Содержание к диссертации
Введение
1 Современное состояние проблемы исследования отложений баженовской свиты и оценки ее ресурсного потенциала 14
1.1 Геологическое строение изучаемой территории и общие характеристики баженовского горизонта 16
1.2 Тектоническое строение изучаемой территории 23
1.3 Стратиграфия 25
1.4 Состав пород 28
1.5 Типы порового пространства и коллекторы бс 30
1.6 Подсчетные параметры и методы оценки запасов углеводородов в баженовской свите 33
1.7 Способы разработки месторождений баженовской свиты 41
1.8 Краткая информация о нефтеносных сланцах северной америки. 45
1.9 Методология количественной оценки ресурсов сланцевой нефти, применяемая зарубежными специалистами 49
2 Методика изучения пород баженовской свиты 53
2.1 технология подсчета запасов и ресурсов подвижной нефти, объемов сорбированной и «синтетической» нефти в отложениях баженовской свиты 56
2.1.1 Бурение опорных скважин с полным отбором керна и расширенным комплексом литолого-геохимико-петрофизических исследований 60
2.1.2 Обоснование расширенного комплекса ГИС в опорных скважинах 63
2.1.3 Настройка петрофизической модели интерпретации ГИС для расчёта содержания всех основных породообразующих компонент, общей и динамической пористости. 71
2.1.4 Обработка ГИС тестового массива с расчетом содержания всех основных породообразующих компонент общей и динамической пористости 74
2.2 Работа с колонками керна баженовской свиты (бс) 76
3 Литологические характеристики пород баженовской свиты и закономерности строения разрезов 105
3.1 Минерально-компонентная модель пород баженовской свиты 106
3.2 Методика определения минерально-компонентного состав пород БС
3.2.1 Материалы и методы 116
3.2.2 Описание методики 118
3.3 Литотипы пород в соответсвии с их минерально-компонентным составом 130
3.3.1 Литофизические типы, определяемые по минерально-компонентному составу и физическим
свойствам 136
3.3.2 Определение границ БС по комплексу ГИС 143
3.3.3 Анализ результатов литофизической типизации разрезов 148
3.4 Литолого-фациальная, палеонтологическая характеристика и история геологического развития отложений баженовской и абалаской свит 152
3.4.1 Фациальные зоны баженовского эпиконтинентального морского бассейна, выделяемые по характеру осадконакопления 164
4 Флюидодинамическая модель баженовской свиты. дифференциация объёмов углеводородных соединений 174
4.1 Петрофизические исследования пород бс 175
4.1.1 Фильтрационно-ёмкостные свойства пород БС 175
4.1.2 Коллекторские свойства пород БС 184
4.1.3 Вторичные преобразования породообразующих компонентов пород и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства 192
4.1.4 Структура пустотного пространства 198
4.1.5 Результаты измерений остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности пород БС в аппарате Закса 208
4.2 Геохимические исследования пород БС 209
4.2.1 Определение количества органического углерода 213
4.2.2 Остаточный нефтематеринский потенциал 216
4.2.3 Cтепень зрелости органического вещества 219
4.2.4 Влияния закрытой пористости на пиролитические параметры S1 и S2 221
4.2.5 Выделение горизонтов естественных коллекторов по пиролитическим параметрам 223
4.2.6 Экстракция битумоидов
4.3 Реализация генерационного потенциала керогена 228
4.4 Модель нефтенасыщенности пород баженовской свиты (кроме отложений кс) 239
5 Геолого-геофизические критерии выделения зон разной продуктивности баженовской свиты для оценки ресурсной базы 243
5.1 Выделение зон разной продуктивности по геолого-геофизическим критериям для баженовской свиты салымского мегавала и сопредельных структур 243
5.1.1 Методика моделирования и построения трехмерной геологической модели и оценка нефтяной ресурсной базы 268
5.1.2 Построение структурного каркаса 270
5.1.3 Моделирование литофизического куба 272
5.1.4 Создание куба динамической пористости 273
5.1.5 Оценка запасов и ресурсной базы нефти БС Салымского мегавала и сопредельных структур
282
5.2 Выделение зон разной продуктивности по геолого-геофизическим критериям для баженовской свиты месторождения елизаровского прогиба 291
5.2.1 Строение разрезов БС месторождения Елизаровскогопрогиба 293
5.2.2 Фильтрационно-емкостные и пиролитические свойства пород баженовской свиты месторождения Елизаровского прогиба. 303 5.2.3 Модель нефтегазоносного комплекса баженовской свиты месторождения Елизоровского прогиба 306
5.2.4 Выделение нефтеотдающих интервалов 310
5.2.5 Условия формирования радиоляритов 310
5.2.6 Распределение пористых доломитизированных радиоляритов по площади месторождения 313
5.2.7 Построение модели баженовских отложений с целью дифференцированного прогноза нефтепродуктивности. 316
5.3 Поисковые критерии залежей подвижной нефти в отложениях баженовской свиты 321
Заключение 324
Список сокращений и условных обозначений 328
Список использованной литературы 329
Список рисунков 373
Список таблиц 387
- Стратиграфия
- Бурение опорных скважин с полным отбором керна и расширенным комплексом литолого-геохимико-петрофизических исследований
- Литотипы пород в соответсвии с их минерально-компонентным составом
- Вторичные преобразования породообразующих компонентов пород и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства
Введение к работе
Актуальность работы. БC Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна по оценкам американских геологов является одним из самых перспективных объектов для добычи нефти из высокоуглеродистых отложений. Однако, не смотря на практически полувековую историю изучения этих отложений, остаетсябольшое количество нерешенных проблем.
В настоящее время не существует единой общепринятой геологической модели строения БС. Нет проверенных подходов к выделению залежей нефти, даже не выяснено представляет ли БС единую флюидодинамическую систему, или залежи в ней являются изолированными. Отсутствуют критерии выделения и оконтуривания залежей и, как следствие, нет общепринятых методик их опоискования. Ученые до сих пор не сошлись во мнении о типах порового пространства коллекторов, степени сообщаемости пор между собой, и является ли БС единой системой, состоящей из естественных коллекторов и низкопроницаемой «матрицы», или же представляет собой систему гидродинамически несвязанных коллекторов. Отсутствие надежных моделей геологического строения БС создает сложности при выборе технологии добычи нефти. Нерешенность многих вопросов геологии и разработки подтверждает вывод об исключительности строения БС и необходимости использования новейших инновационных методов для ее изучения.
Новые возможности исследовать отложения БС обусловлены тем фактором, что за прошедшие годы российские буровые компании начали бурить скважины с практически 100% выносом керна, доставать керн на поверхность в пластиковых трубах, так чтобы не нарушать последовательность залегания отдельных фрагментов керна. В руки ученых попадает керн, полностью соответствующий разрезу БС. Особо необходимо отметить, что современные технологии бурения и подъема керна прекрасно выносят и трещиноватые разности.
