К оглавлению журнала

  

УДК 550.84

© В.Н. Боровиков, 1996

ХРОНОМОДЕЛЬ РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА

В.Н. Боровиков (ВНИИгеосистем)

Проблема оценки нефтегазоматеринского потенциала, традиционно актуальная при прогнозе нефтегазоносности по геохимическим критериям, успешно разрабатывается в плане анализа современных показателей его реализации [1-4]. Однако достоверность такой оценки может быть существенно повышена в двух новых аспектах: реконструкции первичного нефтегазоматеринского потенциала и анализа эффективности его реализации, что может способствовать определению реальных масштабов нефтегазообразования.

Методологической основой для решения этих вопросов может служить концепция хрономоделирования геополей, базирующаяся на реконструкции эволюции геосреды в хронологических параметрах (Боровиков В.Н., 1991). На базе хронологической корреляции эволюции нефтегазоматеринского потенциала с основными этапами перестройки геолого-геохимической обстановки – фазами орогенеза, инверсий или региональных размывов возможно реконструировать обстановку преобразования ОВ и оценить масштабы генерации УВ. Ниже рассматриваются методологические аспекты применения палеогеохимического анализа для решения указанных задач реконструкции нефтегазоматеринского потенциала и его реализации на примере оценки геохимической обстановки Константинского бассейна (Алжир), где впервые была опробована предлагаемая разработка.

Константинский бассейн расположен в восточной части Алжирских Атласов и представляет собой сложно построенную гетерогенную область прогибания с разновозрастным платформенным основанием – эпигерцинским на севере и докембрийским на юге.

В результате резкого дислоцирования меловых осадков платформенного чехла в фазу альпийского орогенеза отложения верхнего и нижнего мела на значительной территории были выведены на дневную поверхность в ядрах антиклиналей. Органическое вещество осадков мезозоя изучалось в диапазоне от неокома до нижнего сенона. В целом рассматриваемый разрез нижнего и верхнего мела представлен карбонатными и реже терригенными отложениями. Содержание Сорг низкое до среднего и изменяется от 0,2 до 0,5 %, редко достигая 1,5 %. Тип ОВ в основном смешанный и гумусовый.

Проведенная оценка распределения степени катагенеза ОВ показала, что осадки нижней части разреза (юра, неоком) на большей площади территории уже прошли фазу нефтеобразования, в то время как отложения верхней части (апт, альб и сеноман) находятся в фазе современной генерации нефти.

Для объективного анализа эволюции ОВ важна не только палеогеохимическая оценка распределения во времени и пространстве генерации, миграции и аккумуляции УВ, но и реконструкция нефтегазоматеринского потенциала, позволяющая определить реальные масштабы нефтегазообразования. В целях оценки первичного потенциала ОВ проведена реконструкция основных параметров пиролиза и осуществлен расчет новых показателей, отражающих потери УВ органическим веществом. На основе известных параметров пиролиза S1 и $2 и индекса нефтяной продуктивности PI можно рассчитать по формуле В. Филиппова количество потерянных УВ (SХ)

а затем восстановить начальные значения нефтяного потенциала РР0, водородного индекса НI0 и начальную величину Сорг0 в указанной последовательности:

РР0 =S1+S2+SX, (2)

НI0 = S1 + S2 + Sx/Сорг0 , (3)

Сорг0 =Сорг + SХ . (4)

В формуле (1) неизвестной величиной является PI1 – реальное значение индекса нефтяной продуктивности, оцениваемое по формуле

