Rock-Eval

Дж. Эспиталье был разработан стандартный пиролитический метод, в котором используется специальное пиролитическое уст­ройство Rock-Eval. Пример записи, получаемой при анализе, по­казан на рис. 2.8.

При пиролизе образуются несколько основных групп компо­нентов (три или четыре), которым соответствуют пики S₀, S₁, S₂, S₃, идентифицированные следующим образом: S₀ — содержание в породе УВ ряда С1+С7 (кг/т) (т.е. продуктов, выделяющихся при невысокой температуре (90°С) в течение 2 мин, главным об­разом УВ газов); S1 — содержание в породе жидких УВ нефтяно­го ряда С8 +... + C15 + (УВ и нефтеподобных соединений, уле­тучивающихся до 280-300°С); S2 — УВ и родственные им компо­ненты, генерированные при более высоких температурах (до 500°С). Этот пик сопоставляется с количеством УВ (кг/т или мг/г породы), которые могут образоваться при полной реализации нефтематеринского потенциала содержащего в ней ОВ; S3 — вы­ход СО2, полученного в результате пиролиза ОВ. Температура Т соответствует максимуму выхода продуктов углеводородного ти­па, полученных в результате крекинга.

Величина S1 соответствует доле исходного генетического по­тенциала, который реализован в УВ. Сумма S1+ S2 представляет собой генетический потенциал породы (кг/т).

Показателем качества керогена или типа ОВ являются водо­родный индекс HI (S2/C_opr) и кислородный индекс (S₃ /С_орг). Эти индексы хорошо коррелируются с элементным составом OB, a именно, между водородным Н/С_ат и кислородным О/С_ат индек­сами. Значения этих индексов для керогенов разных типов, нане­сенные на диаграмму Ван-Кревелена повторили картину распре­деления значений Н/С_ат и О/С_ат на этой диаграмме, т.е. обосо­били три типа керогена Кривые на рис. По Б. Тиссо и Д. Вельте, выделенные пики характеризу­ются следующими значениями:

I тип керогена — Н/С_ат > 1,6; HI > 600 мг УВ/г С_орг;

II тип керогена - Н/С_ат = 1,2-1,5; HI 300-600 мг УВ/г С_орг;

III тип керогена — Н/С_ат < 1,2; HI < 300 мг УВ/г С_орг.

Широкое использование пиролитических методов в нефтепо-исковой геохимии (Дж. Эспиталье, Б. Тиссо, Д. Вельте, Г. Деро, М. Медее, Б. Кац, С. Лартер, В. Орр, Л. Сноуфен и др.) позволи­ло установить ряд специфических особенностей этого метода. На величину пиролитических показателей влияет состав минераль­ной матрицы, концентрация С_орг в породе; количество удержива­емых матрицей УВ растет с увеличением доли частиц пелитовой размерности, с ростом монтмориллонитовой составляющей поро­ды и уменьшается с ростом степени катагенетической преобразо-ванности, состав минеральной матрицы влияет на Т_макс.

По мнению многих зарубежных исследователей, пиролиз, ве­
роятно, является наилучшим стандартным методом одновремен­
ного определения типа и зрелости ОВ, он позволяет производить
полуколичественную оценку генетического потенциала и коэф­
фициента превращения (Тиссо, Вельте, 1981).

Преимущество пиролитического анализа со
стоит в возможности получить весьма простыми средствами
практически важную информацию, например, о нефтегенерирую-
щей способности отложений, наличии процессов миграции, типе I
ОВ и степени его зрелости. При этом в процессе пиролиза про­
исходит нарушение молекулярной структуры ОВ, возникают но­
вообразования, поэтому он не может быть основой для настоя­
щего глубокого и тонкого исследования органического вещества.
Кроме того, этот метод не позволяет провести разделение генери­
рованных продуктов на жидкие и газовые.

