|
УДК 532:553.98 |
© В .И. Ермолкин, Е.И. Тараненко, М.Ю. Хакимов, 1997 |
ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ РАЗДЕЛЬНОЙ ГЕНЕРАЦИИ НЕФТИ И ГАЗА
В.И.
Ермолкин (ГАНГ), Б.И. Тараненко, М.Ю. Хакимов (РУДН)Проблема раздельной генерации нефти и газа обозначилась в 50-60-х гг., когда были опубликованы первые теоретические работы о фазовой дифференциации нафтидов, а наибольшую актуальность она приобрела в 70-х гг. в связи с открытием в Западной Сибири и других регионах крупных зон преимущественного нефте- или газонакопления. Выяснилось, что основные ресурсы нефти и газа размещены в нефтегазоносных бассейнах неравномерно и в основном изолированно либо по площади, либо по разрезу. В районах, где в природных резервуарах определенного возраста присутствуют крупные скопления газа (север Западной Сибири, Центральное Ставрополье) , как правило, если и есть нефтяные скопления, то доля их запасов неизмеримо меньше ресурсов свободного газа. И наоборот, в зонах преимущественной нефтеносности (Широтное Приобье, Восточное Ставрополье) относительно невелики ресурсы свободного газа.
Неоднократно предпринимались попытки дать достаточно простое и объективное объяснение наблюдаемого феномена, но, к сожалению, ни один из вариантов пока не может считаться удовлетворительным. Как правило, анализ проблемы приводил к необходимости привлечения слишком многих факторов и условий (до 10), которые в значительной мере усложняли выбор показателей и критериев нефте-
или газоносности и тем самым увеличивали неопределенность прогноза.Авторы предлагают новую концепцию раздельной генерации нефти и газа и соответственно формирования зон преимущественного нефте- или газонакопления. В основе этой концепции лежит представление о принципиальном
различии химических процессов в открытых и закрытых системах.В химических технологиях широко используется простое правило, регулирующее фазовое состояние конечных продуктов реакции: в соответствии с принципом Ле-Шателье для синтеза жидких соединений необходимы (при постоянной температуре) высокие давления, тогда как образование газо- или парообразных продуктов легче происходит в реакторах низкого давления.
Если рассматривать под этим углом зрения катагенез РОВ, то следует различать преобразование керогена в открытых и закрытых генерационных системах. Применительно к геологическим ситуациям правильнее было бы говорить об условно открытых и условно закрытых системах, поскольку в осадочных толщах практически все элементарные объемы в той или иной мере обмениваются веществом и энергией с окружающей средой [2,5], однако для краткости будем использовать простые термины.
Под открытой генерационной системой подразумевается глинистая производящая толща (пласт, горизонт, свита), испытывающая нормальное уплотнение и свободно отдающая поровые флюиды. В такой системе катагенез керогена идет по линии преимущественной термодеструкции с образованием легких осколков: газов, воды, парообразных компонентов. Покидая систему, летучие уже не вступают в химические реакции с керогеном. Быстрый уход летучих повышает энтропию системы, поэтому катагенез керогена в открытых системах энергетически выгоден и идет быстро, с глубоким разложением керогена и генерацией больших объемов газа.
Закрытая генерационная система формируется в недоуплотненных глинах с весьма затрудненной отдачей поровых флюидов. В такой системе из-за невозможности ухода продуктов реакций в основном происходит внутримолекулярная перестройка керогена с образованием устойчивых в данных термобарических условиях структур. Согласно принципу Ле-Шателье к таким структурам относятся прежде всего конденсированные полиароматические кластеры. Обладая наиболее плотной упаковкой атомов углерода, кластеры отторгают рыхлые углеводородные и гетероатомные структуры. При этом происходит диспропорционирование элементов, среди которых основная роль принадлежит водороду (точнее, протону). Высокая подвижность протонов обеспечивает их участие в трансформации керогена, инициирует каталитический синтез отторгнутых продуктов деструкции в соединения с более низким уровнем свободной энергии. К таким соединениям относятся УВ и обогащенные гетероатомами неуглеводороды. При этом неизбежно происходят гидрогенизация продуктов синтеза и образование УВ. Внутримолекулярная миграция атомов продолжается до тех пор, пока новообразованная молекула микронефти не гидрогенизируется полностью и не оторвется от материнской макромолекулы керогена. Конденсирование углеродного скелета керогена уменьшает энтальпию системы, а уход молекул микронефти увеличивает энтропию, что термодинамически выгодно для развития реакций катагенеза.
