Нефтематеринские породы, созревание и миграция

Қысқаша негізгісі

Органическое вещество сохраняется там, где у дна мало кислорода и накапливается тонкий осадок: в застойных озёрах, изолированных морских бассейнах, болотах дельт. Нефтематеринской считают породу с содержанием органического углерода (TOC) не меньше примерно 0,5 %, хорошей — от 1–2 %.
Кероген — нерастворимая часть органического вещества. Типы I и II (водоросли, морской планктон) богаты водородом и дают в основном нефть, тип III (наземные растения) — в основном газ, тип IV почти ничего не даёт.
Пиролиз показывает, сколько углеводородов порода ещё может образовать ( $S_2$ ) и насколько богат водородом её кероген: $HI = 100\,S_2/TOC$ . $T_{max}$ и индекс продуктивности говорят о зрелости.
Созревание — химические реакции, скорость которых растёт с температурой экспоненциально, поэтому «горячо и недолго» может дать то же, что «теплее, но долго». Главный показатель зрелости — отражательная способность витринита $R_o$ : нефтяное окно примерно 0,6–1,3 %, выше — газ.
Первичная миграция — выход углеводородов из материнской породы, обычно по микротрещинам, когда генерация поднимает давление; вторичная — всплывание по проводящим пластам и разломам к ловушкам. До ловушек доходит лишь малая часть образовавшегося.
В залежи нефть продолжает меняться: при сильном нагреве крекинг превращает её в газ, в прохладных залежах (ниже примерно 80 °C) бактерии съедают лёгкие фракции, и нефть становится тяжёлой и вязкой.

Негізгі қатынастар

HI = \dfrac{100\,S_2}{TOC}

водородный индекс, мг углеводородов (УВ) на 1 г органического углерода ( $S_2$ в мг/г породы, TOC в % масс.)

PI = \dfrac{S_1}{S_1 + S_2}

индекс продуктивности — доля уже образовавшихся свободных углеводородов

\dfrac{k_2}{k_1} = \exp\left[\dfrac{E}{R}\left(\dfrac{1}{T_1} - \dfrac{1}{T_2}\right)\right]

ускорение реакции при нагреве от $T_1$ до $T_2$ (кельвины), закон Аррениуса

\lg R_o = a + b\,z

типичный тренд отражательной способности витринита с глубиной в разрезе без перерывов

Жиі қателіктер

Считать богатую органикой породу нефтематеринской, не оценив тип керогена и зрелость.
Переносить одни и те же температуры нефтяного окна на любой бассейн: границы зависят от типа керогена и скорости прогрева.
Путать современную температуру с наибольшей пережитой: после подъёма порода остывает, а зрелость остаётся.
Читать низкий HI зрелой породы как признак газоматеринского керогена: HI падает и при созревании.

Сабақтан кейін сіз

назвать условия накопления и сохранения органического вещества и типы керогена I–IV и связать тип с тем, что порода генерирует;
оценить нефтематеринскую породу по содержанию органического углерода и данным пиролиза: рассчитать водородный индекс и индекс продуктивности, определить тип керогена и зрелость;
объяснить, почему созревание зависит и от температуры, и от времени, и оценить по закону Аррениуса, во сколько раз нагрев ускоряет генерацию;
находить по профилю отражательной способности витринита глубины нефтяного и газового окон и признаки размыва;
описать первичную и вторичную миграцию, оценить генерированный объём и объяснить, почему до ловушек доходит лишь малая его часть;
перечислить процессы, меняющие нефть в залежи, — крекинг, деасфальтизацию, биодеградацию.

Органическое вещество и где оно сохраняется

Органическое вещество (ОВ) пород — остатки фитопланктона, водорослей, бактерий и наземных растений. Почти всё, что производит жизнь, окисляется и съедается ещё в воде и на дне; в осадок попадает малая доля, и ещё меньшая сохраняется. Три условия делают породу богатой органикой: высокая продуктивность воды, бескислородная (anoxic) обстановка у дна, где не работают аэробные бактерии и роющие организмы, и умеренная скорость накопления тонкого осадка — достаточная, чтобы быстро похоронить ОВ, но не такая, чтобы разбавить его минеральным материалом.

Поэтому материнские породы — это почти всегда тонкозернистые глинистые, глинисто-карбонатные или кремнистые породы и угли. Дело не только в застойной воде: в тонком иле кислород, поступающий сверху, быстро расходуется бактериями, а обновляться ему мешает низкая проницаемость осадка, так что уже в первых сантиметрах под дном среда становится восстановительной.

Где накапливаются нефтематеринские породы

Обстановка: Озёра с расслоенной водой
Что сохраняет органику: застойная бескислородная придонная вода
Какой кероген: водорослевый (тип I), нефтематеринский

Обстановка: Изолированные морские бассейны, зоны подъёма глубинных вод
Что сохраняет органику: застойное дно, высокая продуктивность планктона
Какой кероген: морской (тип II), нефтематеринский

Обстановка: Дельты и прибрежные болота
Что сохраняет органику: быстрое захоронение растительных остатков, торф и угли
Какой кероген: гумусовый (тип III), газоматеринский; угли, богатые смолами и кутикулами, дают и нефть

Обстановка: Открытое хорошо аэрируемое море
Что сохраняет органику: почти ничего
Какой кероген: окисленное ОВ (тип IV), бедные породы

Обстановка	Что сохраняет органику	Какой кероген
Озёра с расслоенной водой	застойная бескислородная придонная вода	водорослевый (тип I), нефтематеринский
Изолированные морские бассейны, зоны подъёма глубинных вод	застойное дно, высокая продуктивность планктона	морской (тип II), нефтематеринский
Дельты и прибрежные болота	быстрое захоронение растительных остатков, торф и угли	гумусовый (тип III), газоматеринский; угли, богатые смолами и кутикулами, дают и нефть
Открытое хорошо аэрируемое море	почти ничего	окисленное ОВ (тип IV), бедные породы

Схематично: в одном бассейне обстановки сменяют друг друга, и материнская толща бывает неоднородной.

