Элементный анализ



Предыдущая | Следующая

Содержание

Элементный анализ. Созревание керогена в результате увеличения температуры и длительности прогрева может быть прослежено с помощью элементного анализа, позволяющего определить содержание основных элементов — углерода, водорода и кислорода. Методика определения заключается в удалении минеральной части тонкозернистых пород соляной и плавиковой кислотами и анализа концентрата керогена. При термическом созревании кислород удаляется из керогена в основном в виде С02 и Н20, водород — в виде углеводородов и Н20 и углерод — в виде углеводородов и С02. Часть водорода удаляется в виде H2S, особенно на заключительных стадиях созревания.

Изучая изменение состава керогена с глубиной с помощью диаграммы зависимости атомных отношений Н/С и О/С, можно проследить пути эволюции керогена. На рис. 7-47 нанесены данные о керогене пяти нефте- и газоматеринских пород, а также данные анализов ряда сапропелевых и гумусовых веществ. Этот рисунок представляет собой модификацию диаграмм Ван КревеЛена [630] и Тиссо и др. [612]. Отношение О/С нанесено на ось абсцисс в логарифмическом масштабе, так как для многих типов керогена оно меньше ОД. Лейптинит — это нефтеобразующее сапропелевое вещество, обязанное своим происхождением растительным и животным липидам. В его состав, как видно из рис. 7-5, входят альгинит, споринит, кути-нит, резинит и аморфный материал. Это — исходное вещество горючих сланцев и богхедов (точки 1—6 на рис. 7-47). По визуальной (морфологической) классификации керогена эти вещества, рассеянные в породе, подразделяются на аморфные (бесструктурные) и водорослевые и травянистые (структурные).

Гумусовое вещество эволюционирует по кривым витринита И инертинита. Морское гумусовое вещество характеризуется несколько более высоким отношением Н/С, чем терригенное,

 

но таким же отношением О/С. Как морское гумусовое вещество, так и терригенное при созревании дают в основном газ. Визуально различимые типы керогена — древесный и углистый (инертинит)—располагаются на этих двух путях эволюции гумуса.

Положение на диаграмме точек, соответствующих тоарским глинам Парижского бассейна, говорит о том, что эти глины содержат кероген, дающий наибольший выход нефти (наивысшее содержание лейптинита), но менее зрелый, чем другие образцы керогена. Линии отражательной способности витринита (R0), нанесенные здесь по данным Доу [165], показывают, что наиболее глубоко погруженные тоарские глины еще не вступили в зону конденсато- и газообразования. Глины Менвилл и Лог-баба в этом весьма сходны между собой: те и другие характеризуются высоким содержанием гумусового органического вещества, способного генерировать газ. Стрелки, показывающие примерное направление эволюции, говорят о том, что кероген Менвиллских глин при созревании может давать больше СОг по отношению к углеводородам, чем кероген глин Логбаба, что видно по менее крутому наклону кривой, соответствующей Мен-виллским глинам.

Элементный анализ керогена из шлама разведочных скважин позволяет достоверно оценить зоны распространения нефте- и газоматеринских пород и пустых пород с помощью диаграммы, подобной изображенной на рис. 7-47, на которую наносятся полученные данные. Достоинством такой диаграммы является то, что она одновременно показывает как тип керогена, так и степень его зрелости. Тиссо и др. [612] используют метод пиролиза для прослеживания дальнейшей эволюции образца, полученного из скважины, вплоть до графитизированного конечного продукта. Этот метод, который будет рассмотрен более детально в гл. 10, позволяет определить, является геологическая формация нефтематеринской, газоматеринской или вообще не обладает материнскими свойствами.

Графики изменения содержания углерода, водорода и кислорода в керогене глин были использованы Ла-Плантом [371] для определения глубины, на которой материнские отложения начинают генерировать углеводороды. Он отметил, что в скважине на месторождении Саут-Пекан-Лейк (Луизиана) процентное содержание водорода в керогене увеличивается до глубины около 3050 м, а затем оно уменьшается. Очевидно, что увеличение содержания водорода в верхней части разреза было следствием удаления СОг, а уменьшение в нижней части разреза происходило в результате образования углеводородов. Интерпретация Ла-Планта [371] представлена на рис. 7-48. Генерация углеводородов началась в миоценовых отложениях, имею-

Рис. 7-48. Превращение керогена в углеводороды, С02 и Н20 при созревании по данным элементных анализов, месторождение Саут-Пекан-Лейк, Луизиана (по данным Ла-Планта [371]).

щих возраст 23 млн. лет, при температуре около 86°С. Около трети водорода керогена пошло на генерацию углеводородов в интервале глубин 3050—4575 м. Было установлено, что на глубине 4575 м 12 % керогена превратились в углеводороды, 24 % — в С02 и 3 % — в воду. Кероген относился к типу, генерирующему в основном газ. На месторождении Саут-Пекан-Лейк добывается жирный газ, который переходит в сухой на больших глубинах в зоне генерации газа, как показано на рис. 7-48. Состав керогена этих материнских пород аналогичен составу керогена глин Менвилл и Логбаба (рис. 7-47). Ла-Плант сравнил этот газообразующий кероген с нефтеобразующим керогеном из пермских отложений Техаса и результаты сравнения представил в виде табл. 7-11. В таблице также представлены данные Мак-Айвера [399] о нефте- и газогенерирующих керогенах. Основное различие между нефте-, газо- и нематеринскими керогенами заключается в содержании водорода. Нефтеобразующий кероген обычно содержит не менее 6 % водорода, газообразующий — 3—5 % и неспособный генерировать нефть и/или газ — менее 3%. Содержание водорода, равное 3%, соответствует R0 витринита >3,5%, что примерно отвечает концу стадии генерации метана.

