Методика расчета ресурсов нефти и газа на эволюционно-катагенетической основе

Рекомендуемая методика раздельной оценки количества образующихся жидких и газообразных УВ состоит из нескольких этапов:

• реконструкции катагенетической эволюции НГБ;
• изучения типа, содержания и распределения ОВ в основных нефтегазогенерирующих комплексах бассейна;
• проведения на основе этих данных с учетом соответствующих коэффициентов генерации расчетов масштабов образования УВ.

Одни из первых разработок катагенетической эволюции ОВ отдельных зон НГБ были проведены Н.В. Лопатиным (1969) и В.И. Ручновым (1973). Для ОПБ в целом эти вопросы решались Б.А. Соколовым, выделявшим очаги нефтегазообразования, Н.Б. Вассоевичем и Б.А. Соколовым (1975), А.И. Дьяконовым, Н.В. Лопатиным, В.И. Ручковым (1976), Л.А. Польстер и др. (1976), С.П. Максимовым и др. (1975). Это направление в последние годы получило признание за рубежом. Геолого-геохимической основой палеореконструкций катагенетической эволюции ОПБ являются детальные схемы палеотектонического развития различных суббассейнов и зон Азово-Кубанского и Тимано-Печорского НГБ.

Расчеты выполнялись для Восточно-Кубанского, Западно-Кубанского, Северо-Кубанского, Верхнепечорского, Косью-Роговского и других суббассейнов. Сущность методики изучения катагенетической эволюции ОПБ состоит в последовательной ретроспективной фиксации степени катагенеза ОВ с момента зарождения ОПБ и превращения его в НГБ до современной стадии развития.

При этом оценка степени катагенеза осуществлялась на основании измерения оптических свойств мацералов ОВ, например отражения для витринита, абсорбции и флюоресценции для споринита (В.И. Ручнов, 1977), а также расчетным путем, исходя из анализа термической истории отложений методом суммарного теплового импульса (суммарный тепловой импульс) – СТИ. Метод СТИ скорректирован применительно для Азово-Кубанского НГБ (А.И. Дьяконов, Н.В. Лопатин, В.И. Ручнов, 1976) и основан на определении уровня тепловой энергии, полученной породой за всю геологическую, включая геотермическую, историю. Для этого производится построение графиков эволюции глубин и температур погружения пород методом мощностей, определяется длительность пребывания отложений в соответствующих 10°С геотермических зонах, начиная с 50°С, рассчитываются элементарные тепловые импульсы для каждой 10-градусной зоны путем умножения длительности пребывания в данной зоне на коэффициент скорости реакции для данного 10-градусного интервала (энергия активации при этом принимается равной 10 ккал/моль). Сложением элементарных импульсов определяется СТИ, осуществляется корреляция СТИ с данными определения степени катагенеза на основании отражения витринита (R°) для Азово-Кубанского и Тимано-Печорского НГБ.

Исходя из фациально-генетического типа и степени катагенеза ОВ, определяется общая потеря массы ОВ в процентах на начальную стадию катагенеза (данные В.А. Успенского, 1975) согласно таблицы 7 .

С помощью пересчетного коэффициента (Кп) выполняются расчеты содержания гумусового, смешанного и сапропелевого ОВ. Приведенная в таблице 8 величина пересчетного коэффициента принимается на основании аналитических и экспериментальных данных о некарбонатном углероде (В.А. Успенский, 1975).

Широко распространенные в настоящее время методы оценки прогнозных ресурсов углеводородов (объемно-статистические, объемно-генетические) основаны на использовании усредненных данных о составе и содержании УВ в породах современной стадии. В то же время в плане раздельного количественного прогноза и сравнительной оценки ресурсов необходимо знать количество и фазовые соотношения генерируемых УВ на разных стадиях катагенетической эволюции осадочного бассейна. Применительно к Азово-Кубанскому, Тимано-Печорскому и другим НГБ впервые разработана и апробирована общая схема оценки масштабов генерации УВ в процессе катагенетической эволюции бассейна, которая может быть рекомендована в качестве универсальной для осадочных бассейнов молодых и древних платформ.

Одновременно с реконструкцией катагенетической эволюции бассейнов, суббассейнов и зон для каждого нефтегазоматеринского комплекса рассчитываются мощность глинистых осадков к началу соответствующего этапа катагенеза, изменение их плотности и объема, которые служат основой для определения массы пород. Для этих же целей используются уточненные графики изменения пористости и плотности пород-коллекторов.

