К оглавлению	УДК 550.84
	© Е.С. Ларская, Л.Б. Борисова, 1993

Корреляция пиролитических и битуминологических параметров ОВ и пиролитические показатели нефтегазоносности глубокопогруженных карбонатных отложений (на примере Карачаганакского месторождения)

Е.С. ЛАРСКАЯ, Я.Б. БОРИСОВА (ВНИГНИ)

Пиролитический метод Рок-Эвал [3-5] нашел широкое применение в практике геохимических исследований вначале для оценки нефтегазогенерирующих свойств пород и в последние годы для выявления нефтегазовых скоплений. Рассмотрим результаты корреляции пиролитических и битуминологических исследований карбонатных рифогенных пород глубокопогруженной (3,7-5,3 км) Карачаганакской нефтегазоконденсатной залежи с аномально высокими (до 5,9 мПа) пластовыми давлениями и относительно низкими (менее 80 °С) температурами. Органическое вещество (ОВ) и его битумные и углеводородные (УВ) компоненты детально изучены во многих пробах, равномерно освещающих залежь. Было выбрано 125 образцов, которые подверглись параллельным битуминологическим и пиролитическим исследованиям.

В продуктивном карбонатном резервуаре Карачаганакского месторождения преобладает эпигенетичное ОВ нефтяного и конденсатного генезиса [2]. Его коренное отличие от сингенетичного ОВ заключается в отсутствии первичного карбоциклического основания, за счет трансформаций которого в процессе катагенеза генерируются УВ. Поэтому, видимо, пиролитические параметры здесь несут несколько иную смысловую нагрузку, чем в случае с сингенетичным ОВ [4].

В рассматриваемом объекте эпигенетичное ОВ на 50-95 % состоит из растворимой в хлороформе части (ХБА) и нерастворимой, отражающей присутствие в породе керитизированных компонентов. Изучение последней, существенно меньшей по массе, части ОВ процесс трудоемкий, и полученная с его помощью информация не так уж обязательна при прогнозе нефтегазоносности. Поэтому основной акцент был сделан на корреляцию между пиролитическими параметрами и параметрами, характеризующими растворимую часть ОВ, многие свойства которой отработаны ранее в качестве показателей нефтенасыщенности.

Для корреляции были выбраны более или менее сходные в вещественном отношении пары пиролитических и битуминологических параметров, соответственно: (S₁+S₂) -ХБА; S₁-содержание в породах УВ, выделенных из ХБА (УВ_ХБА), OPI - доля УВ в ХБА и ряд других. Корреляция преследовала цель выявить характер различий, обусловленных неполным соответствием сравниваемых компонентов и определить необходимые в связи с этим поправочные коэффициенты и уравнения корреляции для перевода значений того или иного параметра, полученных с помощью одного метода, на язык другого метода.

При этом предполагается, что выводы и уравнения для Карачаганакского объекта могут быть использованы и при изучении аналогичных глубокопогруженных нефтегазоконденсатных карбонатных резервуаров.

Обработка данных дала следующие результаты. В разнофациальной и полиминеральной толще (доломиты, известняки, доломитизированные известняки, сульфатизированные доломиты) зафиксирована хорошая сходимость данных С_орг и ТОС, которые связываются линейным уравнением с высоким коэффициентом корреляции R=0,97 (таблица).

Параметры ХБА и (S₁+S₂) имеют в среднем довольно хорошее совпадение числовых значений, хотя разброс данных по одному параметру вокруг фиксированных значений другого весьма велик (рис. 1). Показатели также связаны линейными уравнениями с довольно высоким коэффициентом корреляции (R=0,89) при существенной дисперсии значений (см. таблицу).