Изменение органического вещества в тонкозернистых осадочных породах в ходе созревания представлено на рис. 7-49, где показаны интервалы глубин и температур образования нефти и жирного и сухого газа для эоценового керогена смешанного типа. На этом рисунке представлены различные показатели степени зрелости органического вещества, такие, как R° витринита, показатель термического изменения (TAI), цвет керогена и коэффициент нечетности CPI, изменяющиеся при диагенезе, катагенезе и метаморфизме (метагенезе.— Ред.). Кроме того, сюда включены и другие параметры, такие, как содержание углерода и водорода в керогене с начальным отношением Н/С = 1,5 и соответствующая шкала углефикации.

Небольшое количество метана и тяжелого битума образуется биогенным путем и концентрируется в тонкозернистых отложениях на глубине нескольких сотен метров. Основная стадия нефтеобразования начинается при R°=~0,6%, TAI = 2 и температуре (для данного керогена) около 85°С, соответствующей глубине погружения 2130 м. Генерация нефти приводит к быстрому уменьшению отношения Н/С от ~ 1,2 до 0,7.

Тейхмюллер [595] отметила совпадение начала генерации нефти из керогена с «первым скачком углефикации лейптини-

Рис. 7-49. Схема созревания эоценового керогена смешанного типа.

Ro — отражательная способность витринита в масле; CPI — коэффициент нечетности, Границы созревания заимствованы из работ Доу [165], Стэплина [580], Тейхмюллер [595].

тов», заключающимся в ряде изменении, например выделении жидких углеводородов из тонких трещин и полостей и в лейп-тинитовых мацералах. Выделение углеводородов сопровождается максимумом флуоресценции споринита и образованием гранулярного микринита, являющегося продуктом реакций диспро-

порционирования некоторых лейптинитов. Интересно отмстить, что микринит, который не был идентифицирован в буром угле, видимо, является вторичным мацералом, представляющим собой высокоуглеродистый остаток во время генерации жидких углеводородов в угле. Тейхмюллер считает, что водород, участвую-

Рис. 7-50. Изменение отражательной способности витринита с повышением температуры (по Бостику [77] и Доу [165]).

А — миоцен, техасское побережье Мексиканского залива; В — юра, LaSalle Co., Техас; С — пенсильваний, восточная Оклахома.

 

Генерация метана приближается к своему максимуму при R°=l,35 % (ТА1 = 3), когда генерация нефти уже завершилась. В сопоставлении с углями этот момент отвечает «второму скачку углефикации», известному как начало максимальной генерации метана из угля. Образование метана из гумусового керогена в сущности идентично его образованию из угля и также приводит к заметному уменьшению отношения Н/С. К тому времени, когда содержание водорода в керогене понижается до 3% (R° = 4%, ТА1 = 4 + , цвет черный), генерация метана заканчивается. Метан не может быть генерирован ни метаантрацитом, ни керогеном с низким содержанием водорода.

Необходимо подчеркнуть, что интервал глубины и температура образования нефти и газа, показанные на рис. 7-49, соответствуют только керогену смешанного типа, имеющему возраст 50 млн. лет и содержащемуся в отложениях с геотермическим градиентом 2,7°С/100 м. По значимости время уступает только температуре. Например, на рис. 7-50 показано изменение

Рис. 7-51. Линии значений отражательной способности витринита, нанесенные на измененную схему Коннана (рис. 4-17).

отражательной способности витринита с повышением температуры для образцов, возраст которых варьирует от 20 млн. (линия А) до 300 млн. лет (линия С). При одной и той же температуре 100°С R0 витринита миоценового возраста составляет

0,68%, юрского — 0,88% и пенсильванского — 4%. Это говорит о том, что кероген миоценового возраста находится в середине зоны генерации нефти, кероген юрского возраста — в зоне генерации жирного газа, а кероген пенсильванского возраста уже прошел зону генерации метана. На величину R0 и образование нафтидов влияют как изменения температуры, так и длительность ее воздействия. Пенсильванские коллекторы могут еще содержать метан, образованный до того, как кероген достиг уровня зрелости, соответствующего R° = 4 %.

Все эти изменения не могут произойти под влиянием лишь одного времени. Кукерсит (рис. 7-47) — эстонский горючий ела-

нец, имеющий возраст 500 млн. лет,— не достиг стадии образования нефти, так как в естественных условиях эта порода никогда не нагревалась достаточно высоко. В результате же прогревания кукерсита в лаборатории образуется большое количество сланцевой смолы.

На рис. 4-17 из гл. 4 была представлена модифицированная диаграмма Коннана [122], на которой показаны время и температура начала и конца генерации нефти и газа. Рис. 7-51 представляет собой ту же диаграмму, но с нанесенными на нее линиями отражательной способности витринита от 0,5 до 3,0 %. Эти линии позволяют более точно определять зоны, к которым приурочены максимумы генерации нефти, конденсата и газа; этим зонам примерно соответствуют значения R° = 0,8; 1,2; 2 %. Вариации состава керогена могут явиться причиной некоторых отклонений от этих значений, поэтому интерпретировать их следует очень внимательно.

Содержание