Известные примеры морских материнских пород II типа в Евразии — баженовская свита Западной Сибири (верхняя юра — самый низ мела) и доманиковые отложения верхнего девона Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций: тёмные кремнисто-глинистые и глинисто-карбонатные толщи, органического углерода в которых обычно несколько процентов, а местами больше 10 %.

Кероген: типы и что они генерируют

При раннем захоронении (диагенезе) биополимеры — белки, углеводы, липиды, лигнин — частично разрушаются бактериями, а остальное конденсируется в сложное высокомолекулярное вещество. Его основная, нерастворимая в органических растворителях часть называется кероген (kerogen), обычно больше 90 % всего ОВ незрелой породы. Растворимую часть называют битумоидом (bitumen): в незрелой породе его мало, а в зрелой к нему прибавляются образовавшиеся углеводороды, ещё не покинувшие породу.

Что даст кероген при нагреве — нефть или газ, — определяет его строение, прежде всего содержание водорода. Длинные углеводородные цепи липидов (жиров и восков водорослей, спор, кутикул растений) превращаются в нефть; ароматические структуры лигнина древесины бедны водородом и дают в основном газ. Кероген делят на типы, которые первоначально выделили по атомным отношениям H/C и O/C (диаграмма Ван Кревелена).

Типы керогена

Тип: I
Исходное вещество: водоросли, в основном озёрные
HI незрелого керогена: больше 600
Что генерирует: нефть, часто парафинистую

Тип: II
Исходное вещество: морской планктон, бактерии
HI незрелого керогена: 300–600
Что генерирует: нефть и газ

Тип: III
Исходное вещество: наземные растения, древесина
HI незрелого керогена: 50–200
Что генерирует: в основном газ

Тип: IV
Исходное вещество: окисленное, переотложенное ОВ
HI незрелого керогена: меньше 50
Что генерирует: почти ничего

Тип	Исходное вещество	HI незрелого керогена	Что генерирует
I	водоросли, в основном озёрные	больше 600	нефть, часто парафинистую
II	морской планктон, бактерии	300–600	нефть и газ
III	наземные растения, древесина	50–200	в основном газ
IV	окисленное, переотложенное ОВ	меньше 50	почти ничего

HI — водородный индекс по пиролизу, мг углеводородов на 1 г органического углерода (см. ниже). Промежуточный тип II/III (HI 200–300) даёт и нефть, и газ; сернистый кероген II-S начинает генерировать раньше обычного II.

В углях и углистых породах органику различают под микроскопом по мацералам (macerals) — «минералам» органического вещества. Витринит образуется из древесины и коры и склонен давать газ; липтинит (экзинит) — из спор, пыльцы, смол, кутикул и водорослей — нефтематеринский; инертинит — обугленные и окисленные остатки — почти не генерирует. Витринит важен и сам по себе: по его отражательной способности оценивают зрелость.

Как оценивают материнскую породу: TOC и пиролиз

Образцы — шлам, керн, обнажения — отбирают из всех глинистых интервалов поисковых скважин. Содержание органического углерода (total organic carbon, TOC; в отечественной литературе $C_\text{орг}$ ) измеряют сжиганием образца после удаления карбонатов кислотой: по количеству выделившегося углекислого газа находят массовую долю углерода органики. TOC говорит о количестве ОВ, но не о том, что оно даст при нагреве.

Эту часть вопроса решает пиролиз (pyrolysis): несколько десятков миллиграммов измельчённой породы нагревают без доступа кислорода по стандартной программе и регистрируют, что выделяется. Первый пик $S_1$ (при температуре около 300 °C) — свободные углеводороды, уже образовавшиеся в породе. Второй пик $S_2$ (при нагреве примерно от 300 до 600 °C) — углеводороды, которые образуются при крекинге керогена прямо в приборе, то есть остаточный генерационный потенциал. $S_3$ — углекислый газ из кислородсодержащих групп керогена. Температура, при которой выход $S_2$ наибольший, — $T_{max}$ — растёт по мере созревания породы.

Водородный и кислородный индексы

HI = \frac{100\,S_2}{TOC},\qquad OI = \frac{100\,S_3}{TOC}

мұндағы:

$HI$ водородный индекс (hydrogen index), мг УВ/г $C_\text{орг}$
$OI$ кислородный индекс (oxygen index), мг CO₂/г $C_\text{орг}$
$S_2$ углеводороды крекинга керогена при пиролизе, мг УВ/г породы (= кг/т)
$S_3$ углекислый газ из керогена при пиролизе, мг CO₂/г породы
$TOC$ содержание органического углерода, % масс.