Следующим большим преимуществом современного этапа изучения БС является наличие новейших современных методик исследования каменного материала. Появилась возможность изучать образцы керна методом неразрушающей микрокомпьютерной томографии с разрешением 1 мкм, растровой электронной микроскопии с травлением образца фокусированным пучком ионов (разрешающая способность составляет до 1 нм), методом ядерно-магнитного резонанса, как ориентированного на изучение флюидов в поровом пространстве, так и на исследования органического вещества (ОВ) в твердой фазе. Новейшие масс-спектрометрические установки позволяют исследовать изотопный состав пород и УВС. Исследование содержания минералов, концентраций элементов, пиролитические методы стали рутинными и позволяют достаточно оперативно изучать изменение состава пород по разрезу.
За прошедшее время появились новейшие приборы для исследования разрезов в процессе каротажа скважин: это измерение элементного состава пород (включая определение содержания углерода), приборы ядерно-магнитного каротажа, позволяющие измерять содержание подвижных углеводородов, диэлектрическая проницаемость для оценки содержания воды. Приборы для пластовых испытаний стали настолько надежны, что с их помощью можно проводить пометровые испытания и выделять интервалы притока нефти.
Большим подспорьем в решении задач, связанных с разработкой БС, является многолетняя история её опытно-промышленной эксплуатации.
Сложившаяся ситуация привела к необходимости масштабной научно-производственной работы, в результате которой автором была предложена и обоснована технология лабораторных исследований керна, базирующаяся на современных инновационных методах. Полученные материалы стали основой для нестандартных методических приемов определения подсчетных параметров и подсчета удельной плотности запасов извлекаемой нефти БС. Была обоснована необходимость изучения и классификации углеводородных соединений по степени их связанности с матрицей породы. При этом для отдельной скважины
можно провести прогноз дифференциальной продуктивности, связанный с
оценкой содержания трех типов объемов УВС. Удельная дифференциальная продуктивность при переходе на площадь позволяет рассчитывать объемы трех типов нефти: подвижной, дополнительно высвобождаемой и «синтетической» нефти, источником которой в пласте является кероген. Распределение по площади объемов каждого из типов нефти позволит разработчикам подбирать необходимые технологии добычи.
Цель работы – разработка комплексного подхода к исследованию разрезов баженовской свиты для получения свойств и параметров элементов нефтегазоносного комплекса, необходимых для прогноза дифференциальной продуктивности.
Для этого решались следующие задачи:
-
Анализ геологического строения баженовского горизонта Западной Сибири.
-
Краткая характеристика нефтеносных сланцев Северной Америки и методов количественной оценки ресурсов сланцевой нефти, применяемых в США.
-
Анализ существующих основных подходов к подсчету геологических запасов нефти в БС.
-
Определение минерально-компонентного состава пород, слагающих БС, и закономерностей его (состава) изменения по разрезу.
-
Реконструкция условий формирования отложений БС.
-
Характеристика вторичных преобразований пород и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства и структуру порового пространства.
-
Разработка флюидодинамической модели БС.
-
Экспериментальное обоснование возможности технической реализации остаточного генерационного потенциала.
-
Разработка критериев выделения зон распространения естественных коллекторов (ЕК).
-
Обоснование типов запасов и ресурсов БС, подлежащих расчету.
-
Разработка методик оценки объемов технически извлекаемой нефти.
-
Расчет объемов подвижной нефти, высвобождаемой нефти и остаточного генерационного потенциала.
-
Прогноз дифференциальной продуктивности БС на изученной территории.
Научная новизна:
-
Обосновано, что БС является непрерывным резервуаром, в котором закономерно чередуются следующие элементы: естественные коллекторы, технически стимулируемые коллекторы (ТСК), флюидоупоры. Указанные элементы характеризуются определенными диапазонами изменений петрофизических, геохимических и литологических параметров. Все породы БС (за исключением апорадиоляриевых карбонатов) являются нефтегазоматеринскими отложениями и из них можно извлекать свободную нефть, сорбированные УВС и «синтетическую» нефть.
-
Выделены порово-микрокаверновый, порово-микротрещинный, микропоровый и трещинно-каверновый типы пустотного пространства пород, слагающих элементы баженовского нефтегазоносного комплекса (БНГК), определены их генезис и параметры.
3. Разработана флюидодинамическая модель БНГК, включающая
свободные подвижные углеводородные соединения сообщающихся пор,
занимающие объём динамической пустотности;
свободные неподвижные углеводородные соединения замкнутых пор и сообщающихся пор, запечатанных смолисто-асфальтеновыми компонентами; углеводородные соединения, сорбированные (физически связанные) на поверхности сообщающихся и замкнутых пор;
воду, физически связанную с поверхностью глинистых минералов;
воду капилляров с гидрофильной поверхностью.
4. Выявлены закономерности пространственного распространения типов
разрезов БНГК, определяемые структурно-фациальной зональностью,
направленностью процессов литогенеза и стадией катагенетической
преобразованности.
-
Научно обоснованы принципы дифференциации объемов углеводородных соединений БНГК по механизму извлечения на подвижную нефть, дополнительно высвобождаемую нефть и «синтетическую» нефть.
-
Впервые на основании данных специальных исследований керна и интерпретации ГИС проведено ранжирование исследованных территорий по объему подвижной нефти, дополнительно высвобождаемой нефти и «синтетической» нефти.
Практическая значимость работы. Результаты работ легли в основу технических рекомендаций по исследованию колонок керна для ОАО «Роснефть»; на основании полученных результатов под руководством специалистов ЦГЭ был проведен подсчет запасов и объемов технически извлекаемой нефти Салымского региона территории работ «Юганскнефтегаз»; (29 сентября 2014 г. на ЭТС ФБУ «ГКЗ» подход для подсчёта запасов, разработанный с участием специалистов МГУ был принят как основной для определения подсчётных параметров для месторождений Салымской группы; 20 сентября 2015 г. по данной методике на баланс «Юганскнефтегаз» были поставлены запасы Малобалыкского месторождения (протокол «ГКЗ Роснедра» №4320)), подход к петрофизическим исследованиям и подсчету ресурсного потенциала БС, изложенный автором, был поддержан на научно-методическом совете ГГТ Минприроды России (3-4 декабря 2015г 92-я сессия); по результатам исследований под руководством автора была заложена скважина, давшая из отложений БС без ГРП приток 5 т/сутки; программа обработки и интерпретации комплекса ГИС для выделения нефтеотдающих пород была внедрена в ОАО «Сургутнефтегеофизика»; технология исследований керна рекомендована и применялась для исследования высокоуглеродистых пород доманиковой формации.