Величина отношения ХБА/ (S₁-S₂) для эпибитумов варьирует от 1 до 3,5 в редких образцах снижаясь до 0,9. Превышения значений ХБА над (S₁+S₂) указывают на то, что имеют место случаи, когда экстракция хлороформом более полно извлекает свободные эпибитумы, тогда как при пиролизе даже при температуре свыше 400 °С некоторая часть остаточной нефти и выпавшего конденсата не пиролизуется, возможно сохраняясь в закрытых порах растертой породы. В породах с сингенетичным органическим веществом (S₁+S₂) как правило, выше, чем ХБА, так как величина S₂ кроме смолисто-асфальтеновых компонентов свободных битумов и кислого битума включает в себя, видимо, и УВ пиролизуемого керогена. Обнаружена довольно слабая тенденция увеличения значений отношения XBA/(S₁+S₂) с уменьшением доли УВ в ХБА, что при одновременном возрастании величины ХБА может быть связано с массой не полностью пиролизующихся при 440 °С смол и асфальтенов, хорошо извлекаемых хлороформом.

Увеличение рассматриваемого отношения происходит также и с увеличением т.е. доли ХБА в ОВ. При этом отчетливо выделяются две совокупности пород: с ХБА богатым (более 50 %) и бедным (менее 50 %) УВ. Тенденция и характер связи между значениями отношений ХБА/ (S₁ +S2) и величиной β_хл в обеих совокупностях сходны, различны только стартовые и финальные значения. Это подтверждает высказанное предположение, что доля УВ в эпибитумном веществе не влияет на величину рассматриваемого отношения.

Параметры S₁ и содержание УВ_ХБА породы также связаны линейно (см. таблицу, рис. 1).

Отношение УB_XБA/S₁ варьирует от 0,5 до 2,2 с неустойчивой тенденцией к увеличению с возрастанием β_хл (доли эпигенетичной составляющей) и доли УВ в ХБА, т.е. степени подвижности «УВ» флюида (рис. 2).

В бедных УВ (менее 40 %) окисленных битумах (остаточных нефтях), и при β_хл менее 50 % (связанная с керитизацией пониженная роль растворимых в хлороформе веществ) битумный анализ определяет меньшее содержание УВ в породе, чем пиролиз (УВ_ХБА/S₁<1).

В прямой зависимости находятся и параметры S₂ и содержание неуглеводородов (неУВ) в породе. Их связь аппроксимируется линейными уравнениями (см. таблицу, рис. 1) с невысоким (0,66) коэффициентом корреляции и большой дисперсией значений, которая в частности приводит к тому, что отношение неУВ/S₂ колеблется от 1 до 4, изредка достигая 7. Величина отношения почти не зависит ни от β_хл, ни от доли неуглеводородов в ХБА. Отметим, что в породах, в которых доля УВ в ХБА менее 30 % (окисленные нефти и их дериваты), а неуглеводородов более 70%, отношение неУВ/S₂ обычно более 2,0 (2,2-7,0); при доле УВ в ХБА свыше 50 % (остатки подвижных нефтей или конденсатов) отношение неУB/S₂ обычно не больше 1-2,5; при доле неуглеводородов в ХБА от 70 до 50 % величина отношения колеблется от 0,7 до 7.

Таким образом, содержание смолисто-асфальтеновых компонентов в породах, определенное битуминологическими методами, обычно тем больше S₂, чем больше в ХБА доля неуглеводородов. Видимо, образующиеся при пиролизе из неуглеводородов УВ в значительной части фиксируются пиком S₁. Приведенные соотношения специфичны для эпигенетичного битумного вещества.

По другим коллекциям отмечалась информативность показателя «отношение УВ/неУВ». Его величина варьирует от 0,2 до 2, в небольшом числе образцов достигает 5-6. Значения отношения S₁/S₂ лежат в том же интервале. Между ними существует строгая прямая зависимость (см. таблицу). Несмотря на весьма большую дисперсию значений и учитывая довольно высокий коэффициент корреляции (R=0,74), отношение S₁/S₂ может быть рекомендовано в качестве одного из показателей нефтегазоносности. В частности, для нефтяной и нефтегазоконденсатной зон его величина должна превышать 1.