Бірліктер: как указано; $TOC/100$ — граммы органического углерода на грамм породы, поэтому $100\,S_2/TOC$ — миллиграммы УВ на грамм углерода

Мына жағдайда орындалады

образец не загрязнён буровым раствором на углеводородной основе, мигрировавшей нефтью или выветриванием;
для определения исходного типа керогена нужен незрелый или слабозрелый образец: при созревании HI уменьшается.

HI — сколько углеводородов способен дать каждый грамм органического углерода: чем больше водорода в керогене, тем выше HI и тем больше нефти. На графике HI против OI незрелые керогены разных типов занимают разные области, а по мере созревания точки смещаются к началу координат.

Индекс продуктивности

PI = \frac{S_1}{S_1 + S_2}

мұндағы:

$PI$ индекс продуктивности (production index), доля уже образовавшихся свободных углеводородов, —
$S_1$ свободные углеводороды в породе, мг УВ/г породы
$S_2$ остаточный генерационный потенциал керогена, мг УВ/г породы

Бірліктер: безразмерный

Мына жағдайда орындалады

часть образовавшихся углеводородов уже покинула породу, поэтому PI — нижняя оценка доли преобразованного керогена;
мигрировавшая нефть и добавки раствора завышают $S_1$ и PI.

У незрелой породы PI обычно меньше 0,1, в нефтяном окне растёт до 0,2–0,4 и выше. Высокий PI при низком $T_{max}$ — признак не зрелости, а мигрировавших в образец углеводородов или загрязнения.

Генерационный потенциал по TOC и S₂ (незрелые и слабозрелые породы)

Оценка: Бедная
TOC, %: меньше 0,5
$S_2$ , мг/г: меньше 2,5

Оценка: Средняя
TOC, %: 0,5–1
$S_2$ , мг/г: 2,5–5

Оценка: Хорошая
TOC, %: 1–2
$S_2$ , мг/г: 5–10

Оценка: Очень хорошая
TOC, %: 2–4
$S_2$ , мг/г: 10–20

Оценка: Превосходная
TOC, %: больше 4
$S_2$ , мг/г: больше 20

Оценка	TOC, %	$S_2$ , мг/г
Бедная	меньше 0,5	меньше 2,5
Средняя	0,5–1	2,5–5
Хорошая	1–2	5–10
Очень хорошая	2–4	10–20
Превосходная	больше 4	больше 20

Распространённые ориентиры; для глинистых пород. В зрелых породах $S_2$ уже частично израсходован, и их потенциал оценивают по восстановленным исходным значениям.

Есептеу мысалыОценка образца по пиролизу

Бастапқы деректер (шартты)

Образец: тёмный аргиллит из керна поисковой скважины
TOC: 3,2 %
$S_1$ , $S_2$ , $S_3$: 1,1 мг/г; 14,4 мг/г; 1,0 мг/г
$T_{max}$: 438 °C
Толщина и плотность пачки для оценки ресурса: 30 м; 2,5 т/м³

Шешім

Водородный индекс: $HI = 100\cdot 14{,}4/3{,}2 = 450$ мг УВ/г $C_\text{орг}$ ; кислородный: $OI = 100\cdot 1{,}0/3{,}2 = 31$ мг CO₂/г $C_\text{орг}$ . Высокий HI при низком OI — кероген II типа, нефтематеринский.
Индекс продуктивности: $PI = 1{,}1/(1{,}1 + 14{,}4) = 0{,}07$ ; вместе с $T_{max}$ = 438 °C это начало нефтяного окна: генерация только началась.
Генерационный потенциал $S_1 + S_2 = 15{,}5$ кг углеводородов на тонну породы, TOC 3,2 % — очень хорошая материнская порода.
На 1 км² пачка содержит $10^6\cdot 30\cdot 2{,}5 = 75$ млн т породы. При полном преобразовании остаточного потенциала $S_2$ она дала бы 1,08 млн т углеводородов — около 8 млн баррелей нефти (при плотности 850 кг/м³).

Жауап: Очень хорошая нефтематеринская порода с керогеном II типа (HI около 450), только вступившая в нефтяное окно; потенциал — около 1,08 млн т углеводородов на квадратный километр пачки.

Бұл нені білдіреді. Это верхняя оценка того, что порода может образовать. Сколько образуется на деле, решает погружение: здесь, в точке отбора, порода лишь начала генерировать, а в более погружённой части бассейна (очаге генерации) она может быть в пике нефтяного окна. До ловушек из образовавшегося дойдёт лишь часть — см. раздел о миграции. Данные примера условные.

СызбаТипы керогена на графике водородного индекса против кислородного. Линии — пути, по которым смещаются незрелые керогены при созревании (к началу координат); точка — образец из примера. Схема по типичным значениям.

Материнские породы на каротаже

Богатые органикой глины часто выделяются на кривых ГИС (геофизических исследований скважин): повышенным гамма-каротажем (ГК) за счёт урана, накапливающегося в бескислородных осадках (Гамма-каротаж и спектрометрия естественной радиоактивности), пониженной плотностью и скоростью звука (кероген лёгкий), а в зрелых породах — и высоким сопротивлением. На этом основаны способы оценки TOC по совмещению кривых сопротивления и акустического каротажа; их калибруют по керну и шламу.