Для определения PI1 в начальной стадии преобразования ОВ построен график эмпирической зависимости Tмах от PI (рис. 1). Верхняя часть кривой РI/Tмах отражает значения РI1 в незрелой зоне. При этом допускалось, что в начальной стадии преобразования ОВ формирующиеся УВ еще не мигрировали из породы, и поэтому пик пиролиза отражает реальное содержание УВ в породе. Средняя часть кривой РI/Тмах приходится на зону нефтеобразования. Для реконструкции нефтегазоматеринского потенциала зафиксированные пиролизом значения HI в нефтяной зоне этих скважин были сопоставлены с начальными значениями НI0 в незрелой зоне. Значение НI0 было определено по графику эмпирической зависимости НI/Тмах и составило 400 мг УВ/1 г Сорг. Сравнение реальных значений HI в нефтяной зоне с начальными значениями НI0 позволяет определить величину PI, адекватную индексу реализации нефтегазоматеринского потенциала RI. Так, в нефтяной зоне (скв. MAN 1, глубина 2727 м) в альб-аптских отложениях HI составляет 154 мг УВ/1 г Сорг; RI будет соответственно равен 61,5 %. По скв. DK 1 (глубина 2435 м) значение RI в нефтяной зоне получено аналогичными расчетами и в породах альба составило 64 %. Значение RI в нижней части рассчитано по скв. SB 1 (глубина 763 м) и равняется 95 %. Согласно полученной зависимости РI/Tмах значение RI в конце нефтяной стадии оценивается для усредненного типа OВ в 75 %, что согласуется с исследованиями Эспиталье темпов трансформации ОВ в зависимости от его типа [5]. Так, по данным Дж. Эспиталье реализация потенциала ОВ в конце нефтяной стадии (Tмах = 450-460 °С) для ОВ смешанного типа составляет 90 %, а для гумусового она равна только 60 %, т.е. в среднем составляет 75 %, что и соответствует RI ОВ (тип II-III) пород мезозоя Константинского бассейна. В целях оценки масштабов генерации УВ в зависимости от типа ОВ построена диаграмма эмпирической зависимости Сорг /Сорг от PI (рис. 2). На этом графике хорошо прослеживается зависимость потерь углерода на образование УВ от типа ОВ. По расчетным точкам построены две кривые, характеризующие активность потерь углерода на образование УВ для смешанного типа ОВ (тип II по Эспиталье) и гумусового (тип III по Эспиталье). Наибольшими потерями углерода на образование УВ характеризуется ОВ смешанного типа, а минимальными потерями (лишь до 10 %) отличается ОВ гумусового типа.

Проведенная реконструкция параметров ОВ меловых отложений позволила скорректировать оценку нефтематеринских свойств пород по современным показателям пиролиза. В частности, для наиболее перспективного альб-аптского комплекса расчетные начальные параметры ОВ существенно превысили их современные аналоги. Так, современные максимальные содержания Сорг и значения РР составляют соответственно 0,98 % и 1,57 кг УВ/1 т породы, в то время как начальные величины их аналогов достигают соответственно 1,22 % и 3,97 кг УВ/1 т породы. Потери углерода на образование УВ составили 12-20 %. Материнские свиты этого комплекса реализовали свой нефтяной потенциал на 60 %. Таким образом, проведенная реконструкция начальных параметров потенциала ОВ позволила существенно повысить значимость этих свит для формирования скоплений УВ.

Однако реконструкция потенциала ОВ представляет интерес не только в абсолютных значениях его реализации, но и в относительных величинах - по отношению к хронологическим рубежам перестройки геолого-геохимической обстановки. Методологической основой для реконструкции эволюции потенциала ОВ во времени и геологическом пространстве служит хронологическая корреляция нефтегазоматеринского потенциала с основными этапами трансформации геообстановки, например с фазами орогенеза.

Унифицированный характер зависимости эволюции потенциала ОВ от хронологических рубежей трансформации геосреды отражает хрономодель реконструкции нефтегазоматеринского потенциала (рис. 3). Представленная здесь зависимость RI ОВ от степени преобразования OВ во времени базируется на приведенных выше расчетах средних значений RI OB в конце нефтяной стадии, что согласуется с данными Дж. Эспи-талье для ОВ смешанного типа. Хрономодель отражает корреляцию кривой эволюции потенциала О В с фазой пиренейского орогенеза, что позволяет определить развитие полей распределения потенциала доорогенной и посторогенной реализации ОВ. В соответствии с указанным качественным распределением поля потенциала ОВ возможно выделение его эффективной посторогенной составляющей. Отсюда критерием оценки эффективности реализации нефтегазоматеринского потенциала служит, с одной стороны, его абсолютное значение к моменту орогенеза, а с другой – диапазон посторогенной реализации.

