Rock shale mineral composition influence on oil and gas generation process (results from laboratory experiments)

The paper presents the results of the hydrothermal processes of organic matter transformation in the rocks of the Bazhenov Formation and the Domanik horizon laboratory modeling. Shortterm exposure of samples to high temperatures (350 C) and reservoir pressures (300 atm) in the presence of water made it possible to simulate the processes that could take place in the reservoir, and to transform kerogen up to 70% in the rocks initially containing immature kerogen or kerogen in the beginning of the oil window. It was found that the amount of liquid hydrocarbon compounds generated during cracking mainly linearly depends on the content of organic matter in the rocks, while the gas generation is described by a rate function. The mineral composition of rocks does not affect the size of the formed pores, but in some cases it controls the amount of formed hydrocarbon compounds and the composition of the liquid products. It is shown that the increase in the amount of carbonate material in the rocks inhibits oil and gas generation process, there are lower amounts of light components in the products, and some of hopanes are absent. At the same time, high concentrations of siliceous material in the rocks with low amount of other components and, probably, the presence of pyrite can stimulate the generation process, in some cases allowing an increase in the amount of produced “synthetic” oil and gas, to achieve a greater variety of reaction products. The results obtained in general make it possible to examine the processes of individual hydrocarbon compounds formation during hydrothermal processes, to identify catalysts and inhibitors of the generation mechanism, and also, from a practical point of view, to propose conditions for reservoirs stimulation and development of technologies for increasing oil production and generation of oil with a controlled composition in situ.

1. Белецкая С.Н. Первичная миграция нефти. М.: Недра, 1990. 288 с.

2. Белецкая С.Н. Механизмы и факторы первичной миграции нефти. Моделирование первично-миграционных процессов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. № 2.

3. Белкин В.И., Ефремов В.П., Каптелинин Н.Р. Модель коллекторов нефти баженовской свиты Салымского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1983. № 10. С. 27–31.

4. Бурдельная Н.С., Бушнев Д.А., Мокеев М.В. Экспериментальное моделирование катагенеза средневолжского горючего сланца // Вестн. ин-та геол. Коми науч. центра Урал. отд. РАН. 2012. № 11. С. 18–22.

5. Бычков А.Ю., Калмыков А.Г., Бугаев И.А. и др. Экспериментальные исследования получения углеводородных флюидов из пород баженовской свиты при гидротермальном воздействии // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. № 4. С. 34–39.

6. Вашкевич А.А., Стрижнев К.В., Шашель В.А. и др. Прогноз перспективных зон в отложениях доманикового горизонта на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. 2018. №. 12. С. 14–17.

7. Гарифуллина В.В., Веденина Н.Г. О выделении пластов-коллекторов доманиковых отложений по результатам углеродно-кислородного каротажа // Экспозиция нефть, газ. 2017. № 2. С. 55.

8. Зубков М.Ю., Сонич В.П., Зарипов О.Г. Геологические и литолого-геохимические критерии промышленной нефтеносности отложений баженовской свиты Западной Cибири // Сб. науч. тр. ИГиРГИ «Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири». М., 1986. С. 5–14.

9. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. М: ГЕОС, 2017. 247 с.

10. Калмыков А.Г., Бычков А.Ю., Калмыков Г.А. и др. Генерационный потенциал керогена баженовской свиты и возможность его реализации // Георесурсы. 2017. Спецвып. Ч. 2. С. 165–172.

11. Калмыков А.Г., Карпов Ю.А., Топчий М.С. и др. Влияние катагенетической зрелости на формирование коллекторов с органической пористостью в баженовской свите и особенности их распространения // Георесурсы. 2019. Т. 21, № 2. С. 159–171.

12. Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А. и др. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. № 5. С. 44–53.

13. Лопатин Н.П., Емец Т.П. Пиролиз в нефтяной геологии. М.: Наука, 1987. 143 с.

14. Мормышев В.В., Завьялец А.Н. Схема строения и обоснование режима разработки пласта Ю 0 Салымского месторождения // Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1985.

15. Санникова И.А., Ступакова А.В., Большакова М.А. и др. Региональное моделирование углеводородных систем баженовской свиты в Западно-Сибирском бассейне // Георесурсы. 2019. Т. 21, № 2. С. 203–212.

16. Сонич В.П. Тип коллектора в породах баженовской свиты и механизм его образования // Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1985.

17. Стенников А.В., Бугаев И.А., Калмыков А.Г. и др. Экспериментальное исследование гидротермального получения нефти из пород доманиковой свиты // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2017. № 6. С. 64–69.

18. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И. и др. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна — типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 112–124.

19. Топор Н.Д., Огородова Л.П., Мельчакова Л.В. Термический анализ минералов и неорганических соединений. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1987. 190 с.

20. Ma C., Elsworth D., Dong C. et al. Controls of hydrocarbon generation on the development of expulsion fractures in organic-rich shale: Based on the Paleogene Shahejie Formation in the Jiyang Depression, Bohai Bay Basin, East China // Marin. Petrol. Geol. 2017. Vol. 86. P. 1406–1416.

21. Espitalie J., Bordenave M.L. Rock-Eval pyrolysis / Applied petroleum geochemistry. P.: Technip ed., 1993. P. 237–361.

22. Gilyazetdinova D., Korost D. Studying of shale organic matter structure and pore space transformations during hydrocarbon generation // Springer series in geomechanics and geoengineering. Advances in laboratory testing and modelling of soils and shales. 2017. P. 382–387.

23. Kobchenko M., Panahi H., Renard F. et al. 4D imaging of fracturing in organic-rich shales during heating // J. Geophys. Res. Solid Earth. 2011. Vol. 116, № B12.

24. Lafargue E., Espitalie I.J., Broks T.M., Nyland B. Experimental simulation of primary migration // Advances in Organic Geochemistry. 1993. Vol. 22. P. 575–586.

25. Rudkiewicz J.L., Brevart O., Connan J., Montel F. Primary migration behaviour of hydrocarbons: from laboratory experiments to geological situations through fluid flow models // Advances in Organic Geochemistry. 1994. Vol. 22, N 3–5. P. 631–639.

26. Saif T., Lin Q., Bijeljic B., Blunt M.J. Microstructural imaging and characterization of oil shale before and after pyrolysis // Fuel. 2017. Vol. 197. P. 562–574.

27. Stuart R. Stock, Microcomputed Tomography, methodology and applications. Taylor & Francis Group, 2009.

28. Teixeira M. G., Donzé F., Renard F. et al. Microfracturing during primary migration in shales // Tectonophysics. 2017. Vol. 694. P. 268–279.

29. Tiwari P., Deo M., Lin C.L., Miller J.D. Characterization of oil shale pore structure before and after pyrolysis by using X-ray micro CT // Fuel. 2013. Vol. 107. P. 547–554.

30. Zhao J., Yang D., Kang Z., Feng Z. A micro-ct-study of changes in the internal structure of Daqing and Yan’an oil shales at high temperatures // Oil Shale. 2012. Vol. 29, N 4. P. 357–367.