Созревание: температура и время

С погружением органическое вещество проходит стадии, которые геохимики называют диагенезом, катагенезом и метагенезом. При диагенезе — пока погружение невелико, а температура не выше примерно 50–60 °C, — бактерии образуют биогенный метан, а остатки ОВ превращаются в кероген. При катагенезе кероген разлагается под действием тепла: сначала образуется нефть с газом (нефтяное окно, oil window), затем нефть и тяжёлые компоненты крекируются в жирный газ и конденсат. При метагенезе остаётся лишь сухой газ — метан, а кероген превращается в углеродистый остаток.

В отечественной литературе стадии катагенеза обозначают по шкале углефикации: протокатагенез (ПК), мезокатагенез (МК1–МК5) и апокатагенез (АК). Интервал основного образования нефти называют главной фазой нефтеобразования (ГФН); в целом он соответствует нефтяному окну.

Разложение керогена — химические реакции, и их скорость определяет температура. Нефть начинает образовываться примерно при 60–100 °C, основная её масса — примерно при 100–150 °C, но точные числа зависят от типа керогена и от того, как долго порода прогревалась. Скорость реакции растёт с температурой экспоненциально — по закону Аррениуса:

Закон Аррениуса для скорости разложения керогена

k = A\,\e^{-E/(RT)}

мұндағы:

$k$ константа скорости реакции первого порядка: доля ещё не разложившегося керогена, разлагающаяся за единицу времени, 1/с (или 1/млн лет)
$A$ предэкспоненциальный множитель, те же, что у $k$
$E$ энергия активации; для реакций разложения керогена обычно 200–250 кДж/моль, Дж/моль
$R$ универсальная газовая постоянная, 8,314 Дж/(моль·К), Дж/(моль·К)
$T$ абсолютная температура, К

Бірліктер: СИ; температура только в кельвинах ( $T = t + 273{,}15$ )

Мына жағдайда орындалады

реакция первого порядка с одной энергией активации — упрощение: реальный кероген — смесь структур с распределением энергий активации;
параметры $A$ и $E$ определяют лабораторным пиролизом при нескольких скоростях нагрева и переносят на геологическое время.

Отношение скоростей при двух температурах $k_2/k_1 = \exp[(E/R)(1/T_1 - 1/T_2)]$ не зависит от $A$ . Из-за большой энергии активации каждые 10 °C в интервале 100–130 °C ускоряют реакцию в несколько раз, поэтому время и температура взаимозаменяемы: короткий горячий эпизод может дать ту же зрелость, что долгое пребывание при более низкой температуре.

Есептеу мысалыВо сколько раз нагрев ускоряет созревание

Бастапқы деректер (шартты)

Энергия активации $E$: 210 кДж/моль
Температуры: 100, 110 и 130 °C

Шешім

Переводим в кельвины: 373,15; 383,15 и 403,15 К. Множитель $E/R = 210\,000/8{,}314 = 25\,259$ К.
От 100 до 110 °C: $k_2/k_1 = \exp[25\,259\cdot(1/373{,}15 - 1/383{,}15)] = 5{,}9$ .
От 100 до 130 °C: $k_2/k_1 = 154$ . Значит, миллион лет при 130 °C даёт примерно то же преобразование, что 154 млн лет при 100 °C.
Обратный вопрос: на сколько градусов нужно нагреть породу, чтобы в 10 раз более короткое время дало ту же зрелость? Около 115 °C это $\Delta T \approx \dfrac{RT^2}{E}\ln 10 = 14$ °C.

Жауап: Нагрев на 10 °C ускоряет реакцию примерно в 5,9 раза, на 30 °C — примерно в 154 раза; десятикратная разница во времени компенсируется разницей температур около 14 °C.

Бұл нені білдіреді. Отсюда практический вывод: в молодых быстро погружающихся бассейнах материнская порода успевает пройти нефтяное окно при более высоких температурах, чем в древних медленных. Поэтому «окно 100–130 °C» из примеров уроков Нефтяная система и концепция плея и Ловушки и время их формирования — условность, а не константа. Энергия активации взята типичная для керогена II типа; при 180 кДж/моль ускорение от 100 до 130 °C — около 75 раз, при 240 кДж/моль — около 316. Данные примера условные.

Отражательная способность витринита и окна генерации

Зрелость нельзя вычислить только по современной температуре: важна вся история прогрева. Её «записывают» необратимые изменения самого ОВ. Главный показатель — отражательная способность витринита (vitrinite reflectance, $R_o$ ): доля света, отражённого полированной поверхностью частиц витринита под микроскопом в иммерсионном масле, в процентах. С созреванием ароматические структуры витринита укрупняются и упорядочиваются, и он отражает всё больше света. $R_o$ фиксирует наибольшую пережитую температуру с учётом времени и не уменьшается при остывании.