Методология и методы исследования
Исходными материалами для работ автора были данные исследований 25
скважин с выносом керна от 80 до 100%. Исследования колонок керна этих
скважин проводились при непосредственном участии и руководстве автора по
программе, которую он разработал. Под руководством и самим автором были проинтерпретированы данные комплекса ГИС по 500 скважинам, при этом в 50 скважинах был обработан расширенный комплекс ГИС. Автором были использованы результаты опробования по 30 скважинам и данные месячных эксплуатационных рапортов по 200 скважинам. Методика исследований включала в себя работы по расширенному комплексу лабораторных методов.
Защищаемые положения
-
Обоснование объемов потенциально извлекаемых углеводородных соединений высокоуглеродистых отложений БС возможно только при комплексировании стандартных и специально разработанных литологических, петрофизических, геохимических исследований колонок керна, стандартных и специальных геофизических исследований скважин, позволяющих создавать флюидодинамическую модель порового пространства и оценивать остаточный нефтегенерационный потенциал.
-
Предложена и научно обоснована методика расчета минерально-компонентного состава пород высокоуглеродистой формации с повышенным содержанием рентгеноаморфных материалов.
-
Емкостное пространство пород БС определяется соотношением пустот растворения (микрокаверны), перекристаллизации (межкристаллические, межагрегатные пространства), пор в керогене, трещин и микротрещин. Соотношение типов пустот в объеме породы определяется литологическим составом и ее катагенетической преобразованностью, в которой особую роль играет тектоно-гидротермальная проработка.
-
Установлены закономерности строения разрезов и их изменчивости по латерали. В разрезе БС выделяются нижний и верхний разделы. Нижний раздел, в котором чаще встречаются естественные коллекторы, соответствует увеличению глубины бассейна. Верхний раздел, содержащий более высокое количество керогена, в котором преобладают технически стимулируемые коллекторы, соответствует этапу уменьшения глубины бассейна. По латерали
отложения с наибольшим содержанием керогена приурочены к относительно более глубоководным зонам осадконакопления.
5. Поиск зон распространения естественных коллекторов должен быть основан
на выявлении следующих закономерностей:
А. Зон распространения пористых радиоляритов, приуроченных к сводовым частям локальных поднятий (II, III порядок тектонических структур) и перегибам структурных элементов I ранга;
Б. Зон с повышенной стадией катагенеза (МК3-4). Исключением являются зоны, где непосредственно выше и ниже отложений баженовской свиты присутствуют дренирующие ее коллекторы.
6. БС содержит в себе значимые объемы УВС, которые при оценке ресурсной
базы БС можно отнести к трем типам:
запасы подвижной нефти, занимающие объем динамической пористости, извлекаемые из порового пространства пласта при существующих технологиях разработки сложных коллекторов (прежде всего ГРП);
ресурсы (объемы) дополнительно высвобождающейся нефти, получаемые после проведения специальных технологических мероприятий, позволяющих проводить десорбцию УВС;
- объемы «синтетической» нефти, которые можно извлечь в результате
технической реализации остаточного нефтегенерационного потенциала
керогена.
Степень достоверности и апробация результатов.
Представленные в работе результаты получены с помощью современного
высокоточного сертифицированного лабораторного и скважинного
оборудования. Теория построена на известных, проверяемых фактах, согласуется с опубликованными в литературе данными других исследований. Полученные соискателем результаты не противоречат данным, представленным в независимых источниках по данной тематике. В работе использованы современные методики сбора и обработки исходной информации.
Основные научные положения, различные аспекты и практические
результаты диссертационной работы докладывались на Международных
научно-практических конференциях «ГЕОМОДЕЛЬ» (г. Геленджик, 2005, 2008
и 2010гг.); международной конференции и выставки «Geosciences-To
Discoverand Develop» Lenexpo (г. Санкт-Петербург, 2006), VIII международной
конференции «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 2007); Российском
совещании с международным участием «Минеральные индикаторы литогенеза»
(г. Сыктывкар, 2011г.); научно-практической конференции «Современные
вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Запанной
Сибири» (г. Томск, 2011 г.); Международной конференции молодых учёных и
специалистов «Ломоносовские чтения» (г. Москва, МГУ, 2011, 2013, 2014 гг),
международной конференции Тюмень – 2009 (г.Тюмень, 2009 г), научно-
практической конференции «Геология и разработка месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2012 г), I и III Балтийской школе-
семинаре «Петромодель» (г. Петергоф, 2012 и 2014гг.), Российской технической
нефтегазовой конференции и выставке SPE (г.Москва, 2012 и 2014гг), IV
Научно-практической конференции «Суперкомпьютерные технологии в
нефтегазовой отрасли. Математические методы, программное и аппаратное
обеспечение» (г. Москва, 2013), Пятом всероссийском совещании: Юрская
система России: Проблемы стратиграфии и палеогеографии (г. Тюмень, 2013 г.),
Международной научно-технической конференции «Проблемы и опыт
разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных
месторождений» (г. Санкт-Петербург, 2014), Всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-магнитные скважинные и аналитические методы в комплексе ГИС при решении петрофизических, геофизических и геологических задач на нефтегазовых месторождениях» (г. Тверь, 2014 г).
Публикации.
Результаты проведенных исследований по теме диссертации изложены в
49 статьях, входящих в список ВАК и 5 статьях, опубликованных по докладам
на международных конференциях. На методики и программный пакет,
разработанные в процессе подготовки диссертационной работы, получены 4 патента РФ и 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.
Благодарности.
Автор благодарит свою жену Балушкину Наталью Сергеевну, без помощи
которой не удалось бы написать эту работу. Автор признателен сотрудникам
своей группы: Кашиной Н.Л., Белохину В.С., Калмыкову Д.Г., Мифтаховой А.А.,
Мануиловой Е.А., Петраковой Н.Н., Фоминой М.М., Топуновой Г.Г., которые
помогали в осмыслении результатов и в написании работы. Автор выражает
признательность Козловой Е.В. без которой невозможно было бы понять и
сформулировать результаты пиролитических исследований. Автор благодарит
Дьяконову Т.Ф. обсуждение замысла диссертации с которой дали правильное
направление работы. Признателен Билибину С.И., Исакову Т.Г., Юканову Е.А.,
Вовк А.В., Ахапкину М.Ю. совместная работа с которыми над ресурсной базой
БС позволила понять типы объемов нефти, извлекаемых из отложений БС.
