Онтогенез нефти и газа западными и российскими учеными изучался традиционно с несколько различающихся подходов. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г. на заре создания осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа строили балансовые модели на основе изучения элементного состава керогенов, битумоидов и нефтей в различные стадии преобразования органического вещества. Таким образом, были выделены главная фаза нефтеобразования, а затем и газообразования. Были созданы универсальные модели для различных типов органического вещества (сапропелевого, гумусового, оксисорбосапропелевого для Сибирской платформы, Неручев С.Г.). На этой основе (в зависимости от катагенеза пород) можно было прогнозировать количественные характеристики генерации нефти и газа. Это впоследствии стало стержнем историко-генетического подхода (Вассоевич Н.Б.), который подхватили западные геохимики, подход нынче с успехом развился в продукты по бассейновому моделированию с формированием соответствующей методики. Но учеными Франции, Германии, США и Великобритании для количественной оценки генерации нефти развивалась другая методика, основанная на кинетике химических реакций преобразования керогена. Они всецело полагались на результаты программируемого термокрекинга образцов материнских пород. При этом основным чувствительным параметром в данном случае является скорость реакции, которая вычисляется в зависимости от температуры и энергии активации.  Соответствующие рассчитанные кинетики включают зависимости весового выхода продуктов реакции от энергии активации.  В нашей стране этот подход развивается Лопатиным Н.В.. Мы собрали базу кинетических спектров химических реакций преобразования керогена, используемых в пакетах по моделированию УВ-систем.

В подборке представлены избранные кинетики химических реакций различных авторов по различным регионам. Они разбиты на группы:

- однокомпонентные модели (продуктом реакций является общая масса углеводородов. Не разделенных покомпонентно, известна также как модель “black oil”);

- 2-компонентные модели (продукты реакций разделены на газообразные УВ (C1-5) и жидкие(С5+));

- n-компонентные (в группе в основном представлены 4-компонентные кинетики с разделением на сухой метан, жирные газы C2-5, жидкие УВ C6-14 и твердые компоненты с самыми тяжелыми жидкими C15+)

- многокомпонентные (более сложные системы с разделением на 14 компонентов);

- кинетики рассчитанные для НГМТ на территории России (приводятся немногочисленные данные по опубликованным кинетикам НГБ России). Их пока немного, но список постоянно обновляется.

Поскольку в практике модельеры часто встречаются с необходимостью использовать кинетические спектры из других бассейнов (из-за неимения/отсутствия экспериментальных данных пиролиза конкретных свит), необходимо хорошо понимать какие типы кинетики надо использовать, и в каком случае.  Для этого кратко обсудим одну из содержательных работ в этом (Pepper, Corvi, 1995).

В работе приводятся пять кинетических спектров, которые претендуют на универсальность и приведены для различных типов керогена. Собственно, тип керогена традиционно является определяющим для использования той или иной кинетики в бассейне с отсутствием детальных геохимических исследований. Авторами предлагается использование концепции «органофаций», что выглядит наиболее обоснованным в данном случае. Таким образом, появляется возможность, используя данные сейсморазведки с секвенс-стратиграфическим анализом и палеогеографические представления, прогнозировать развитие той или иной органофации в пределах бассейна, с привязанным к ней определенным спектром реакций. На примере (рисунок 1) становится понятным как можно использовать эти кинетики.

Классификация органофаций и соответствующих

кинетических спектров перобразования керогена.

Палеогеографические обстановки:

A: Обстановки трансгрессии до достижения поверхности максимального затопления на карбонатной платформе (если достаточно мощная, она может быть напрямую распознаваться по аномально низким значениям акустического импеданса); лагунные и внутри-шельфовые депрессии.

B: Обстановки трансгрессии до достижения поверхности максимального затопления на внешнем шельфе. Также как органофации А, они могут быть прямо выделены и являются наверное самыми надежными отражающими горизонтами. На сейсмических профилях часто непросто различить вышележащие проградирующие дистальные лопасти  тракта высокого стояния от нижележащих горизонтов конденсированного осадконакопления. Это приводит неправильной интерпретации нефтегазоматеринских свит продельты.

C: Связанные с озерами тракта высокого стояния. Развитие озерных материнских пород на самом деле более сложное, чем в морских условиях, можно все же констатировать, что развитие тоносительно тонких пластов материнских пород также возможно в болотистых условиях в прибрежных равнинах.

D/E: Развиты либо за береговой линией трансгрессивного системного тракта либо в агградирующих парасеквенциях перекрывающих отложений тракта высокого стояния моря; относительно небольшое развитие углей низкой плотности может напрямую фиксироваться на сейсмических профилях низким акустическим импендансом.

F: По существу те же обстановки, что и для органофаций D/E, разница в возрасте отложений для которых они ассоциированы. Определения по сейсмостратиграфии соответственно те же. Безотносительно ко времени формирования (стратиграфическое) в направлении суши будет повышаться вероятность пересечения верхней дельты или субаэральных обстановок прибрежной равнины.

Обращаясь непосредственно к предложенным авторами кинетикам, можно так кратко охарактеризовать их относительно особенностей процессов нефтегазообразования. Наименее растянутым во времени процессом нефтеобразования выделяется спектр керогена первого типа, обладает наилучшим нефтяным потенциалом. Тем не менее, в чистом виде редок в природе. В России представлен в дальневосточных континентальных рифтогенных бассейнах (Среднеамурский).

Самые низкие значения энергий активации для доминирующего типа связи, а значит и наиболее ранний процесс нефтегазообразования, характерны для керогена II типа сернистого (органофации А). На территории РФ он соответствует, к примеру, баженитам.

Наиболее поздним (в энергетическом отношении) выходом продуктов реакций характеризуется кинетика, отвечающая переходному керогену III-IV типа (органофация F).

Самыми распространенными типами керогена в мире и в России являются II, III и их смеси. Подробнее об особенностях материнских пород различных типов, распространенных в бассейнах на территории РФ можно ознакомиться в отдельной заметке.

Источники:

Pepper, A.S., Corvi, P.J. (1995): Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas from kerogen. - Mar. Petr. Geol. Vol. 12, No. 3, pp. 291-319.

Hantschel T., Kauerauf A.I. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. – Berlin: Springer, 2009, 476 p.

Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. – М.: Научный мир, 2007, 456 с

• < Prev
• Next >