Хорошее соответствие зафиксировано и между OPI и долей УВ в ХБА (УВ_ХБА) - информативным битумным показателем (рис. 3). Между ними существует прямая связь, выражающаяся линейным уравнением (см. таблицу).

Соотношение УВ_ХБА/ОР1 варьирует в данном объекте от 0,2 до 1,1. Оно практически не зависит от β_хл, но связано с долей УВ в ХБА: при УВ_ХБА менее 30 % УВ_ХБА/ОР1 не превышает 0,6; при 30-50 % - 0,6-0,9; при более 50 % - около 1. Другими словами, наилучшая сходимость этих параметров в породах с «благородным» битумом (нефтью).

Проведенный анализ позволил сделать ряд выводов.

1. В карбонатных нефтегазоконденсатоносных толщах, содержащих, судя по независимым определениям, преимущественно эпигенетичное ОВ нефтяного или конденсатного генезиса, между пиролитическими и битуминологическими определениями однотипных параметров ОВ имеет место либо совпадение, либо прямая зависимость.

Так как С_орг и ТОС практически одинаковы, то в образцах карбонатных пород с низким нерастворимым остатком, в которых из-за небольших навесок не проводилось определение С_орг, общее содержание ОВ можно вычислять по ТОС.

Концентрация ХБА в породах и суммарное содержание углеводородов низко- и высокотемпературного (S₁ и S₂) пиролиза весьма близки и связаны прямой зависимостью (см. таблицу).

Так же хорошо соответствуют между собой битумные и пиролитические определения содержания УВ и S₁ и неУВ и S₂ в породах. При этом, в большинстве обследованных образцов величины ХБА, УВ и неУВ в 1,2-2,5 раза больше, чем значения соответствующих им пиролитических параметров.

Дефицит (S₁+S₂) по отношению к ХБА несколько больше, чем дефицит S₁ по отношению к УВ_ХБА, но далеко не во всех образцах. В целом же пиролиз образцов рассматриваемого объекта «не добирает» в своих определениях количество веществ, экстрагирующихся из пород хлороформом. Так что для примеси УВ высокотемпературного крекинга (более 400 °С) сингенетичного ОВ в пике S₂ «нет места». Это обстоятельство используется как показатель эпигенетичности ОВ и нефтегазоносности пород резервуара.

Соответствие перечисленных параметров, непосредственно замеряемых битуминологическим и пиролитическим методами, обусловливает и значительное сходство значений расчетных параметров, таких как β_хл и β_(S1+S2); доля УВ в ХБА и OPI; βув и β_S1 отношений УВ/неУВ и S₁/S₂, связанных линейной зависимостью с довольно высокими коэффициентами корреляции (см. таблицу).

Различия в пиролитических и битуминологических определениях зависят от ряда причин. Одна из них - степень окисленности исходного нефтяного вещества и его сохраняющейся в керне части, проявляющаяся через долю УВ в ХБА, Влияние последней наиболее сильно сказывается в кратности отношения доли УВ/OPI: в породах с окисленной нефтью (УВ составляет менее 40 % ХБА) величина отношения от 0,3 до 0,7; в породах с подвижными нефтями и газоконденсатом 0,8-1,1.

Чем больше содержание УВ в ХБА, тем выше отношение УB_XBA/S₁; при 10-40 % УВ отношение меньше 1 (0,5-1); при 50-80 % -за редким исключением, больше 1 (1,0-2,2). Другими словами, при «легких» битумах в породах определение подвижных УВ пиролитическим методом не полно по сравнению с битуминологическим. Вместе с тем доля УВ в ХБА мало влияет на кратность отношения ХБА/(S₁ + S₂).

Величина β_хл также влияет на кратность значений некоторых однотипных пиролитических и битумных показателей. Так отношения УВ/S₁ менее 1 обычно связаны с породами, в которых β_хл не более 40 %, при β_хл более 40 % отношение колеблется от 1 до 2,5. На величину отношения УВ_ХБА/ОРI β_хл практически не влияет, а его увеличение влечет за собой возрастание отношения XBA/(S₁+S₂). Только в образцах с близким содержанием УВ (свыше 50 %, 30-50 % и т.д.) отношение неУВ/S₂ от величины β_хл почти не зависит.