Стадии зрелости и что образуется

Стадия: Незрелая (диагенез)
$R_o$ , %: меньше 0,6
$T_{max}$ , °C: меньше 435
Что образуется: биогенный метан на малых глубинах

Стадия: Нефтяное окно, начало
$R_o$ , %: 0,6–0,65
$T_{max}$ , °C: 435–445
Что образуется: первая нефть

Стадия: Нефтяное окно, пик
$R_o$ , %: 0,65–0,9
$T_{max}$ , °C: 445–450
Что образуется: основная масса нефти

Стадия: Нефтяное окно, конец
$R_o$ , %: 0,9–1,3
$T_{max}$ , °C: 450–470
Что образуется: лёгкая нефть и газ

Стадия: Жирный газ и конденсат
$R_o$ , %: 1,3–2,0
$T_{max}$ , °C: больше 470
Что образуется: газ с жидкими УВ; нефть крекируется

Стадия: Сухой газ (метагенез)
$R_o$ , %: 2,0–4
$T_{max}$ , °C: —
Что образуется: метан

Стадия	$R_o$ , %	$T_{max}$ , °C	Что образуется
Незрелая (диагенез)	меньше 0,6	меньше 435	биогенный метан на малых глубинах
Нефтяное окно, начало	0,6–0,65	435–445	первая нефть
Нефтяное окно, пик	0,65–0,9	445–450	основная масса нефти
Нефтяное окно, конец	0,9–1,3	450–470	лёгкая нефть и газ
Жирный газ и конденсат	1,3–2,0	больше 470	газ с жидкими УВ; нефть крекируется
Сухой газ (метагенез)	2,0–4	—	метан

Ориентировочные границы для керогена II типа; для I и III типов, а также для керогена II-S они смещаются. Выше $R_o \approx 4$ % порода перезрелая и уже почти ничего не генерирует.

СызбаШкала зрелости: отражательная способность витринита (логарифмическая шкала), стадии преобразования ОВ, продукты генерации и ориентировочные значения

T_{max}

. Схема по типичным значениям для керогена II типа.

Витринит есть не везде: его мало в морских глинах и почти нет в породах древнее девона, когда наземная растительность ещё не распространилась. Тогда зрелость оценивают по $T_{max}$ , по цвету спор и пыльцы, по окраске конодонтов (микроскопических зубных элементов древних животных) в карбонатах, по составу биомаркеров.

В разрезе без перерывов $R_o$ растёт с глубиной примерно экспоненциально, и в координатах « $\lg R_o$ — глубина» точки ложатся на прямую. По такому профилю находят глубины границ окон генерации, а продлив прямую вверх — оценивают размыв: у поверхности свежих осадков $R_o$ около 0,2 %.

Профиль отражательной способности витринита

\lg R_o = a + b\,z

мұндағы:

$R_o$ отражательная способность витринита, %
$z$ глубина, м
$a,\ b$ коэффициенты прямой, подобранные по замерам в скважине; $b$ — прирост $\lg R_o$ на метр, —, 1/м

Бірліктер: $R_o$ в %, $z$ в м; $\lg$ — десятичный логарифм

Мына жағдайда орындалады

эмпирическая связь для разреза с непрерывным погружением и неизменным геотермическим режимом;
на поверхностях размыва профиль ступенчато смещается, в интервалах с изменившимся тепловым потоком меняется наклон;
замеры отбракованы: обвальный шлам, переотложенный витринит и заниженные значения в породах, богатых водородом, дают выбросы.

Наклон $b$ отражает, насколько быстро зрелость растёт с глубиной, то есть геотермический градиент в прошлом. Если прямая пересекает уровень 0,2 % выше современной поверхности, над разрезом, вероятно, была размыта толща.

Есептеу мысалыГлубина нефтяного окна и размыв по профилю витринита

Бастапқы деректер (шартты)

Средние замеры $R_o$ в скважине: 0,48 % на глубине 1500 м; 0,88 % на 3000 м
Границы нефтяного окна: $R_o$ = 0,6 и 1,3 %
$R_o$ свежих осадков у поверхности: около 0,2 %

Шешім

Глубину удобно считать в километрах. Наклон: $b = \dfrac{\lg 0{,}88 - \lg 0{,}48}{3{,}0 - 1{,}5} = 0{,}175$ на километр; отрезок $a = \lg 0{,}48 - 0{,}175\cdot 1{,}5 = -0{,}582$ , то есть у современной поверхности $R_o = 0{,}26$ %.
Кровля нефтяного окна ( $R_o$ = 0,6 %): $z = (\lg 0{,}6 - a)/b$ ≈ 2050 м; подошва (1,3 %): 3970 м; сухой газ ( $R_o$ = 2,0 %) — глубже 5030 м.
Уровень 0,2 %: $z$ ≈ −670 м, то есть примерно на 670 м выше современной поверхности.

Жауап: Нефтяное окно в этом разрезе — примерно от 2050 до 3970 м; профиль указывает на размыв порядка 670 м.

Бұл нені білдіреді. Материнская порода, залегающая здесь на 3400 м, имеет $R_o$ около 1,03 % — она во второй половине нефтяного окна. Оценка размыва грубая: тот же сдвиг профиля дал бы и более высокий тепловой поток в прошлом, поэтому её проверяют другими данными — трендами уплотнения глин, трековым анализом апатита, региональной геологией. Размыв означает, что порода сегодня холоднее, чем была: генерация в ней замедлилась или остановилась (Ловушки и время их формирования). Данные примера условные.

ЕсептеуПрофиль отражательной способности витринита из примера: логарифмическая шкала

R_o

, глубина вниз. Прямая через два замера пересекает границы нефтяного окна на глубинах около 2050 и 3970 м, а уровень 0,2 % — примерно на 670 м выше современной поверхности.