В настоящее время все большему кругу исследователей ста­новится совершенно очевидным, что разработка проблемы потен­циала ОВ на высоком научном уровне невозможна без использо­вания современных методов органической химии, геохимии и петрографии: электронной микроскопии, инфракрасной спект­роскопии, дифференциального петрографического анализа, газо­жидкостной хроматографии, масс-спектрометрии, ЯМР, ЭПР. Молекулярный уровень исследования ОВ не является пределом их изучения; видимо, для более углубленного познания вещества необходим атомарный уровень и, возможно, более тонкие, совер­шенные методы его исследования.

Лекция № Геохимические закономерности размещения нефтей разного состава в недрах. Геохимические критерии

при изучении формирования

нефтяных залежей.

Первоочередного внимания заслуживает зависимость состава нефтей от возраста вмещающих отложений.

Таким образом, с увеличением возраста вмещающих отложений наблюдаются следующие изменения углеводородного состава нефтей:

1) увеличение содержания метановых углеводородов, уменьшение
нафтеновых, а следовательно (при отсутствии значительных изме­
нений в содержании ароматических углеводородов), общее снижение
цикличности (для нефтей и бензинов);

2) увеличение содержания нормальных метановых углеводородов
за счет изомеров;

3) уменьшение количественного соотношения между этилбензо­
лом и метаксилолом в составе низших ароматических углеводо­
родов.

В последнее время отмечены также некоторые закономерности, характеризующие зависимость от возраста и изотопного состава нефтей. Так, по данным С. Силвермэна и других ([59] и др.) относи­тельная доля тяжелого стабильного изотопа углерода (С¹³) в составе углерода нефтей с возрастом вмещающих отложений уменьшается, т. е. изотопный состав углерода нефтей с возрастом «облегчается».

Отмечается изменение с возрастом и изотопного состава серы в нефтях]. По данным для 33 нефтей СССР (главным образом палеозойских) устанавливается, что от­носительная доля тяжелого изотопа серы (S³⁴), с возрастом увели­чивается.

Второй важнейшей закономерностью является зависимость со­става нефтей от глубины залегания.

Если за приближенный показатель состава нефтей взять плот­ность их, по которой имеется большее число данных, то окажется, что наиболее распространено уменьшение плотности нефтей с глуби­ной (вниз по разрезу).

С увеличением глубин залега­ния независимо от возраста соотношение нафтеновых и метановых углеводородов в нефтях падает и в то же время эта закономерность прослеживается с увеличением возраста независимо от глубины, что подтверждает приведенное выше положение о зависимости угле­водородного состава нефтей от возраста вмещающих отложений. Влияние возраста и влияние глубины не зависят одно от другого, но оба они приводят к изменениям одного и того же характера.

Таким образом, с увеличением глубины залегания наблюдаются:

1) уменьшение плотности нефтей;

2) увеличение содержания в нефтях легких фракций;

3) снижение цикличности углеводородного состава нефтей (от­
ношения между нафтеновыми и метановыми углеводородами);

4) повышение содержа­ ния ароматических угле­водородов в легких фрак­ циях нефтей и некоторые другие изменения.
Следующей важной геохимической закономер ностью является зависи­мость состава нефтей от пликативной дис-л о ц ированности и метаморфизма вмещающих по­род.

Использование критериев, получаемых при геохимических иссле­дованиях нефтей, при выяснении условий формирования нефтяных залежей, может базироваться на сравнении степеней превращенности и измененности различных нефтей, а также нефтей и вмещающих пород.

Сравнение степени ме­таморфизации нефтей и вмещающих пород в общем случае может дать возмож­ность сделать заключение о первичной или вторич­ной нефтеносности данного разреза пород. В качестве показателя метаморфизации нефтей можно использо­вать содержание ароматических углеводородов в их легких фракциях. Чем выше количество ароматических УВ в составе нефти, тем они тяжелее и тем более глубоко подверглись катагенезу.

Дата добавления: 2014-01-20