Очевидно, что чем более жесткими являются термобарические условия в генерационной системе, тем полнее осуществляется преобразование керогена и реализуется синтез новых высокомолекулярных соединений – полиароматических кластеров и молекул микронефти. Это правило нарушается
в области высоких температур, где деструкция начинает преобладать над синтезом и в качестве конечных продуктов в основном образуются графитизированный кероген и метан.Фазовый состав образуемых нафтидов определяется термобарическим состоянием очага прогрева. По историко-генетическим показателям различают три генерационные модели.
1. Модель открытого генерационного очага отвечает условиям первоначально гидравлически раскрытого очага прогрева, лишенного региональных флюидоупоров или нарушенного активными разломами. Очаги открытого типа генерируют большое количество газа, однако возможность его аккумуляции и сохранности оценивается с малой вероятностью.
2. Модель закрытого генерационного очага реализуется в материнских толщах, залегающих ниже региональных флюидоупоров, на этапе общего погружения осадочного бассейна. Формирование закрытых очагов на доинверсионном этапе может считаться общим правилом. В генерационных очагах закрытого типа образуется преимущественно нефть, однако ее мобилизация и аккумуляция невозможны до раскрытия очагов на постинверсионном этапе.
Примером этой модели служит майкопская серия в Западно-Кубанском передовом прогибе, где даже на глубине около 5 км эмиграция микронефти практически не происходила (коэффициент эмиграции битумоидов составляет всего 0,2) (Корчагина Ю.И. и др., 1983).
3. Модель нормального (раскрытого) генерационного очага является комплексной: она включает в себя вторую модель и ее продолжение на постинверсионном этапе развития региона. Нормальный генерационный очаг образуется в результате раскрытия глубинных водонапорных комплексов и повсеместного формирования элизионных потоков. Степень раскрытия зависит от длительности постинверсионного этапа и эффективности дренирующих каналов; в предельном случае возникает аналог открытой системы.
Большое значение имеет время раскрытия генерационного очага. При раннем раскрытии системы, например в протокатагенезе, происходит генерация метана, причем объемы газа, если судить по Западной Сибири, могут быть огромными.
Позднее раскрытие, например на градации катагенеза МК
3, благоприятно для генерации микронефти, причем полнота генерации будет определяться длительностью доинверсионного этапа: чем больше время пребывания производящей толщи в главной зоне нефтеобразования, тем больше образуется нефти и меньше – газа. Видимо, этим объясняется наличие в некоторых нефтегазоносных бассейнах редуцированных проявлений поздней термокаталитической фазы газообразования. В регионах, развивавшихся в этом режиме, формируются преимущественно нефтяные месторождения с определенным дефицитом свободного газа.Наконец, если инверсия геотектонического режима произойдет во время главной фазы нефтеобразования, то неминуемо осуществится смена нефтеобразования на газообразование. Этот режим благоприятен для формирования газонефтяных, газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений, как это наблюдается в Широтном Приобье.
В качестве примера рассмотрим геофлюидодинамику баженовской свиты Западной Сибири. Проведенные исследования (Тараненко Е.И., Диваков В.И., Хакимов М.Ю. и др., 1994) показали, что баженовская свита в настоящее время развивается по третьей модели, однако местами, особенно на западе региона, наблюдается вторая модель развития. Были обнаружены следующие закономерности:
1. Рубежные изменения состава керогена и битумоидов в закрытых очагах по сравнению с таковыми в раскрытых сдвинуты вниз по разрезу приблизительно на 500 м.
