Параметры ОВ получены с помощью пирологера РОК-ЭВАЛ-11 (РЭ) и комплексных битуминологических методов. Базой для оценки информативности пиролитических параметров в качестве показателей нефтегазоносности являются их соотношения с родственными им апробированными ранее[3] битуминологическими показателями.

Исследованные объекты подразделялись на две части: коллекторские пласты и покрышки. Коллекторские пласты были представлены песчано-алевритовыми и карбонатными породами, покрышки, в основном, глинистыми и глинисто-карбонатными (таблица). Часть коллекторских пластов содержит залежи нефти и газа (Дулисьминская и Среднеботуобинская площади), часть была взята за пределами залежи (Улахан-Тюерская, Верхневилючанская, Мархинская, Иреляхская и др.). Экранирующие породы представляют собой покрышки над нефтегазовыми залежами. Изученные коллекторские пласты имеют мощность не более 30–50 м. Экранирующие породы изучены на высоту 50 м от кровли продуктивного пласта. Покрышки однотипны по ассоциации глинистых минералов, преобладающим компонентом которой является гидрослюда, и обладают близкими сорбционными и емкостными свойствами.

Сингенетичное ОВ обнаружено повсеместно в покрышках и далеко не во всех образцах коллекторских пород, в последних преобладает эпигенетичное ОВ, возможно, нефтяной природы. В покрышках присутствует ОВ (не более 1 %) сапропелевого дисперсного типа, реже – с примесью водорослевого микродетрита. Содержание ОВ в коллекторах не более 0,3 %. Стадии преобразования ОВ соответствует MK1.

Количество ОВ, степень его сингенетичности, в том числе и доля Ахл в его составе или битумный коэффициент bхл, являются одним из важных показателей при диагностике нефтегазоносных объектов. Сопоставление значений содержания общего органического углерода (ТОС), определяемого без предварительной декарбонизации и Сорг, определяемого после декарбонизации, показало наличие между ними прямой линейной зависимости (рис. 1) с небольшой дисперсией и высоким (0,9) коэффициентом корреляции.

При этом количественное соответствие существенно больше в карбонатных продуктивных породах (ТОС<=0,05+1,26 Сорг), чем в песчано-алевролитовых (ТОС= –0,16+1,28Сорг). В последних определены в 2 раза большие содержания Сорг, чем пиролизом. Особенно велики расхождения в области их низких (менее 0,1 %) значений, доля которых в песчано-алевритовых породах Улахан-Тюерского разреза достигает 60 % массива изученных образцов, в карбонатных Среднеботуобинского – 50 %. Преобладание столь низких концентраций ОВ отрицает нефтегазогенерационные возможности основной массы пород Улахан-Тюерского и Среднеботуобинского разрезов.

Образцы с более повышенным (до 1,7 %) содержанием Сорг и ТОС содержат эпигенетичное ОВ смолисто-асфальтенового основания преимущественно битумной природы.

Содержание битума, извлекаемого хлороформом, Ахл, в породах является одним из основных показателей нефтегазоконденсатонасыщенности пластов [3]. При изучении генерационных возможностей пород с сингенетичным ОВ методом РЭ в качестве примерного аналога Ахл используется параметр S₁. Однако в изучаемых объектах Восточной Сибири сингенетичное ОВ присутствует только в некоторых совокупностях пород (см. таблицу). В основной массе коллекторских пород ОВ имеет полностью или частично битумную природу и “генерационными” возможностями не обладает. В них S₂ может быть связано в основном с УВ пиролиза смолисто-асфальтеновых компонентов Ахл и кислых битумов (СББ). Последних в нефтегазосодержащих песчано-алевритовых и карбонатных толщах обычно немного (к/н менее 0,3). В связи с этим при определении пиролитических показателей нефтегазоносности в качестве аналога Ахл рассматривается сумма (S₁+S₂).