2. Прямая линейная зависимость между пиролитическими и битуминологическими параметрами позволяет переводить значения однотипных параметров, определенных одним методом, в систему другого метода, и, тем самым расширять и унифицировать геохимическую информацию по изучаемым

месторождениям, проводить сравнение с зарубежными объектами.

3. Анализ связи между ранее выявленными битуминологическими показателями и пиролитическими определениями аналогичных параметров позволил определить комплекс наиболее информативных пиролитических показателей нефтегазоконденсатности глубокопогруженных карбонатных рифовых массивов, который можно использовать при поисках и разведке месторождений карачаганакского типа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

4. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения. / Под ред. Ю.С. Кононова.- Изд. Саратовского ун-та, 1988.

5. Модель газоконденсатно-нефтяной залежи Карачаганакского месторождения / Е.С. Ларская, К.А. Клещев, А.Н. Сухова, Т.Ю. Пентина и др. // Сов. геология.- 1987.- № 4.- С. 14-23.

6. Пентина Т.Ю., Литвинова В.Н., Полянская В.С. Сопоставление данных пиролиза и битуминологического анализа эпигенетичного ОВ карбонатных коллекторов в целях выявления дополнительных геохимических критериев нефтегазоносности // Геохимические критерии формирования скоплений углеводородов и прогноза нефтегазоносности.- М.: Изд, ВНИГНИ.- 1988,- С. 164-169.

7. Espitalie Marquis F., Barsony J. Geochemical logging by the oil show analyser. L. Butterworth, 1984, 29 p.

8. Espitalie J., Deroo G., et Marguis F. La pyrolyse Rock-Eval et ses application Rev.- Jnst. Franc, du Petrole, vol. 40, N 5 ctpt-oct. 1985, p. 563-580 (I partie).

Abstract

Correlation of traditional bitumen and modern pyrolysis values of productive carboniferous rocks is given.

Таблица Взаимосвязь пиролитических и битуминологических показателей

Уравнение регрессии зависимости пиролитических показателей от битумных	S	R	Уравнение регрессии зависимости битумных показателей от пиролитических	S
(S1+S2) =0,21+0,51 ХБА	0,46	0,89	ХБА=0,09+1,57 (S1+S2)	0,82
S1=0,36 +0,56 УВХБА	0,37	0,88	УВхба= 0,37+1,4S1	0,59
S2=0,31+0,5 неУВХБА,	0,3	0,66	неУВХБА=-0,15+1,45 S2	0,66
ТОС= -0,04+1,1 Сорг	0,09	0,97	Сорг= 0,05+0,87 ТОС	0,07
β(s1+s2)=20,2+0,49βхл	20,39	0,91	βхл=-15,14+l,7β(s1+s2)	38,08
βS1=0,l+0,6βУВ	11,58	0,94	βув = -0,07+0,01βS1	0,18
ОРI=-0,04+1,25 УВХБА	0,09	0,69	УВХБА= 0,03+0,8 ОРI	0,098
S1/S2=0,36+1,11 УВ/неУВ	0,69	0,74	УВ/неУВ=0,37+0,5 S1/S2	0,46
УВХБА/ОРI=0,42+0,87 УВХБА	0,14	0,65	УВхба=0,097+0,48 УВХБА/ОРI	0,11

Рис. 1. Соотношение S₁ и УВ_ХБА (а) и (S₁+S₂) и ХБА (б):

1-3 - содержание УВ в ХБА, %; 1 - <30; 2 - 30-50; 3 - >50

Рис. 2. Соотношение β_s1 и β_ув (а), β_(S1+S2) и βхл(б) отношения УВ/S₁

Рис. 3. График взаимоотношений между отношением УВ/ОРI и долей УВ в ХБА (а) и ОРI и долей УВ в ХБА (б)