2. ОВ раскрытых очагов в отличие от таковых закрытых генерирует значительно больше летучих компонентов (на глубине 3,3 км соответственно 40 и 22 % от исходного ОВ к началу МК).
3. В раскрытых очагах образуется меньше битумоидов, чем в закрытых (соответственно 18 и 28 % от исходного ОВ к началу МК).
4. Хлороформный битумоид раскрытых очагов характеризуется резким (в 6 раз) преобладанием метанонафтеновых УВ над ароматическими, тогда как в закрытых очагах это отношение близко к единице (в битумоидах закрытых систем присутствует больше циклических, т.е. уплотненных, структур).
Приведенные положения хорошо подтверждаются материалами В.И.
Ермолкина (1986) (рисунок). График построен по фактическим материалам более 1000 залежей из различных нефтегазоносных бассейнов мира. Распределение залежей различного фазового состояния дано в системе координат температура (Т) – коэффициент аномальности пластового давления (Кa) (отношение замеренного пластового давления к условному гидростатическому).Анализ графика позволяет сделать ряд важных выводов.
1. Подавляющее большинство газовых и однофазовых газоконденсатных залежей характеризуется низкими значениями Ка – от 0,8 до 1,3. Очевидно, что газовые и газоконденсатные залежи тяготеют к открытым геофлюидодинамическим системам.
2. Нефтяные залежи занимают поля с более высокими Ка – от 1,0 до 1,8. Примечательно увеличение Ка по мере роста температуры, что подтверждает тезис о смещении в закрытых системах катагенетических зон в область более высоких температур.
3. Газоконденсатнонефтяные залежи находятся в еще более жестких барических условиях: Ка изменяется от 1,3 до 2,1. Как и для нефтяных залежей, для формирования газоконденсатнонефтяных залежей в условиях высоких пластовых давлений необходимы повышенные температуры.
Весьма ценная информация по рассматриваемой проблеме содержится в работе О.К.
Баженовой (1992). Обсуждая примеры ранней (в протокатагенезе) генерации нефти в калифорнийских нефтегазоносных бассейнах и пиленгской свите Восточного Сахалина, автор отмечает "нетрадиционность" коллекторов, которые характеризуются невыдержанностью, зачастую очень высокой пористостью и ничтожной проницаемостью, т.е. всеми атрибутами закрытой системы.Диагностика нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области и Западной Сибири, осуществленная логико-математическими методами, позволила авторам работы [1 ] определить, что среди признаков, имеющих значительный информационный вес, особое место занимает невысокая степень катагенеза ОВ в газоносных комплексах.
Есть все основания полагать, что формирование гигантских газовых месторождений Нижнего Приобья, никогда не выходивших из зоны протокатагенеза, происходило в раскрытой системе. Гидродинамические исследования, проведенные в 140 продуктивных горизонтах основных месторождений нефти и газа Западной Сибири, показывают, что пластовые давления в них близки к гидростатическим. Так, на Уренгойском газовом месторождении пластовое давление составляет 12,2 МПа при газоводяном контакте на глубине 1233 м.
По данным Ф.К.
Салманова (1974), песчаники газоносной покурской свиты по всему разрезу гидродинамически связаны между собой и с подстилающими альбскими породами.Изотопный состав углерода (ИСУ) метана газовых гигантов Западной Сибири характеризуется значениями от
-58,3 до -64,7 %0 [3], что позволило Ф.А. Алексееву и многим другим исследователям считать этот газ биохимическим. Скорее всего, это не так, поскольку достоверно биогенному метану свойственны более низкие значения d13С, не превышающие -65 %0 (вплоть до -95 %0). В интервале от -65 до -50 %0 находятся значения ИСУ метана термолитического генезиса, формирование которого происходило в условиях низких температур (до 50 °С) и давлений по диссоциативному механизму (Галимов Э.М., 1973). Источником легкого метана, как и при биогенной конверсии, служили изотопно облегченные метальные группы на периферии макромолекул керогена.По вопросу об источнике водорода, необходимого для гидрогенизации метильных групп, существуют две точки зрения. Первая из них основана на многочисленных опытах по преобразованию УВ на различных катализаторах, включая естественные алюмосиликаты. П.Ф.