Первичная и вторичная миграция

Первичная миграция (primary migration, expulsion; в отечественной литературе также эмиграция) — выход углеводородов из материнской породы. Порода глинистая, её проницаемость — нанодарси, и нефть не может просто вытечь из неё. Пока образовавшиеся углеводороды не заполнят поры и не насытят сорбционную ёмкость керогена, они остаются в породе, поэтому бедные породы (TOC меньше примерно 0,5 %) почти ничего не отдают. Разложение керогена увеличивает объём вещества в порах: продукты менее плотные, чем кероген, особенно газ. Давление растёт, и когда оно превышает прочность породы, возникают микротрещины, по которым нефть уходит толчками, после чего трещины смыкаются. Этот же механизм — одна из причин аномально высоких давлений (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание).

Долю образовавшихся углеводородов, покинувших материнскую породу, называют коэффициентом эмиграции (expulsion efficiency). Он велик — по оценкам, до 60–90 % — у богатых органикой пород, особенно переслаивающихся с алевролитами, по которым нефти легче выйти, и мал у бедных пород, где образовавшееся почти целиком удерживается керогеном.

Вторичная миграция (secondary migration) — движение углеводородов от очага генерации к ловушкам по пластам-проводникам (carrier beds) и разломам. Движущая сила — плавучесть: нефть и газ легче воды. Противодействует ей капиллярное давление входа в поровые каналы (Коллектор и покрышка): углеводороды идут по самым крупным каналам узкими струйками под кровлей проводника, задерживаются под малопроницаемыми прослоями, пока не наберут высоту столба, достаточную для прорыва, и оставляют за собой остаточную насыщенность. Потоки пластовых вод могут отклонять путь миграции. Расстояния миграции — от сотен метров до десятков и даже сотен километров.

Всё это делает вторичную миграцию малоэффективной: большая часть образовавшегося остаётся в материнской породе, рассеивается по путям миграции и уходит через несовершенные покрышки. Поэтому оценка заряда ловушки — это баланс масс: сколько образовалось в очаге, сколько вышло и какая доля дошла до ловушек.

Масса углеводородов, образовавшихся в очаге генерации

M = A\,h\,\rho_r\,S_2^{\,0}\,\mathrm{TR}

мұндағы:

$M$ масса образовавшихся углеводородов, кг
$A$ площадь зрелой материнской породы (очага генерации), м²
$h$ эффективная толщина материнской породы, м
$\rho_r$ плотность породы, т/м³
$S_2^{\,0}$ исходный генерационный потенциал — $S_2$ незрелой породы той же пачки, кг УВ/т породы
$\mathrm{TR}$ степень преобразования керогена (transformation ratio): доля исходного потенциала, реализованная к данному моменту, —

Бірліктер: $A$ в м², $h$ в м, $\rho_r$ в т/м³ — их произведение даёт массу породы в тоннах; $S_2^{\,0}$ в кг/т, поэтому $M$ получается в килограммах

Мына жағдайда орындалады

толщина, TOC и тип керогена по очагу осреднены; на деле их картируют;
степень преобразования оценивают по снижению HI или по модели прогрева;
результат — образовавшаяся, а не вышедшая и тем более не накопленная масса.

Умножив $M$ на коэффициент эмиграции, получают массу, вышедшую из породы; до ловушек доходит лишь её часть. Оценка грубая, но полезная: её сравнивают с объёмами найденных залежей, и если образовалось меньше, чем уже открыто, в модели ошибка.

Есептеу мысалыСколько нефти мог дать очаг генерации

Бастапқы деректер (шартты)

Площадь очага (порода в нефтяном окне): 150 км²
Толщина и плотность материнской породы: 30 м; 2,5 т/м³
Исходный потенциал $S_2^{\,0}$: 14,4 кг/т (по образцу выше, в котором генерация только началась)
Степень преобразования TR: 0,65
Коэффициент эмиграции: 0,7
Доля образовавшегося, дошедшая до ловушек: 5 % (предположение)

Шешім

Масса породы: $150\cdot 10^6\ \text{м}^2\cdot 30\ \text{м}\cdot 2{,}5 = 11{,}25$ млрд т.
Образовалось: $M = 11{,}25\cdot 10^9\ \text{т}\cdot 14{,}4\ \text{кг/т}\cdot 0{,}65$ , то есть 105 млн т углеводородов (1 млн т = $10^9$ кг).
Вышло из материнской породы: $105\cdot 0{,}7 = 74$ млн т.
Дошло до ловушек: $105\cdot 0{,}05 = 5{,}3$ млн т — около 6,2 млн м³, или 39 млн баррелей нефти (плотность 850 кг/м³).

Жауап: Очаг мог образовать около 105 млн т углеводородов, а в ловушки при принятых допущениях попало бы лишь около 5,3 млн т.

Бұл нені білдіреді. Из-за потерь при миграции даже большой объём генерации превращается в скромные запасы. Самая неопределённая величина здесь — доля, дошедшая до ловушек: по изученным нефтяным системам она обычно составляет единицы процентов и сильно различается. Поэтому оценку используют как проверку правдоподобия: хватает ли очага для заполнения ловушек, которые собираются бурить. Данные примера условные.

Что происходит с нефтью в ловушке

Залежь — не консервная банка: состав нефти продолжает меняться, и инженер получает в скважине результат всей этой истории (Типы пластовых флюидов).

