнений (3) трудно интегрировать, потому что k_1i становится сложной функцией времени t. Самый легкий путь решения этой системы уравнений — численное интегрирование с последовательными приращениями ∆t. Это делается с помощью программы, которой включает подбор различных параметров x_i0, E_1i, A_1i и y₀, что практически является калибровкой модели для определенного типа органического вещества.

Для такой калибровки рассматривают только первый ряд реакций (обра­зование нефти). Вначале данные изучения сравнимых современных осадков используют для вычисления y₀ и приблизительных значений A_i1. При определении E_1i необходимо учитывать все значения энергии активации: от нескольких килокалорий на моль, необходимых для разрыва слабых связей (адсорбция), до ~ 80 ккал/моль, необходимых для разрыва углерод-углеродных связей. Целью подбора является установление частоты P_i связей каждого типа i или количества x_i0 лабильного органического вещества, участвующего в реакции типа i. Калибровка основана на данных о содержании растворимого органического вещества (углеводороды + смолы + асфальтены) в кер­не с разных глубин осадочного бассейна и/или на сопоставимых данных более высокотемпературных лабораторных экспериментов. Подбор осуществляется с помощью метода наименьших квадратов. В табл. 5 и на рис. 23 приведены соответствующие данные для керогена типов I, II и III.

Калибровка реакций второго ряда (образование газа) была проведена на основе данных лабораторного крекинга. Образование газа в глубоких частях осадочных бассейнов может быть представлено одной реакцией с энергией активации 50 ккал/моль. Общее количество углеводородов, которые могут быть генерированы данным керогеном при достаточной температуре и длительности нагрева, определяется формулой

Рис. 23. Распределение энергий активации реакций разложения керогенов трех главных типов

Таблица 5