Автор выражает глубокую признательность Иванову М.К. инициировавшего
комплексные работы по исследованию БС на кафедре геологии и геохимии
горючих ископаемых. Автор благодарит за помощь Ступакову А.В. изменившую
акценты в работе и давшую ценные замечания к ней. Автор признателен
Хамидуллину Р.А., Езерскому Д.М., Коросту Д.В., Рослякову А.С., помогавших
в проведении и осмыслении петрофизического цикла работ. Автор благодарит
Васильева А.Л., Шишкова В.А., Спасеных М.Ю., Богданович Н.Н. позволивших
изучить сообщаемость порового пространства пород БС. Автор искренне
благодарит Фадееву Н.П., Кирюхину Т.А., Соболеву Е.В., Мальцева В.В.,
Пронину Н.В., Полудеткину Е.Н., Натитник И.М., Корневу Т.Н., Сливко И.Э.,
Тимошенко О.М., Борисова Р.С., Надежкина Д.В., Костенко О.В., Большакову
М.А, Санникову И.А. помогавших в проведении и осмыслении геохимического
цикла работ. Автор благодарит Коробову Н.И., Карнюшину Е.Е., Конюхова А.И.,
Шарданову Т.А., Хотылева О.В., Юрченко А.Ю., Блинову В.Н., Макарову О.М.,
Завьялову А. П., Чупахину В.В. помогавших в проведении и осмыслении
литологического цикла работ. Автор признателен Шлыкову В.Г., Коровину Т.А., Косорукову В.Л., Иванову А.Г., Крупской В.В., проводивших рентгенофазовый анализ пород БС. Автор выражает признательность Вишневской В.С. за работу над определением радиолярий, без которых нельзя было бы стратифицировать разрезы; Панченко И.В., взявших на себя труд по определению макрофауны. Автор благодарен Керусову И.Н., Сусловой А.А., Волконской А.Л., Хромовой И.Ю., Хромовой Е.В. помогавших разбираться со сложностями интерпретации сейсмических материалов. Автор выражает благодарность Бычкову А.Ю., Калмыкову А.Г., Бугаеву И.А. позволивших доказать возможность получения «синтетической» нефти из пород БС. Автор выражает признательность Митронову Д.В. за помощь в оформлении диссертации.
Автор благодарен
Глебочевой Надежде Константиновне, которая в 1996г привлекла меня к
работе над БС, Косу И.М., Каменской Л.В. и всем сотрудникам ОМП и КИП4
«СНГФ». Гавриловой Е.В., Бирун Е.М., Малышеву Н.В., Афанасьеву И.С.,
Быкову В.В., Парначеву С.В., Гончарову И.В., Самойленко В.В. помогавшим
автору проводить исследования пород БС Салымского региона. Ганичеву Д.И.,
Бачину С.И., Валовой Л.Н., помогавшим подготовить материалы для подсчета
ресурсов и запасов нефти в отложениях БС. Карпову В.Б., Дели С.В., Ниягловой
О.Н. без помощи которых невозможно было бы изучить керн БС Елизаровского
прогиба. Керусову И.Н., Соколовой М.С., Черняеву Е.В. помогавших
разбираться со строением месторождения БС в Елизаровском прогибе.
Шарафутдинову В.Ф., Корост С.Р., Калабину В.В. совместная работа с которыми
позволила получить представления о строении разреза БС на северном склоне
Сургутского свода. Хасанову М.М., Жукову В.В., Карпову И.А., Морозову Н.В.,
Заграновской Д.Е., Алексееву А.Д. помогавшим изучить БС Тундринской
котловины и южной периферии Сургутского свода. Кусову А.В. привлекшего
автора к работе над каменным материалом БС Красноленинского свода.
Сотрудникам кафедры литологии РГУНГ и лично Ольге Васильевне
Постниковой.
Работа выполнена при финансовой поддержке государства в лице
рисМинистерства образования и науки Российской Федерации в рамках работ по
проекту №14.581.21.0008 от 03.10.2014 г (уникальный идентификатор
RFMEFI58114X0008)
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Общий объем 391 страница, включая 26 таблиц, 249 рисунков и список литературы из 512 наименований.
Стратиграфия
В БС микронефть образуется за счет собственного ОВ, являющегося одним из основных компонентов пород. Если в традиционных терригенных резервуарах ОВ представлено свободной подвижной нефтью, мигрировавшей из нефтематериских отложений, то в БС присутсвуют одновременно: собственно, кероген, углеводородные соединения, физически связанные с керогеном или минеральной матрицей, а также свободные углеводородные соединения, образующие скопления подвижной и запечатанной нефти. Именно этим объясняется необходимость создания нетрадиционного подхода к изучению, оценке и подсчету запасов и ресурсов технически извлекаемой нефти из БС.
Изучением геологического строения и нефтеносности БС, занимались с момента получения первых притоков нефти многие научные коллективы и организации СССР и РФ: ВНИГНИ, ИНГГ СО РАН, СибНИИНП, ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, ИГИРГИ, МГУ и др.
Вопросы минерального состава и литологии, с последующей реконструкцией условий образования пород БС детально рассмотрены В.И. Белкиным, Ю.В. Брадучаном, Э.Я. Вайцем, Ф.Г. Гурари, А.Г. Замирайловой, Ю.Н. Заниным, Н.П. Запиваловым, В.А. Захаровым, М.С. Зонн, М.Ю. Зубковым, Д.Ю. Давыдовым, В.А. Казаненковым, В.В. Казарбиным, Е.Е. Карнюшиной, Л.П. Климушкиной, Т.Т. Клубовой, А.Э. Конторовичем, М.В. Корж, Н.И. Коробовой, Т.А. Коровиной, В.О. Красавчиковым, Л.А. Кролем, Е.П. Кропотовой, И.И. Нестеровым, Л.Д. Малюшко, А.В. Матигоровым, Е.Н. Махневой, В.Н. Меленевским, М.С. Месежниковым, С.И. Филиной, Г.Н. Перозио, И.И. Плуманом, А.В. Постниковым, О.В. Постниковой, Е.А. Предтеченской, В.В. Сапьяником, В.П. Соничем, В.Я. И.И. Ушатинским, И.В. Федорцовым, Чухланцевой, В.Г. Эдер, Л.С. Ямковой и др.
За время исследований были достигнуты значительные успехи в понимании процессов преобразования органической и минеральной составляющих пород БС и влиянии этих преобразований на формирование емкости пород. Здесь особо выделяются работы А.М. Брехунцова, Ф.Г. Гурари, Т.В. Дорофеевой, А.В. Дякиной, О.Г. Зарипова, М.Ю. Зубкова, А.М. Карлова, Т.Т. Клубовой, М.В. Корж, Т.А. Коровиной, Б.А. Лебедева, Г.Р. Миркина, И.И. Нестерова, В.П. Сонича, Е.Н. Трофимовой, И.Ш. Усманова, С.И. Филиной, В.Я. Чухланцевой, К.С. Юсупова. Геохимия ОВ пород и нефтей БС, ее нефтегенерационные свойства изучались О.К. Баженовой, Т.К. Баженовой, С.Н. Белецкой, В.А. Волковым, И.В. Гончаровым, А.Н. Гусевой, М.Ю. Зубковым, Т.П. Емец, А.В. Истоминым, Л.И. Климовой, А.Э. Конторовичем, В.А. Конторовичем, В.О. Красавчиковым, Н.В. Лопатиным, С.Г. Неручевым, М.В. Дахновой, Е.С. Назаровой, Н.В.Обласовым, В.А. Самойленко, Е.В. Соболевой, С.В. Фадеевой, Н.П. Фадеевой, А.Н. Фоминым и др.