Термический крекинг. При погружении залежи нефть становится легче и газонасыщеннее; при температурах выше примерно 150–160 °C (с учётом времени) она постепенно крекируется в газ и твёрдый остаток — пиробитум.
Деасфальтизация. Поступление газа в нефтяную залежь делает нефть хуже растворителем для асфальтенов, и они выпадают в осадок, иногда слоем у водонефтяного контакта.
Водная промывка. Движущиеся пластовые воды растворяют и уносят наиболее растворимые лёгкие углеводороды, прежде всего ароматические.
Биодеградация. В залежах с температурой ниже примерно 80 °C бактерии, живущие в воде у водонефтяного контакта, поглощают сначала нормальные алканы, затем другие компоненты. Нефть тяжелеет, её вязкость и содержание серы растут: так образуются многие залежи тяжёлой нефти. Если залежь когда-то прогревалась выше примерно 80–90 °C, а затем была поднята, она может остаться «стерильной».

Нефть сохраняет «отпечатки» своего источника. Распределение нормальных алканов на хроматограммах, состав биомаркеров (biomarkers) — молекул, унаследованных от исходных организмов, — и изотопный состав углерода позволяют сопоставить нефти друг с другом и с экстрактами из материнских пород. Так устанавливают, какая толща питает залежи, с какой стороны и в какой последовательности заполнялись ловушки, а для разработки — где проходят барьеры: если нефти соседних блоков одной залежи различаются по составу, между блоками, скорее всего, нет сообщения.

Терминдер мен белгілер

Кероген: нерастворимое в органических растворителях органическое вещество пород; при нагреве образует нефть и газ.
Битумоид: растворимая часть органического вещества породы; включает образовавшиеся, но не вышедшие углеводороды.
TOC ( $C_\text{орг}$ ): содержание органического углерода в породе, % масс.
Водородный индекс HI: $100\,S_2/TOC$ , мг УВ на 1 г органического углерода; показывает тип керогена и остаточный потенциал.
$T_{max}$: температура наибольшего выхода углеводородов при пиролизе; растёт с созреванием.
Отражательная способность витринита $R_o$: доля света, отражённого витринитом, %; главный показатель зрелости.
Нефтяное окно: интервал зрелости (примерно $R_o$ 0,6–1,3 %), в котором образуется основная масса нефти; в отечественной литературе — главная фаза нефтеобразования.
Очаг генерации: область, где материнская порода находится в окне генерации (kitchen).
Первичная миграция (эмиграция): выход углеводородов из материнской породы; вторичная миграция — движение по пластам-проводникам к ловушкам.
Коэффициент эмиграции: доля образовавшихся углеводородов, покинувших материнскую породу.
Биодеградация: разрушение нефти бактериями в прохладных залежах; делает нефть тяжелее и вязче.

Жиі қателіктер

Қате

«Чем глубже погружена материнская порода, тем больше нефти».

Шын мәнінде

Только до конца нефтяного окна. Глубже нефть крекируется в газ, а перезрелая порода почти ничего не генерирует.

Қате

«Низкий водородный индекс — значит, кероген газоматеринский».

Шын мәнінде

HI уменьшается и при созревании. Тип керогена определяют по незрелым образцам или с учётом $T_{max}$ и $R_o$ .

Қате

«Нефтяное окно — это всегда 100–150 °C».

Шын мәнінде

Температуры окна зависят от типа керогена и скорости прогрева: при быстром прогреве тот же кероген созревает при более высокой температуре. Зрелость проверяют по $R_o$ и $T_{max}$ .

Қате

«Нефть мигрирует всем объёмом пласта-проводника».

Шын мәнінде

Она идёт узкими струйками по самым крупным каналам под кровлей проводника и теряет по пути заметную часть объёма; до ловушек обычно доходит лишь малая доля образовавшегося.

Қате

«Раз ГК в глинах высокий, это материнская порода».

Шын мәнінде

Уран накапливается в бескислородных осадках, но бывает и в других породах; высокий ГК — повод отобрать образцы на TOC и пиролиз, а не вывод.

Толық: тереңдетілген

Скорость прогрева и температура окна

Пусть порода нагревается с постоянной скоростью $\beta$ (градусов за миллион лет). Для реакции первого порядка с энергией активации $E$ заданная степень преобразования достигается при температуре, где $\dfrac{A R T^2}{\beta E}\,\e^{-E/(RT)}$ принимает одно и то же значение. Отсюда, если скорость прогрева изменить в $\beta_2/\beta_1$ раз, температура той же зрелости сдвинется примерно на

Сдвиг температуры окна при другой скорости прогрева

\Delta T \approx \frac{R\,T^2}{E}\,\ln\frac{\beta_2}{\beta_1}

мұндағы:

$\Delta T$ насколько выше окажется температура той же степени преобразования при более быстром прогреве, К (= °C)
$T$ характерная температура генерации, К
$E$ энергия активации, Дж/моль
$\beta_1,\ \beta_2$ скорости прогрева породы, °C/млн лет

Бірліктер: СИ; $\ln$ — натуральный логарифм

Мына жағдайда орындалады

постоянная скорость прогрева и одна энергия активации;
$\Delta T$ мало по сравнению с $T$ (изменением множителя $T^2$ пренебрегают).