Андреев, А.И. Богомолов, А.Ф. Добрянский, Т.Т. Клубова, А.А. Петров, А.В. Фрост и др. считают, что при низкотемпературном (до 300 °С) контактно-каталитическом преобразовании УВ и жирных кислот происходит внутримолекулярное диспропорционирование водорода с образованием, с одной стороны, предельно гидрогенизированных соединений, а с другой – обедненных водородом ароматических структур и продуктов их уплотнения [4].Согласно второй точке зрения источником водорода может быть вода, диссоциированная на поверхности глинистых частиц. По данным П.А.
Удодова и др. (1983), в монтмориллоните связанная вода по сравнению со свободной характеризуется резко выраженной диссоциацией и некоторыми сопутствующими явлениями (таблица).Как следует из таблицы, связанная вода при диссоциации протонизируется, причем масштабы этого процесса значительны.
Диссоциация воды на поверхности алюмосиликатов происходит в результате формирования мощной координационной связи адсорбированных на активных центрах молекул воды, смещения электронов кислорода воды на гибридизированные орбитали кремния и алюминия, и как следствие образования достаточно свободных протонов (сильной кислоты Бренстеда). Плотность координационных (активных) центров алюмосиликатов очень велика – до 10
13 см-2. Протонная кислотность алюмосиликатов значительно выше таковой чистых оксидов Si и Аl, т.е. степень протонизации воды в глинах выше, чем в песчаниках и алевролитах (Голованова Г.Ф. и др., 1977).Свойство алюмосиликатов протонизировать связанную воду и создавать мощный каталитический эффект широко применяется в различных лабораторных и производственных операциях,
в частности при крекинге нефти. Раньше этот процесс активизировался естественными глинами, например бентонитами, однако впоследствии выяснилось, что более эффективными катализаторами являются каркасные алюмосиликаты типа цеолитов.Нетрудно предположить, что диссоциация воды на поверхности алюмосиликатов создает в поровых водах протонные слои и облака, которые, без сомнения, участвуют не только в процессах каталитического превращения керогена, но и в его гидрогенизации. В оптимальных условиях протонная конверсия керогена способна привести к образованию на небольшой глубине, еще на подстадии протокатагенеза, первых порций нефти и низкотемпературного термокаталитического газа.
Таким образом, из трех рассмотренных моделей лишь одна – третья – благоприятна для аккумуляции нефти и (или) газа. Практически все месторождения нефти и газа сформировались по схеме, согласно которой генерация нефти происходила на доинверсионном этапе в закрытых производящих толщах, а генерация газа – на постинверсионном этапе в раскрытых толщах. Миграция нафтидов и формирование их залежей осуществлялись на постинверсионном этапе, после раскрытия глубинных водонапорных комплексов и в результате начавшегося уплотнения глинистых пород.