Модели строения коллекторов предложены В.И. Белкиным, С.И. Билибиным, А.М. Бланком, Л.А. Быковым, М.Ю. Гостевым, В.М. Добрыниным, Т.В. Доpофеевой, Т.Ф. Дьяконовой, Е.П. Ефремовым, Ю.В. Желтовым, М.Ю. Зубковым, Н.Д. Каптелиным, В.Г. Мартыновым, В.С. Мелик-Пашаевым, О.Г. Кpаcновым, М.И. Куренко, Б.А. Лебедевым, О.М. Нелепченко, Г.В. Петpовой, Б.В. Позиненко, В.П. Соничем, Г.Е. Малофеевым, Т.В. Первухиной, Н.М. Свихнушиным, А.И. Степановым, Ю.А. Терещенко, Л.А. Толстовым, В.В. Хабаровым, Э.М. Халимовым и др.
Вопросам нефтеносности БС всегда уделялось особое внимание. Первыми мнение о приуроченности притоков нефти в баженовской свите к зонам повышенной трещиноватости высказали Г.Р. Новиков, Ф.К. Салманов и А.В. Тян. Огромный вклад в изучение нефтеносности БС внесен И.И. Нестеровым. Выявлением критериев и прогнозом нефтеносности БС занимались М.Т. Аристаров, О.В. Барташевич, Л.А. Беденко, Е.Ю. Блинкова, А.М. Бриндзинский, А.М. Бриндзинский, Э.Я. Вайц, Ф.Г. Гурари, Т.В. Дорофеева, Ю.В. Желтов, О.Г. Зарипов, М.Ю. Зубков, Ю.Н. Карагодин, Л.П. Климушина, Т.Т. Клубова, М.И. Козлова, А.Э. Конторович, Б.В. Корнев, Е.А. Костырека, И.А. Крылов, Г.Е. Малофеев, А.М. Медведева, В.Н. Меленевский, В.С. Мелик-Пашаев, К.И. Микуленко, В.И. Москвин, Г.П. Мясникова, О.М. Нелепченко, А.П. Соколовский, В.П. Сонич, Л.А. Толстов, А.А. Трофимук, А.Н. Фомин, В.В. Хабаров, Э.М. Халимов, Г.С. Ясович и др.
Исследование параметров пласта баженовской свиты по данным керна и комплексу ГИС как объекта подсчета запасов нефти проводилось Л.Г. Абдрахмановой, О.В. Барташевич, М.А. Беляковым, Ф.Я. Боркуном, А.Л. Бродским, Б.Ю. Вендельштейном, В.М. Добрыниным, Б.Н. Еникеевым, Е.В. Замятиной, А.Н. Завьялец, Б.Н. Зубаревым, В.М. Ильиным, Т.А. Ибрагимовой, В.Ф. Колмогоровым, В.А. Костериной, В.В. Мальцевой, В.Г. Мартыновым, О.М. Нелепченко, Л.З. Позиным, В.Т. Питкевичем, Б.И. Пьянковым, Р.А. Резвановым, Р.Г. Садиковым, Л.А. Скворцовой, Т.Ф. Соколовой, В.П. Толстолыткиным, Н.В. Фармановой, В.В. Хабаровым, Н.В. Царевой и др.
Различные методики подсчета запасов предлагались Ф.Я. Боркуном, В.П. Соничем и др. (СибНИИНП, 1985 г.), В.В. Мормышевым (СибНИИНП, 1985 г.), М.Н. Кочетовым, В.П. Соничем, А.Я. Фурсовым и др. (ВНИИ и СибНИИНП, 1986 г.), И.И. Нестеровым, Б.Н. Льянковым (ЗапСибНИГНИ, 1986 г.), А.Г. Телишев, В.П. Сонич (СибНИИНП, 1986 г.), А.Я. Фурсовым, М.Н. Кочетовым, И.А Бабаевой (ВНИИ, 1985 г.), А.Я. Фурсовым, Б.Ю. Вендельштейном, Ю.В. Ляпуновым, А.В. Постниковым, Е.В. Постниковым (2007), Э.М. Халимовым (1984 г.).
Территория исследования охватывает месторождения бортовых зон Фроловской мегавпадины (Ханты-Мансийской синеклизы) (Рисунок 1.1). Концепция, изложенная в работе, отрабатывалась и применима для «нормального» разреза БС центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНГБ) – Фроловско-Тамбейский фациальный район и прилегающие к нему территории. При этом основные подходы, изложенные в работе могут быть адаптированы к другим регионам распространения БС.
БС впервые была выделена Ф.Г. Гурари в 1959 году как пачка марьяновской свиты и отображена в региональной стратиграфической схеме в 1960 г [Брадучан и др., 1986]. Название было дано по с. Баженово, расположенного на левом берегу р. Иртыш к северо-западу от г. Омска. В качестве стратотипа свиты был принят разрез скважины 170Р Салымской площади в интервале глубин 2844-2881 м. [Брадучан и др., 1986].
БС является латеральной составляющей одноименного горизонта, возраст которого оцениется как нижний титон – валанжин. БС подстилается сложнопостроенной толщей морских карбонатно-глинистых пород, обогащенных глауконитом и остатками ростров белемнитов, относимых к георгиевской или абалакской свитам (верхний оксфорд – нижний титон) [Захаров, 2006]. Перекрывается породами неокомского клиноформного комплекса, в составе которого выделяют ахскую, сортымскую и др. свиты [Атлас ..., 2004].
Формирование отложений БС происходило в удаленной от берега центральной впадине эпиконтинентального морского бассейна. Современная площадь распространения БС составляет 1,2 млн км2. Оценочная площадь зеркала воды всего баженовского бассейна составляла 2 млн. км2.
Бурение опорных скважин с полным отбором керна и расширенным комплексом литолого-геохимико-петрофизических исследований
“В настоящее время специалисты-исследователи пришли к единодушному мнению, что отложения БС относятся к нефтеносным сланцам, схожим по наличию и объему органического вещества с известными месторождениями нефтеносных сланцев Bakken”[Калмыков и др., 2015], Eagle Ford, Green River в США, но не являющимися их полными аналогами. В свете успехов в добыче сланцевой нефти в США и Канаде и связанного с этим значительного прироста запасов углеводородов, анализ мирового опыта изучения нефтеносных сланцев приобретает как научное, так и практическое значение.