Между Ахл и (S₁+S₂), выраженными в мг/г породы, имеется соответствие, тем большее, чем больше доля эпигенетичных компонентов в составе ОВ. Несмотря на большую дисперсию значений обоих параметров связь между ними имеет характер прямой линейной зависимости с коэффициентом корреляции от 0,8 до 0,95 (рис. 2).

В обладающих генерационным потенциалом и в то же время зараженных диссипирующими из залежи УВ глинах покрышек и подложек над и под нефтяными, и газоконденсатными залежами (S₁+S₂) имеет значения намного большие, чем Ахл:

(S₁+S₂) =0,81+0,96 Ахл. (1)

Превышение (S₁+S₂) над Ахл обусловлено, видимо, тем, что в данной совокупности в S₂ входят не столько УВ, образованные при пиролизе смол и асфальтенов Ахл, сколько УВ пиролиза СББ, которого в этих породах почти столько же, сколько и Ахл, и керогена сингенетичного ОВ. В глинистых песчаниках и алевролитах покрышек тех же месторождений, в битумах которых доля миграционной примеси в несколько раз выше, чем в глинах(10–30 %), численное соответствие между (S₁+S₂) и Ахл гораздо лучше:

(S₁+S₂) =0,87+0,74 Ахл (2)

В карбонатных коллекторах продуктивных пластов при bхл>50 % (S₁+S₂) почти равна Ахл:

(S₁+S₂) =0,37+0,76 Ахл.

(S₁+S₂) =0,009+0,78 Ахл.

Следовательно, значения показателя нефтегазоносности Ахл с некоторой поправкой могут быть применимы и для параметра (S₁+S₂).

Уравнения (1) и (2) зависимости (S₁+S₂) и Ахл могут быть употреблены также для оценки по методике [2] доли миграционной примеси в породах, перекрывающих ловушки, что необходимо для прогноза нефтегазоносности сопряженных с ними продуктивных пластов.

Важным параметром геохимического прогноза является содержание (мг/г) УВ в породах. В битуминологии оно определяется путем хроматографического выделения УВ из Ахл, в методе РЭ через параметр S₁. Сопоставление результатов обоих методов показало, что в нефтематеринских глинах покрышек над Верхнечонскими, Даниловскими залежами S₁ примерно в 2 раза меньше, чем содержание УВ в породах, определенное через Ахл (рис. 3). Уравнение регрессии имеет вид: S₁=0,039+0,88 УВ (Ахл).

Таким образом, РЭ как бы недодает свободные УВ, возможно, из-за их некоторой адсорбции на глинистой минеральной матрице, тем более ощутимой, чем меньше сингенетичного ОВ в породах. В низкоемких породах покрышек и продуктивных пластов содержания S₁ и УВ_Ахл почти равновелики. Тенденции их изменения описываются линейными уравнениями регрессии: S₁=0,13+0,64 УВ для покрышек и S₁=0,07+1,02 УВ для продуктивных пластов с небольшой дисперсией (0,34–0,27) и высоким коэффициентом корреляции. Выведенные соотношения могут, использоваться для оценки содержания УВ в породах тех интервалов разреза, которые исследованы РЭ, но для которых нет результатов хроматографического разделения Ахл, и для выявления продуктивных горизонтов по параметру “содержание УВ в породах”.

Зафиксирована также достаточно определенная прямая линейная связь между значениями S₂ и суммарным содержанием смол и асфальтенов Ахл в породе (рис. 4). Теснота и характер связи различны в рассматриваемых совокупностях. Так, в совокупности глинистых и алеврито-глинистых пород покрышек над нижнемотскими залежами при возрастании содержания ОВ величина S₂ значительно превышает содержание неуглеводородов (неУВ), что описывается уравнением S₂=0,68+1,46неУВ.

В глинисто-карбонатных и глинисто-алевритовых полуколлекторах из покрышек при общем увеличении верхнего предела содержания S₂ и неуглеводородов (до 5–6 мг/г породы), различия между этими параметрами уменьшаются в 1,2–1,3 раза: S₂=0,43+1,06неУВ.