Следующим этапом оценки ресурсов является определение типа и содержания ОВ по этапам катагенеза. Конкретные сведения о типе и содержании ОВ для мезозойских и палеозойских отложений на современном этапе заимствованы из работ Д.В. Жабрева, Е.С. Ларской, В.С. Котова, Ю.И. Корчагиной, Г.М. Парпаровой, Ф.Е. Окуньковой, Е.Н. Болотова, В.И. Ручнова, Г.П. Калмыкова, Ю.В. Степанова, С.А. Данилевского и других. Для приведения этих данных к соответствующему этапу катагенеза используются сведения о потере массы ОВ в процессе катагенеза. В связи с тем, что аналитические данные свидетельствуют о содержании только некарбонатного углерода (Снк, Сорг), для реконструкции массы ОВ пород были приняты коэффициенты пересчета Сорг на ОВ соответствующего типа и стадии катагенеза.

Имея эти исходные данные, выполняется расчет масштабов генерации раздельно жидких и газообразных углеводородов по этапам катагенеза. Общая формула для расчета масштабов генерации от начала катагенеза до данной стадии имеет вид:

где Qгн – масштабы генерации газа и нефти, трлн. м3; млрд. т;
V – объем нефтегазоматеринских глинистых пород, см3;
d – их плотность, г/см3;
?,? – коэффициенты генерации газообразных и жидких углеводородов;
ОВ – содержание органического вещества в изучаемом комплексе в граммах на 1 кг нефтегазоматеринской породы;
? – поправка, учитывающая тектонодинамические условия и корректирующая соответствие масштабов газо- или нефтеобразования в осадочнопородном бассейне с экспериментальными и фактическими данными, равная для жидких УВ 0,1 для газообразных – 0,05.

Все данные берутся для соответствующих этапов катагенеза ОВ и приводятся к одной размерности. Коэффициенты генерации рассчитываются для газа по исходным данным Е.А. Рогозиной, В.А. Успенского (1974), для нефти – по данным С.Г. Неручева и др. (1975) и приведены в таблице 9.

Как показали выполненные сравнительные исследования для геологических условий Западного Предкавказья и Тимано-Североуральского региона, стадия раннего катагенеза (протокатагенез) глинистых осадков, соответственно мезозоя и палеозоя, начинаясь с глубины погружения 300-400 м, протекает до глубины 1200-1700 м; ниже породы вступают в зону мезокатагенеза, отвечающую градации МК1. По данным Г.П. Корнева, Р.Н. Петровой, В.П. Чаицкого и др., эпигенетические изменения глинистых пород (образование смешаннослойных минералов, гидрослюдизация и каолинизация монтмориллонита и др.) активизируются к концу протокатагенеза при палеотемпературе 40-50°С и горном давлении свыше 30-40 МПа.

В условиях невысоких скоростей погружения и температурных градиентов 2,5-3,0°С этап протокатагенеза ОВ может продолжаться до глубины 2,0-2,5 км. Одновременно с изменением физико-химической характеристики нерастворимой части ОВ и ростом степени его углефикации в раннем катагенезе происходят новообразование подвижных компонентов битумоида и их первичная миграция.

Начальным этапом эволюции нефтегазоносных бассейнов и суббассейнов Предкавказья и Предуралья является вступление наиболее древних нефтегазоматеринских отложений, соответственно триаса и ордовика-нижнего девона, в зону мезокатагенеза, соответствующую градации МК1. Согласно схеме стадийности нефтегазообразования (Н.Б. Вассоевич, 1975) этому этапу отвечает завершение начальной фазы газогенерации (НФГ) и начало активной генерации жидких углеводородов (ГФН).

Последующая эволюция бассейна характеризуется последовательным вступлением в термобарические условия ГФН более молодых отложений юры и среднего девона, а триасовых и ордовико-нижнедевонских – все глубже в зону мезокатагенеза в условия главной фазы нефтеобразования. Дальнейший рост глубины погружения осадков в ходе эволюции осадочного бассейна обусловливает активную аутигенную минерализацию под влиянием процессов эпигенеза. Одновременно физико-химическое воздействие испытывают пластовые и поровые седиментационные воды, которые вместе с продуктами генерации – жидкими и газообразными углеводородами – отжимаются по мере уплотнения осадков в породы-коллекторы. Фаза активного образования нефти при сапропелевом и смешанном типе ОВ и преимущественно в небольших количествах хлороформенного битумоида – при гумусовом продолжается до выхода полностью мезозойского и палеозойского комплексов из главной зоны нефтегенерации (градация катагенеза МК3 и палеотемпература 160-165°С).