При этом необходимо строгое понимание объекта исследования и используемой терминологии. Среди специалистов уже давно присутствует неопределенность и расхождение в «сланцевой» терминологии. Дополнительную сложность связана с тем, что “почти все термины заимствованы из западной литературы и их прямое использование в русском переводе не всегда корректно” [К оценке запасов…, 2015]. Приведем некоторые понятия, которые используются при геологическом изучении месторождений сланцевой нефти.
Сланец («shale») - пелитоморфная тонкослоистая терригенная порода, содержащая чешуйки глинистых минералов, а также кварц, кальцит и др. минералы глинисто-алевритовой размерности в различных соотношениях. Основным признаком является сланцеватость. [К оценке запасов…, 2015].
Черные сланцы («black shale»)- группа пелитоморфных тонкослоистых осадочных пород, обогащённых органическим веществом. В российской терминологии им часто соответствуют горючие сланцы с высоким содержанием органического вещества (группа каустобиолитов) [К оценке ресурсов…, 2015].
Нефтяные сланцы («oil shale») – группа пелитоморфных осадочных пород, содержащих органическое вещество «умеренно концентрированное», способное в определенных условиях давать нефть. В состав органического вещества входят битумоиды, растворимые в органических растворителях, и кероген – нерастворимая часть органического вещества.
Сланцевая нефть («shale oil») – нефть, добываемая из нефтяных сланцев естественным путем или путем техногенного воздействия на них.
Сланцевая нефть относится к группе трудноизвлекаемой нефти («tight oil»), к которой также относятся высоковязкие нефти, битумы, нефти в плотных коллекторах и на больших глубинах.
Трудноизвлекаемая нефть (англ. «tight oil») - природная нефть, содержащаяся в низкопроницаемых породах. Часто понятия «shale oil» и «tight oil» используются как синонимы, но «нефтяные сланцы» являются только частью всего множества низкопроницаемых нефтесодержащих пород (tight oil): песчаники, карбонаты, силициты и др.
“Таким образом, особый вещественный состав «нефтяных сланцев» позволяет относить их к обширной группе пород, обогащенных органическим углеродом - черным сланцам. С дугой стороны, как объект добычи нефтяного сырья, «нефтяные сланцы» являются частью множества низкопроницаемых нефтесодержащих пород, а нефть, содержащаяся в них – к группе «tight oil», т.е. к категории трудноизвлекаемых запасов в Российском понимании. «Нефтяные сланцы» или битуминозные углеродистые породы могут являться источником как природной, так и «синтетической» нефти. Это обстоятельство необходимо учитывать не только при оценке ресурсного потенциала, но и разработки технологии добычи нефти из них” [К оценке запасов…, 2015].
Основное отличие нефтегазоносности и продуктивности нефтяных сланцев от других пород многие исследователи видят в том, что ресурсы нефти в них имеют ярко выраженный «непрерывный» характер. Схема, приведенная ниже на Рисунок 1.14 хорошо иллюстрирует «непрерывность» и «дискретность» ресурсов УВ.
К категории «дискретных» относятся скопления нефти и газа, локализованные в разнообразных ловушках - структурных, литологически или тектонически экранированных с выраженными границами (покрышкой, экраном, водяным контактом и т.п.), т.е.
образующие изолированные залежи. При этом пласт-коллектор за пределами залежи либо резко теряет коллекторские свойства (особенно проницаемость), либо становится водонасыщенным. Пористость продуктивных пластов в таких залежах обычно варьирует в пределах 10 – 25 % (в среднем 15 %), проницаемость составляет не менее 10 – 50 миллидарси (мД), часто значительно выше. Коллектором служат песчаники, известняки и доломиты. Нефть насыщает, в основном, поровое пространство матрицы и фильтруется через поровые каналы из пласта к скважине. Такие залежи обычно являются гидродинамически открытыми системами и часто эксплуатируются при водонапорном режиме. В целом нефть «дискретных» ресурсов извлекается при обводненности продукции от 0 до 90% (резко возрастающей к концу срока эксплуатации скважины) и высоких значениях коэффициента извлечения нефти (КИН). Открытие «дискретных» запасов в осадочном бассейне является самым трудным этапом поисково-разведочных работ, но когда залежь открыта, ее разведка и разработка протекает относительно стандартно, поскольку методология таких операций давно и хорошо отработана.
К категории «непрерывных» относятся ресурсы УВ, рассредоточенные по всей толще нефтегазоносносного комплекса на почти всем ее протяжении. При поисковых работах типичным является наличие нефтепроявлений из этой формации почти во всех скважинах [Guidelines for application ..., 2011]. Так что открытие залежи нефти в этом случае – не проблема, а вот подсчет запасов и разработка часто оказываются связанными с серьезными трудностями. Главная заключается в том, что подходы, методы и технологии, эффективно работающие при освоении дискретных ресурсов нефти, в случае непрерывных ресурсов часто или неприменимы, или их применение требует коренных переработок. Пористость коллекторов в продуктивных зонах таких формаций варьирует в диапазоне от 1% до 10 % (чаще от 2 до 4 %), проницаемость - в пределах от 0,1 до 0,01 мД и ниже. Это значит, что матрица коллектора не может обеспечить промышленный приток нефти. В таких породах решающую роль обычно играют трещины, служащие основными, если не единственными каналами фильтрации нефти из пласта в скважину. Фактически залежам здесь соответствуют зоны повышенной трещиноватости, изолированные от гидродинамических систем бассейна, поэтому режим добычи нефти никогда не бывает водонапорным, и максимальное использование природной энергии пласта и технологий поддержания пластового давления приобретают особо важное значение.
Однако, в отличие от залежей нефти в продуктивных толщах с дискретными ресурсами, между продуктивными зонами в толщах с непрерывными ресурсами иногда наблюдается естественная (а чаще создается искусственная) флюидодинамическая сообщаемость на большой площади, что способствует масштабной добычи нефти в рамках одного укрупненного промысла. При этом при создании искусственной флюидодинамической сообщаемости важную роль играет вовлечение в нее природных зон с повышенной продуктивностью (улучшенными коллекторскими свойствами), выявлению которых посвящены многие исследования [Technically Recoverable …, 2013].
Другая концепция, «объясняющая» особенности залегания нефти в сланцевой формации, предполагает закономерное распределение УВ в богатой органикой формации в зависимости от глубины залегания (палеотемпературы) и геологического строения самой формации и свойств вмещающих ее пород. Согласно представлениям авторов этой концепции собственно нефть в сланцах следует искать на глубинах, соответствующих «нефтяному окну». Для одних сланцевых формаций США принятие решений с использованием этой и похожих концепций позволяет повысить эффективность поисков нефти в сланцах, в условиях других формаций и бассейнов они почти не работают.