В карбонатных и песчано-алевритовых породах продуктивных пластов Среднеботуобинского месторождения также наблюдается прямая линейная взаимозависимость этих параметров, но неуглеводородов здесь примерно в 1,5 раза больше, чем S₂: S₂=0,1+0.6неУВ.

В песчано-алевритовых породах Улахан-Тюерского месторождения S₂==0,06 + 0,37 неУВ.

Превышение S₂ в полуколлекторах, обладающих некоторым (0,3–0,7 %) количеством сингенетичного ОВ, видимо, обусловлено тем, что в его состав кроме УВ, образующихся при пиролизе “свободных” смол и асфальтенов, входят УВ, связанные с крекингом кислого битума и части сингенетичного ОВ. Последних нет в коллекторских породах, поэтому S₂ не превышает неуглеводороды. По поводу дефицита содержания в породах S₂ по сравнению с содержанием неуглеводородов высказывается предположение, что в методе РЭ из-за низкой сорбции карбонатов и песчаников происходит потеря части компонентов, связанных с УВ, образующимися при пиролизе неуглеводородов “свободных” битумов. Впрочем, в данной совокупности это относится и к соотношению S₁ – УВ_Aхл и (S₁+S₂) – Ахл: коэффициент при битумном параметре менее 1.

Учитывая сказанное, можно ожидать, что отношение S₁/S₂ также будет информативным, хотя характер связи между параметрами несколько различен в различных совокупностях. Так, в глинистых породах нижнемотских пород покрышек над Верхнечонской, Дулисьминской и Даниловской залежами величина S₁/S₂ значительно меньше, хотя прямая линейная зависимость между ними сохраняется. Возможной причиной этого могут служить УВ пиролиза керогена ОВ и СББ, увеличивающие значения S₂ гораздо больше, чем миграционная примесь. Ее доля в ОВ глин не более 1–2 %, bхл возрастает на 1–2 %, тогда как доля УВ пиролиза при Tmax более 300 °С в сапропелевом ОВ может превышать 10 %.

В полуколлекторских породах покрышек при bхл от 10 до 20 % отношение S₁/S₂ варьирует от 0,4 до 1 в глинистых алевролитах и песчаниках, содержащих 0,3–0,8 % сапропелевого ОВ, и от 1 до 2,5 в глинистых известняках с небольшим (менее 0,3 %) содержанием ОВ, при высокотемпературном пиролизе которого образуется немного УВ, идущих в S₂.

Связь между отношениями S₁/S₂ и УВ/неУВ в этой совокупности аппроксимируется уравнением (S₁/S₂) =0,0731 +0,61 УВ/неУВ.

Из него следует, что отношение S₁/S₂ несколько меньше отношения УВ/неУВ из-за увеличенного за счет УВ пиролиза ОВ пика S₂.

В нефтенасыщенных коллекторах осинского горизонта Среднеботуобинского месторождения с почти полным отсутствием генерирующего ОВ S₁/S₂, как правило, несколько больше, чем УВ/неУВ S₁/S₂=0,35+l,16 УВ/неУВ, но их изменения однонаправлены и однопорядковы. Видимо, это обусловлено быстрой пиролизуемостью неуглеводородов эпибитумов (остатков нефтей и конденсата), которые “проскакивают” в пик S₁, уменьшая тем самым пик S₂. В газонасыщенных коллекторах верхней перми и нижнего триаса на Улахан-Тюерской площади и в карбонатных коллекторах Иреляхского и Среднемархинского месторождений, содержащих остатки окисленных нефтей, отмеченное явление выражено еще более сильно: отношение S₁/S₂ в 3 раза больше отношения УВ/неУВ, хотя соотношение между обоими параметрами также имеет вид прямой линейной зависимости. По битуминологическим данным в этой совокупности образцов установлено низкое содержание Сорг, Ахл, УВ и неуглеводородов в породах. Вполне возможно, что неУВ компоненты почти нацело пиролизуются при Т менее 300 °С, увеличивая S₁ и занижая значения S₂.