Фазовый состав образуемого нафтида зависит от времени раскрытия очага генерации: при ранней смене режимов (например, в протокатагенезе) образуется облегченный метан, при более поздней
(MK1) происходит формирование тяжелой нефти, а при еще более поздней (МК3) – облегченной нефти. Если смена тектонического режима произошла во время главной фазы нефтеобразования, то образуются нефтегазовые и газоконденсатнонефтяные месторождения с различными соотношениями нефти, газа и конденсата. Вероятность образования газоконденсатных растворов тем выше, чем позже (в рамках главной фазы нефтеобразования) произошло раскрытие генерирующей толщи.Для решения проблемы прогноза фазового состояния нафтидов в новых районах по геофлюидодинамическим данным необходимо по первым же глубоким поисковым скважинам определить пластовые давления и по диаграммам ГИС рассчитать коэффициенты аномальности петрофизических показателей глин. Анализ пластовых давлений позволяет оценить степень барической аномальности в природных резервуарах, тогда как анализ уплотнения глин устанавливает степень релаксации поровых давлений в глинах, т.е. степень закрытости глинистых толщ и соответственно состояние генерационных процессов. Если поровые давления резко превышают условные гидростатические, то в генерирующей глинистой толще продолжается образование микронефти. Если поровые давления в глинах достаточно близки к условным гидростатическим, то кероген генерирует газ. Конкретные петрофизические показатели нефте- и газообразования могут быть уточнены в ходе дальнейших исследований.
Анализ графиков погружения и прогрева в сочетании с данными о давлениях, температурах и рефлексометрии витринита устанавливает состояние генерирующих толщ в онтогенезе осадочного бассейна: длительность доинверсионного и постинверсионного этапов, длительность генерации нафтидов различного фазового состояния, вариант генерационной модели и, наконец, прогнозное состояние нафтидов в изучаемом регионе.
ЛИТЕРАТУРА
New version of oil and gas formation depen-dently on pressure state of heating centres is considered. In chemical technologies there is widely used the rule determining predominant formation of low-molecular compounds in reactors of low pressure and synthesis of complex structures in reactors of high pressure. Closed bed systems with anomalously high pressures are usually formed with sedimentary basins at the stage of general subsidence. Transformation of kerogen in such cases leads to synthesis of microoil molecules. The open system is formed under conditions of hydraulic opening of interior part of the Earth and decreasing bed pressures up to hydrostatic ones the open system is formed with predominant gas generation. Dependently on the degree of opening sedimentary cover there are delineated three models of oil and gas generation. The most favourable is the model considering transition of the closed system into the open one. In case of the early opening of generation centres gas is formed and scales of gas-forming processes might be considerable. In cases of the late opening oil generation mainly takes place. The intermediate versions are possible. In correspondence with peculiarities of generation processes, the zones of predominately gas or oil accumulations are formed within sedimentary basins. Pressure state of generation centres and predominant type of naphtides might be determined at the stage of target selection/investigations.
Физические свойства свободной и связанной воды (в состоянии абсолютной нейтральности)
|
Показатели |
Вода |
|
|
свободная |
связанная |
|
|
рН |
7,0 |
3,6 |
|
Парциальное давление Н 2, Па |
10-22.56 |
10-0,56 |
|
Константа диссоциации |
10-14 |
10-7.15 |
|
Плотность, кг/м 3 |
1000 |
1400 |
|
Диэлектрическая постоянная |
78,3 |
10-20 |
ДИАГРАММА ФАЗОВЫХ СОСТОЯНИЙ УВ-СИСТЕМЫ В УСЛОВИЯХ АВПД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ И КОЭФФИЦИЕНТА АНОМАЛЬНОСТИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РЕГИОНОВ МИРА
Залежи УВ
1 - нефтяные, 2 - газовые, 3 - газоконденсатные, 4 - газоконденсатнонефтяные, термобарические мегазоны I - верхняя, II - нижняя, зоны распространения УВ-скоплений (цифры в кружках) 1 - газоконденсатов и газа, 2 - нефти, 3 - нефтегазоконденсатов, области с соотношением ресурсов газа (Г), нефти (Н) и конденсата (К), % а - Г = 100, б - Г = 99, К = 1, в - Г = 98, К = 2, г - Г = 97, К = 3, д - Г = 20, Н = 80, е - Г = 5, Н = 95, ж - Г=75, Н=10, К =15, з - Г=85, Н = 5,К=10, и - Г = 92,К = 8