Литотипы пород в соответсвии с их минерально-компонентным составом
В связи с малыми длинами зондов наилучшей вертикальной разрешающей способностью обладают микрометоды (микропотенциал-, микроградиент-зонды, модификации микробокового каротажа, микроимиджеры). Нефокусированные методы сопротивления, такие как измерения градиент-зондами (боковое каротажное зондирование), в связи со сферическим истечением тока с питающего электрода отличаются сравнительно низкой вертикальной разрешающей способностью. Мощность пласта для достоверного определения его сопротивления не должна быть менее 3 м [Горбачев, 1990, Латышева и др., 2007].
Вертикальная разрешающая способность различных зондов индукционного каротажа по литературным данным [Высокочастотное …,1997, Theys, 1999] составляет порядка 2 метров.
При определении сопротивления высокоомного пласта методом ВИКИЗ измеряемый параметр соответствует истинному сопротивлению пласта только в случае, когда мощность пласта превышает длину зонда [Высокочастотное …,1997]. Длины зондов ВИКИЗ составляют от 50 см до 2 м.
Зонды глубинных модификаций бокового каротажа обеспечивают образование пучка токовых линий, исходящих от центрального электрода преимущественно в радиальном направлении, перпендикулярном оси скважины, что дает существенное снижение влияния вмещающих пород на показания зондов и повышает вертикальную разрешающую способность метода. По данным [Theys, 1999] вертикальная разрешающая способность бокового каротажа составляет около 60 см.
Возможность определения сопротивления высокоомного пласта В породах высокого сопротивления показания нефокусированных микрозондов зависят от условий прилегания башмака к неровной стенке скважины, поскольку на них оказывает большое влияние толщина слоя раствора, которым башмак отделен от породы [Латышева и др., 2007]. Показания микробокового каротажа менее искажены влиянием промывочной жидкости, однако и для МБК верхняя граница диапазона измеряемых сопротивлений не превышает 200 Омм. Фокусировка микроимиджеров выполнена с целью получения картины электропроводности стенок скважины для выделения интервалов коллекторов, трещин и оценки параметров трещиноватости [Латышева и др., 2007]. Очевидно, что корректное измерение сопротивления высокоомного пласта этими методами невозможно.
При измерении нефокусированными градиент- и потенциал-зондами большое влияние на корректность полученного сопротивления пласта оказывает отношение сопротивления пласта к сопротивлению скважины. При значении этого отношения более 200 шунтирующее влияние скважины возрастает, что недопустимо понижает точность измерения [Горбачев, 1990].
Индукционный каротаж на низких частотах (десятки и сотни кГц) неэфективен при сопротивлении пласта более 50 Омм, поскольку низкий уровень сигнала в приемной катушке ведет к нарастанию ошибок интерпретации. Для приборов с применением повышенной частоты (единицы МГц) ограничение измеряемого сопротивления может составлять до 200 Омм [Горбачев, 1990].
Диапазон удельных электрических сопротивлений пластов, которые могут быть корректно замерены методом ВИКИЗ, составляет: основной с погрешностью измерения не более 5% от 1 до 40 Омм, дополнительный с погрешностью измерения до 20% от 0.4 до 200 Омм [Аппаратура …,1997].
При выполнении бокового каротажа линии тока можно считать перпендикулярными цилиндрическим границам. Поэтому значение измеряемого кажущегося удельного электрического сопротивления в условиях отсутствия проникновения может быть записано как Rк = Gc Rc + Gп Rп, где Gc геометрический фактор скважины, Rc сопротивление скважины, Gп геометрический фактор пласта, Rп сопротивление пласта. Геометрический фактор скважины невелик и при Rп Rc влиянием скважины можно пренебречь [Горбачев, 1990]. Таким образом, боковой каротаж фактически единственный метод из вышеописанных, где повышение отношения сопротивления пласта к сопротивлению скважины ведет к повышению качества измерения сопротивления пласта.
Таким образом, в связи с высокой вертикальной разрешающей способностью бокового каротажа и возможностью получения корректных результатов при Rп Rc и сопротивлении пласта 200 Омм метод БК может быть рекомендован для изучения удельного электрического сопротивления отложений БС. Преимущества определения сопротивления пород методом БК в достаточной мере показаны на Рисунок 2.9.
В настоящее время в различных типах отечественной аппаратуры используются трех- и семиэлектродные модификации зондов бокового каротажа большой глубинности. Можно назвать также групповые зонды бокового каротажа, разработанные зарубежными компаниями: зонд HDLL ("Baker Atlas") и HRLL ("Schlumberger").
Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК) и нейтрон-гамма каротаж (НГК). Эти методы позволяют рассчитывать водородный индекс по показаниям нейтронного каротажа. Крайне желательно использовать спектрометрический импульсный нейтронный гамма-каротаж ИНГК-с (в модификации литокаротажа), например, прибором LithoScaner (Шлюмберже) или его российскими аналогамм. Эти методы позволяют оценить концентрации основных породообразующих элементов в породе: C, O, Si, Ca, Al, Mg и др.
Оценку проницаемости горных пород можно проводить путем пересчета результатов интерпретациих ЯМК и волнового акустического каротажа. Проницаемость рассчитывается путём моделирования волны Стоунли для эластичной среды и сравнения параметров смоделированной волны с параметрами волны, зарегистрированной в скважине. В случае выделения интервала, с проницаемостью, превышающей предел обнаружения, этот интервал может быть нефтеотдающим и его необходимо детально исследовать пластоиспытателем.
В результате проведенного расширенного комплекса литолого-геохимико-петрофизических исследований строится геолого-геофизический планшет, на который наносятся основные результаты исследований колонок керна. На Рисунок 2.10 представлен пример такого планшета для одной из скважин, вскрывшей разрез БС Салымского мегавала. На планшет вынесены содержания основных компонент породы в виде объемной модели (сумма составляющих равна 100%), данные по пористости (определенной по газу и керосину), проницаемости, результаты пиролитических исследований, и профильные измерения концентраций радиоактивных элементов, нанесенные на скважинные измерения.
В результате измерений концентраций минералов и содержания ОВ, выявлено, что породы БС, вскрытые даже одной скважиной крайне неоднородны. Поэтому для восстановления минерально-компонентного состава (МКС) пород по комплексу ГИС, необходим расширенный набор физических параметров. Прежде всего это элементный состав для минерально-компонентной матрицы и данные ЯМК для разделения УВ флюида по степени его связи с матрицей.