Параметр S₁/S₂ хорошо разделяет породы с сингенетичным и эпигенетичным ОВ, т. е. генерирующие (S₁/S₂<0,5) и аккумулирующие (S₁/S₂>0,5) породы. Среди последних с известной долей условности по этому параметру можно также различить микроскопления нефти (S₁/S₂=0,5–1,2) и продуктивные пласты (S₁/S₂>l).

Величина битумного коэффициента является вторым по значимости показателем эпигенетичности, а в совокупности с Ахл и УВ – нефтегазоносности. Как установлено [3], bхл строго сингенетичных (или параавтохтонных) битумов в карбонатных и песчано-алевритовых породах, входящих в состав нефтегазогенерирующих толщ, в максимуме составляет 5 и 3 % соответственно. Варьирует bхл смешанных битумов от 10 до 25 %, bхл эпигенетичных битумов обычно превышает 25 и достигает 100 %. Колебания bхл, в изучаемых объектах соответствуют этим пределам.

В пиролитической информации параметра строго аналогичного bхл нет. Учитывая широкое распространение в исследуемых совокупностях смешанных и эпигенетичных битумов, мы предложили в качестве аналога bхл использовать отношение:

(S1+S2)/TOC₁ *0,8 * 100%=b_S1+S2.

При содержании более 0,1 % ТОС и Сорг между bхл и b_S1+S2 существует прямая почти линейная зависимость с хорошим коэффициентом корреляции. В нефтегазоносных осинских карбонатных породах Среднеботуобинского месторождения она выражается уравнением регрессии типа: b_S1+S2= -3,8+1,55 b_хл.

Это означает, что в одних и тех же образцах b_S1+S2, несколько больше, чем b_хл в основном из-за того, что в b_S1+S2 не учтена поправка на долю Сорг в S1+S2. В Улахан-Тюерской коллекции песчаников превышения b_S1+S2 над b_хл проявляются значительно сильнее. Если исключить образцы с крайне низкими (менее 0,1 %) содержаниями ТОС и Сорг, дающими значения b_S1+S2 свыше 100 %, и использовать только выборку образцов с повышенным содержанием керитизированного эпигенетичного ОВ и сапропелевого дисперсного и водорослевого детритного ОВ, то уравнение регрессии будет иметь вид: b_S1+S2=17,1+0,83b_хл .

Хорошее численное соответствие Сорг и ТОС при концентрации свыше 0,1 % было использовано для того, чтобы взаимно восполнить пробелы в определении ТОС и Сорг. Проведенные расчеты и построенная на их базе диаграмма показала, что за редким исключением зависимость между b_хл и b_S1+S2 известняков Иреляхской, Мархинской и других площадей аналогична той, что установлена для осинского горизонта Среднеботуобинского месторождения: b_S1+S2=1,2b_хл

При этом точки, соответствующие ангидритизированным разностям известняков и доломитов Иреляхской площади, концентрируются у начала координат. Соотношение b_хл–b_S1+S2 в алевро-песчаных коллекторских породах перемычки BЧ1 – ВЧ2 на Верхнечонском месторождении подчинено тому же закону. В глинах Даниловского и Дулисьминского разрезов соотношение этих параметров выражается уравнением b_S1+S2=8+1,3b_хл.

Важным показателем нефтегазонасыщенности пород и степени подвижности УВ флюида является доля УВ в составе Ахл (УВ_ХБА). Среди пиролити-ческих параметров, судя по установленному соответствию параметров содержание УВ в породах и S₁, содержание Ахл– (S₁+S₂); УВ_ХБА соответствует пиролитический параметр OPI:OPI=S₁/(S₁+S₂).