При $E$ = 210 кДж/моль и $T \approx 390$ К ускорение прогрева в 10 раз поднимает температуру окна примерно на 14 °C. Бассейн, прогревающийся на 10 °C за миллион лет, проходит нефтяное окно заметно горячее, чем бассейн, прогревающийся на 1 °C за миллион лет.

Материнская порода как объект добычи

Часть образовавшихся углеводородов не покидает материнскую породу. В зрелых богатых толщах её достаточно, чтобы добывать нефть и газ прямо из них горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом (Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин). Для таких объектов важны те же параметры — TOC, тип керогена, зрелость, — но добавляются хрупкость породы, давление и доля свободных углеводородов ( $S_1$ ). Пример — баженовская свита, которую изучают и разрабатывают и как материнскую породу, и как нетрадиционный коллектор.

Басқа тақырыптармен байланыс

Нефтяная система и концепция плея — место материнской породы в нефтяной системе и оценке плея.
Ловушки и время их формирования — кривые погружения, время генерации и почему ловушка должна быть старше миграции.
Коллектор и покрышка — плавучесть и давление входа — силы, управляющие вторичной миграцией.
Гамма-каротаж и спектрометрия естественной радиоактивности — уран и повышенный ГК богатых органикой глин.
Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание — генерация углеводородов как причина аномально высоких давлений.
Типы пластовых флюидов — почему нефти и газы залежей так различаются по составу.
Пластовая вода и пластовая температура — геотермический градиент и пластовая температура.
Геологический риск и вероятность успеха — как заряд ловушки входит в вероятность геологического успеха.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Незрелый образец: TOC 5,0 %, $S_2$ 35 мг/г, $T_{max}$ 432 °C. Что это за порода?
1. А.Бедная газоматеринская порода в газовом окне
2. Б.Перезрелая порода
3. В.Богатая порода с керогеном I типа, ещё не вошедшая в нефтяное окно
4. Г.Средняя порода с керогеном III типа в пике нефтяного окна
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Богатая порода с керогеном I типа, ещё не вошедшая в нефтяное окно
$HI = 100\cdot 35/5{,}0 = 700$ мг УВ/г $C_\text{орг}$ — больше 600, кероген I типа (водорослевый, нефтематеринский). TOC 5 % и $S_2$ 35 мг/г — превосходный потенциал. $T_{max}$ 432 °C меньше 435 °C — порода незрелая.
2
По пиролизу: $S_1$ = 3,0 мг/г, $S_2$ = 4,0 мг/г, TOC 2,0 %, $T_{max}$ 452 °C. Найдите HI и PI и оцените зрелость.
Жауабын көрсету
$HI = 100\cdot 4{,}0/2{,}0 = 200$ ; $PI = 3{,}0/(3{,}0 + 4{,}0) \approx 0{,}43$ . При $T_{max}$ 452 °C порода — во второй половине нефтяного окна: большая часть потенциала уже реализована, поэтому невысокий HI не означает газоматеринский кероген. Исходный тип определяют по менее зрелым образцам той же толщи.
3
Отражательная способность витринита материнской породы в очаге — 1,6 %. Что она сейчас генерирует?
1. А.Только биогенный метан
2. Б.Жирный газ и конденсат
3. В.Ещё ничего: порода незрелая
4. Г.Основную массу нефти
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Жирный газ и конденсат
$R_o$ 1,6 % — между 1,3 и 2,0 %: нефтяное окно пройдено, образуются жирный газ и конденсат, ранее образовавшаяся нефть крекируется. Ловушки, которые заполнятся сейчас, получат в основном газ.
4
Одна и та же материнская порода в двух бассейнах вошла в пик нефтяного окна при 115 и 135 °C. Как это объяснить?
Жауабын көрсету
Созревание зависит от температуры и времени. В бассейне, где порода погружалась и прогревалась быстро, у реакций было меньше времени, и нужная степень преобразования достигнута при более высокой температуре. По закону Аррениуса десятикратное ускорение прогрева поднимает температуру окна примерно на 13–15 °C, так что разница в 20 °C соответствует скоростям прогрева, различающимся в десятки раз.
5
Чем первичная миграция отличается от вторичной?
1. А.Первичная — выход углеводородов из материнской породы, вторичная — их движение по пластам-проводникам к ловушке
2. Б.Первичная — движение нефти к скважине при добыче, вторичная — при заводнении
3. В.Первичная — движение газа, вторичная — нефти
4. Г.Разницы нет
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Первичная — выход углеводородов из материнской породы, вторичная — их движение по пластам-проводникам к ловушке
Первичная миграция (эмиграция) — выход из малопроницаемой материнской породы, обычно по микротрещинам при росте давления генерации. Вторичная — всплывание по проницаемым пластам и разломам под действием плавучести, против капиллярных сил, до ловушки.
6
В двух залежах одного пласта нефть сильно различается: в залежи при 65 °C — тяжёлая и вязкая, в залежи при 95 °C — лёгкая. Какое объяснение наиболее вероятно?
Жауабын көрсету
Биодеградация: при температуре ниже примерно 80 °C бактерии у водонефтяного контакта поглощают лёгкие компоненты, и нефть тяжелеет. В более горячей залежи бактерии не выживают, и нефть сохраняет исходный состав. Это проверяют по хроматограммам (потеря нормальных алканов) и по биомаркерам.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.