Вторичные преобразования породообразующих компонентов пород и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства
Для пород БС точная характеристика состава пород является сложной задачей. Литологическое и петрографическое описание не дает точной информации о количественных взаимоотношениях компонентов пород. В результате отложения БС до настоящего времени именуются рядом исследователей глинистыми (битуминозно- или сапропелево-глинистыми), хотя другие группы ученых давно говорят об отсутствии в пределах БС собственно глинистых пород, т.е. таких пород, у которых содержание глинистых минералов 50%.
С учетом всех перечисленных в первой главе недостатков существующих способов расчета состава пород, автором разработана следующая методика определения массового минерально-компонентного состава (ММКС) твердой фазы пород, содержащих повышенные концентрации керогена. В качестве базовых аналитических методов, необходимых для решения поставленной задачи, предлагается использовать совместно рентгенофазовый, рентгенофлуоресцентный и пиролитический анализы. Все эти методы определяют массовые концентрации отдельных составляющих горных пород. Рентгенофазовый анализ дает информацию о соотношении основных минеральных фазах. Рентгенофлуорисцентный анализ позволяет измерять концентрации основных породообразующих элементов. Однако оба эти метода не позволяют охарактеризовать содержание твердого органического вещества, поэтому автор предложил использовать метод пиролиза (как наиболее экспресный) для определения ТОС. Рентгенофазовый анализ Рентгенофазовый анализ проводился на рентгеновских дифрактометрах Thermo ARL XRA (http://www.thermoscientific.com/content/tfs/en/product/arl-xra-powder diffractometer.html), Дрон-4, JEOL/ В породах БС в рассматриваемых разрезах был выявлен следующий набор минеральных фаз, определяемых ренгенофазовым анализом: минералы группы кремнезема (халцедон, кварц – основные рефлексы 4,24 и 3,34), натриевый полевой шпат (альбит – 3.184 ), глинистые минералы (гидрослюда – 10 , смешанно-слойные с чередованием пакетов гидрослюды и монтмориллонита – 10 , а так же каолинит и хлорит), карбонатные минералы (кальцит – 3,02-3,03 , доломит – 2,89 , сидерит – 2,798-2,8 , анкерит), пирит – 2,69-2,71 , альбит – 3,17-3,20 , аппатит (Рисунок 2.23,Рисунок 3.3, Рисунок
В результате рентгенофазового минерального анализа образцов горной породы оценивается соотношение следующих минералов: раскриталлизованный кремнезем (кварц и/или халцедон), калиевый полевой шпат, гидрослюда, смешанно-слойные с чередованием пакетов гидрослюды и монтмориллонита, каолинит, хлорит, кальцит, доломит, сидерит, анкерит, пирит, альбит и аппатит. Необходимо отметить, что содержание данных минералов определяются без учета флюидов, органического вещества, аморфных агрегатов и тех глинистых минералов, которые не дают четких пиков (см.п.3.1). Для удобства дальнейшего анализа сумма минералов нормируется на 100 %.
Для расчета ММКС учет флюида не требуется, а вот содержание керогена нужно знать обязательно. Поэтому первым этапом расчета ММКС является определение содержания керогена. Наиболее оперативно оценку содержания керогена проводить по данным пиролиза. При этом нужно учитывать, что в результате пиролиза измеряется концентрация органического углерода (TOC – total organic carbon), а не содержание керогена. Дополнительно нужно учесть, что в поровом пространстве кроме нефти присутствуют сорбированные УВС. Поэтому для определения содержания керогена пиролитический анализ необходимо проводить после экстракции образца. Содержание керогена предлагается рассчитывать из Сорг по данным пиролиза с учетом степени катагенеза (оценивается по значениям параметров водородного индекса (HI) и температурного максимума пиролиза (Tmax)), по формуле:
Cкерогена= Cорг /a, (3.1) где Cкерогена и Cорг – массовые содержания керогена и органического углерода в породе, соответственно; a – доля углерода в керогене. В общем случае, при анализе высокоуглеродистых пород, концентрация керогена может быть получена несколькими способами. Наиболее прямым является следующий: проэкстрагированная измельченная порода взвешивается; затем обрабатывается соляной и плавиковой кислотой; остаток высушивается и взвешивается; затем проводится измерение содержания Fe; концентрация Fe пересчитывается на содержание пирита; масса пирита в остатке вычитается из общей массы остатка; после вычитания масса остатка делится на массу первичной навески (до воздействия кислот). Таким образом, отношение массы остатка за вычетом массы пирита к массе исходной навески и будет массовой долей керогена.
По другому способу (способ 2) измельченная порода подвергается пиролизу для измерения концентрации углерода (Сорг) и параметра Тмах – температуры максимума выхода пика S2, а результат измерения пересчитывается в содержание керогена через известную зависимость доли Сорг в керогене в зависимости от стадии катагенеза, определяемой через Тмах. Другим путем реализации этого способа (способ 2.1) является сбор коллекции образцов баженовской свиты, соответствующих разным стадиям катагенеза, проведение выделения керогена по первому способу, измерение концентраций углерода, водорода, азота, кислорода и серы, и построение зависимости Сорг в ОВ от стадии катагенеза.
Для пересчета Сорг в содержание ОВ автор предлагает использовать значения доли С в ОВ в зависимости от стадии катагенеза, приведенные в работе Баженовой О.К. [Баженова и др., 2000] (см.Рисунок 3.17). График для определения коэффициента пересчета приведен на Рисунок 3.18, построенном по данным Таблица 3.2 (значения сняты с Рисунок 3.17).
Следующая задача обусловлена тем, что отложения БС накапливались далеко от берега (до центра бассейна от любого берега было более 500 км), и вероятность того, что остатки высшей растительности достигнут этой части палебассейна, крайне низка. Следовательно, практически невозможно найти витринит для определения его отражательной способности (Ro). Поэтому для оценки стадии катагенеза отложений БС предлагается использовать параметр Tmax, определяемый при пиролизе. Пересчет Tmax в Ro, предлагается проводить в соответствии с данными, приводимыми в работе [Tsai et all, 2008]. Графически эти данные представлены на Рисунок 3.19.
Для расчета значений Ro корреляционная связь Tmax-Ro, приведенная на Рисунок 3.19, была оцифрована (результаты поточечной оцифровки, даны в Таблица 3.3) и аппроксимированна 4 полиноминальными функциями (см.Рисунок 3.20). Для уменьшения ошибок округления вместо Tmax использовались значения Tmax/100. Количество точек после запятой для констант было оставлено таким, каким выдавалось программой (это также позволяло уменьшать ошибки округления). Значения Tmax и Ro, для которых менялись аппроксимационные функции выделены цветом в Таблица 3.3 Таблица 3.2 Соотношение вклада углерода в ОВ и Ro