Производным из указанной реконструкции качественным показателем реализации потенциала ОВ является индекс генерации УВ – V = PI/Tэ, представляющий собой отношение индекса нефтяной продуктивности к эффективному времени генерации УВ. При этом максимальное эффективное время генерации УВ соответствует абсолютному значению времени данного орогенеза, т.е. 40 млн лет для пиренейской фазы. Индекс генерации V отражает прирост значений PI в процентах в единицу времени (за 1 млн лет), т.е. выражает скорость реализации нефтегазоматеринского потенциала. Таким образом, приведенные количественные и качественные показатели реализации нефтегазоматеринского потенциала могут служить информативными критериями хроногенетического прогноза нефтегазоносности.

ВЫВОДЫ

Хроногенетический прогноз нефтегазоносности по геохимическим критериям включает оценку следующих информативных хронопараметров:

1. Хронологический диапазон посторогенной реализации нефтегазоматеринского потенциала;

2. Хронологический диапазон посторогенной генерации УВ;

3. Стратиграфический диапазон нефтегазоматеринских свит с посторогенной генерацией У В;

4. Хронологическое отношение реализации нефтегазоматеринского потенциала в посторогенный этап к таковой в доорогенный;

5. Пространственное соотношение зон посторогенной и доорогенной генерации УВ.

Нормирование оцениваемой территории бассейна по значениям указанных хронопараметров может служить методической основой хроногенетического прогноза по геохимическим критериям и этим способствовать достоверной оценке перспектив нефтегазоносности.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефти. - М.: Недра, 1987.
  2. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1976.
  3. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Количественная оценка нефтегазоматеринского потенциала рассеянного органического вещества //Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов.-М., 1982. -С.26-34.
  4. Соколов Б.А. Об условиях реализации нефтегазоматеринского потенциала осадочных пород //Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. - М., 1982. - С.91-96.
  5. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. La perolyse Rock-Eval et ses applications (Deusieme partie).- 1985.-№ 6.-P.755-784.

ABSTRACT

The problem of oil/gas source potential evaluation is discussed under new considerations: reconstruction of original oil/gas source potential and analysis of its realization efficiency. Correlation of major parameters of pyrolysis at various stages of organic matter catagenesis served as a methodical basis to reconstruct original oil/gas source potential that allowed to evaluate source potential realization index. Organic matter's parameters reconstruction was done by means of evaluating of geochemical environment of Constantinian basin (Algeria) that allowed to correct evaluation of oilsource rocks properties according to recent pyrolysis indices.

Also, reconstruction of organic matter's oil source potential was done with due regard for analysis of its realization efficiency. A concept of geofield chronomodelling based on reconstruction of geoenvironmental evolution in chronological parameters was used as a methodical basis to solve problems discussed.

Geochemical field chronomodelling methodology allowed to develop a chronomodel of oil source potential reconstruction depending on its realization efficiency. Oil source potential realization efficiency was evaluated with involving a chronological correlation of oil/gas source potential including the main stages of geoenvironmental transformation, for example, orogenesis and inversion phases.

Thus, a chronomodel of oil source potential reconstruction reflects its evolution both quantitatively and qualitatively providing a means for evaluating a real scale of oil and gas generation.

Рис.1. ДИАГРАММА РЕКОНСТРУКЦИИ НЕФТЕ-ГАЗОМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КОНСТАНТИНСКОГО БАССЕЙНА

1 - зона нефтеобразования, 2 - скважины: а - MAN 1, б - DK 1, в - SB 1

Рис.2. ДИАГРАММА ЗАВИСИМОСТИ ИНДЕКСА НЕФТЯНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ ОТ ПОТЕРИ УГЛЕРОДА НА ОБРАЗОВАНИЕ УВ

Тип ОВ 1-II,2- III, 3 - отложения: а - неокома, 6 - альб-апта, в - сеномана, 4 - зона нефтеобразования

Рис.3. ХРОНОМОДЕЛЬ РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА

1 - унифицированная кривая реализации нефтегазоматеринского потенциала, 2 - граница зоны реализации нефтематеринского потенциала в начале (а) и конце (б) нефтеобразования, 3 - граница зоны реализации нефтематеринского потенциала, адекватная пиренейской фазе орогенеза, 4 - зона нефтеобразования (нефтяное окно), зона реализации нефтематеринского потенциала: 5 - доорогенной, 6 - посторогенной, 7 - зона реализации газоматеринского потенциала