Соответствие этих параметров друг другу наиболее четко проявляется для карбонатных пород осинской залежи Среднеботуобинского месторождения, карбонатных пород и алевро-песчаниковых пропластков в перемычке BЧ1 – ВЧ2 и покрышке над залежью BЧ1 на Верхнечонском месторождении, песчаников Улахан-Тюерской площади, содержащих ощутимые (более 0,003 %) количества Ахл.

Таким образом, отношение УВ_ХБА/OPI возрастает с увеличением глинистости и соответственно содержания сингенетичного ОВ и его генерационного потенциала.

Увеличение S₂ за счет пиролиза небитуминозной части ОВ приводит к увеличению суммы (S₁+S₂), а следовательно и к снижению частного, т. е. параметра OPI. Примесь миграционных УВ в покрышках недостаточно велика (не более 10%), чтобы компенсировать увеличение S₂ увеличением S₁.

Превышение значений OPI над УВ_ХБА в коллекторах с окисленными нефтями или полуконцентрированными битутами может быть объяснено тем, что в S₁ пиролиза, видимо, частично поступают и УВ, образующиеся при температурах менее 300 °С при пиролизе некоторой части смолисто-асфальтеновых компонентов. Именно поэтому превышение уменьшается по мере возрастания в Ахл доли УВ и соответственного уменьшения доли смолисто-асфальтеновых компонентов. Этой же причиной можно объяснить и различные пределы и интенсивность возрастания отношения УВхба/OPI при увеличении доли УВ в Ахл в лишенных сингенетичного генерирующего ОВ карбонатных и песчаных коллекторах продуктивных пластов и слабо аккумулирующих, но генерирующих при пиролизе УВ, глинистых и глинисто-алевритовых породах.

Таким образом, установив характер и численные значения соотношений пиролитических и битуминологических параметров и используя величины апробированных битумных показателей нефтегазоносности пластов и покрышек над залежами в древних отложениях, удалось определить комплекс характерных для них количественных пиролитических показателей нефтегазоносности. Для продуктивных терригенных и карбонатных коллекторов месторождений характерны высокие содержания УВ_С+8, индекса нефтяной продуктивности и коэффициента bs₁, аномально низкие величины Tmax по сравнению с таковыми для глин той же катагенетической зоны. Несколько иной характер параметров пиролиза был установлен для карбонатных коллекторов, содержащих вязкий битум, в зоне нефтяных и газоконденсатных залежей, где этот битум является остаточной глубокоокисленной нефтью. Для них характерны высокие значения S₁. Значения же параметров OPI и bs₁ из-за специфического состава эпибитума относительно невысокие и составляют около 0,4 и 14–20 % соответственно. Пиролитический температурный эффект продуктивности в нефтенасыщенных коллекторах, содержащих вязкий битум, не проявляется вовсе или очень слабо.

1. Задачи и приемы битуминологических исследований./Под ред. О. А. Радченко.–Л.: Недра.– 1986.
2. Ларская Е.С. Особенности распределения миграционных битумов в нефтяных, газовых и газоконденсатных залежах // Геология нефти и газа.– 1986.– № 12.– С. 46–51.
3. Непско-Ботуобанская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР. / Под ред. А. Е. Конторовича.– Новосибирск: Наука, 1986.

A direct linear dependence between main bitumen and pirolysis parameters and organic matter is revealed on the base of statistic computer processing. Regression equalizations, wich describe those dependences are composed. The joint use of both methods data'interpolation and extrapolation for oil and gas possibilities prediction is possible on the base of the revealed dependence.

Резервуары: 1 – продуктивный (карбонатный), 2 – непродуктивный

Резервуары: 1 – продуктивный (карбонатный), 2 – непродуктивный; покрышки: 3 – глины, 4 – песчано-алевролитовые породы

Усл. обозначения см. на рис. 2

РИС. 4. ГРАФИКИ КОРРЕЛЯЦИИ ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ b_S1+S2 И bхл.

Усл. обозначения см. на рис. 1