Дальнейшая эволюция нефтегазоносного бассейна или суббассейна характеризуется завершением мезокатагенеза при уровне МК4-3 и выходом отложений, начиная с более древних, из главной зоны нефтеобразования и вступлением их в главную зону генерации газа (по С.Г. Неручеву, Е.А. Рогозиной, В.А. Успенскому, 1974; Н.Б. Вассоевичу, 1975). Для этой зоны свойствены более высокая степень катагенетического преобразования ОВ, чем для жидкой фазы углеводородов, и интенсивное вторичное минералообразование (в основном гидрослюдизация в глинистых породах, хлоритизация, окварцевание, регенерация кварца – в грубообломочных). Рассматриваемый заключительный газовый этап эволюции бассейна, охватывая несколько геологических веков, продолжается до современной эпохи.

Масштабы нефте- и газонакопления рассчитываются по формуле:

Qак=Qгн·Кэ·Как·10-3,

где Qгн – масштабы аккумуляции газа и нефти (млрд. м3, млн. т);
Кэ – коэффициент эмиграции газа или нефти;
Как – коэффициент аккумуляции газа или нефти.

Прямых данных о величине коэффициентов эмиграции и аккумуляции нефти и газа нет. По данным А.Э. Конторовича (1977, 1990), наиболее обоснованы следующие значения коэффициентов аккумуляции нефти и газа по нефтегазоносным районам Западной Сибири: Средневасюганскому (триас, нижняяверхняя юра) – 0,012 и 0,038; Каймысовскому (верхняя юра) – 0,027 и 0,002;Шаимскому (средняя-верхняя юра) – 0,011 и 0,004; Сургутскому (неоком) – 0,073 и 0,025; Нижневартовскому (неоком) – 0,099 и 0,041 и другим.

Как показывают прямые замеры газосодержания пород нижнего мела на Майкопском газоконденсатном месторождении, юры в пределах Юбилейного и Южно-Советского месторождений, а также аналогия с триасово-юрскими, меловыми нефтегазоносными формациями Туранской (Тюб-Караган и другие площади Мангышлака) и Западно-Сибирской плит и прямые замеры нефтегазосодержания пород по осадочным комплексам Тимано-Печорского и других нефтегазоносных бассейнов, наиболее обоснованы следующие значения коэффициентов эмиграции и аккумуляции: эмиграция нефти – от 0,0005 до 0,035 (рекомендуется 0,001-0,3), газа – от 0,8 до 0,95 (рекомендуется 0,9); аккумуляции нефти – от 0,01 до 0,12 (рекомендуется 0,07-0,1), газа – от 0,001 до 0,1 (рекомендуется 0,005-0,01).

Значение коэффициентов эмиграции, наибольшее на этапах ГФН (для нефти) и ГФГ (для газа), уменьшается пропорционально сокращению площади контакта нефтематеринских свит и пород-коллекторов в разрезе, а также при уменьшении объема нефтематеринских пород (менее 60% мощности толщи). На значение коэффициентов аккумуляции определяющее влияние оказывают масштабы генерации и емкостные свойства природного резервуара, с увеличением которых значение коэффициента резко возрастает.

Начальные потенциальные ресурсы рассчитываются по формуле:

Qнп=Qак·Кр. н. – для нефти;
Qнп=Qак·Кр. г. – для газа.

Обоснование коэффициентов рассеяния нефти и газа в процессе формирования залежей и расчёт начальных потенциальных ресурсов по ряду нефтегазоносных бассейнов дает величину рассеяния жидких УВ от 30 до 78%, а газообразных – от 40 до 80%. Это позволяет рекомендовать в качестве исходных следующие данные для определения коэффициентов рассеяния жидких (Кр. н.) и газообразных (Кр. г.) углеводородов. Для нефти при наиболее часто используемых значениях рассеяния от 50 до 60% для расчета рекомендуется 55% (Кр = 0,45), для газа при значениях от 40 до 80% для оценки начальных потенциальных (или прогнозных) ресурсов принимается около 60% (Кр = 0,4) при условиях надежной покрышки. Расчет перспективных ресурсов нефти или газа выполняется объемно-генетическим методом по традиционной схеме.