Влияние состава пород высокоуглеродистых формаций на процесс генерации нефти и газа (результаты лабораторного моделирования)

Представлены результаты лабораторного моделирования гидротермальных процессов преобразования органического вещества (ОВ) в породах баженовской свиты и доманикового горизонта. Кратковременное воздействие на образцы высокой температурой (350 С) при высоком давлении (300 атм) в присутствии воды позволило имитировать процессы, которые могли протекать в пласте, и достичь степени 70%-ной преобразованности керогена в породах, изначально содержащих незрелый кероген или кероген низкой степени преобразованности. Установлено, что количество генерируемых в результате крекинга жидких углеводородных соединений (УС) в целом линейно зависит от содержания ОВ в породе, тогда как генерация газа описывается степенной функцией. Минеральный состав пород не влияет на размеры образующихся пор, но в ряде случаев дополнительно контролирует количество формирующихся УС и состав получаемых жидких продуктов. Показано, что увеличение количества карбонатного материала в породах замедляет процесс формирования нефти и газа, в продуктах присутствует меньше легких компонентов, отсутствует ряд гопанов. При этом высокая концентрация кремнистого материала в породе при малой доле других компонентов и, вероятно, наличие пирита могут стимулировать процесс генерации, что в некоторых случаях увеличивает количество получаемых «синтетических» нефти и газа, а также достигать большего разнообразия продуктов реакции. Полученные результаты позволяют подробнее рассмотреть процессы формирования отдельных УС при гидротермальных процессах, выявить катализаторы и ингибиторы механизма генерации, а также с практической точки зрения предложить условия промышленного воздействия на пласты для разработки технологий повышения нефтедобычи и образования нефти с контролируемым составом.

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.