Геолого-геофизические особенности строения отложений доманикового типа, влияющие на оценку запасов и ресурсов углеводородов

А.А. Вашкевич, К.В. Стрижнев, д.т.н., В.А. Шашель, к.т.н., О.А. Захарова, Д.Е. Заграновская, Н.В. Морозов
ПАО «Газпром нефть», ООО «Технологический центр Бажен», ООО «Газпромнефть НТЦ»
Zagranovskaya.DE@gazpromneft-ntc.ru

Журнал «Нефтяное хозяйство»

В процессе исследований доманиковой формации возникает много вопросов по способам и методическим приемам определения ее геолого-геофизических и геохимических параметров. В 2017 г. были опубликованы «Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях» [1], разработанные во ВНИГНИ. Методика должна быть апробирована в течение 1,5–2 лет. При разработке использовались данные геолого-геофизических и геохимических исследований одного месторождения, а также результаты современных исследований в двух скважинах.
В настоящее время при активной разработке нетрадиционных отложений накопился большой объем материалов для усовершенствования данной методики. На 01.01.19 г. в государственном балансе запасов уже учтены 30 месторождений в битуминозных отложениях доманикового типа, к 2016 г. их было только 12, что указывает на проявленный интерес нефтяных компаний к перспективам отложений «сланцевого» типа.
Опыт изучения доманиковых отложений на территории деятельности «Газпром нефти», а также данных отложений по выходам в обнажениях и скважинам Башкортостана показал, что исследования велись на территориях с распространением собственно битуминозных отложений доманикового горизонта и воронежского (мендымского) горизонта с уменьшенной толщиной. При интерпретации данных на интересующих площадях возник ряд трудностей по определению эффективных толщин по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) старого фонда, емкостных, геохимических характеристик, сопоставлению керн – ГИС и дальнейшему тиражированию данных. 

Литолого-минералогическая характеристика отложений 

Отложения доманикового типа представляют собой битуминозную формацию, характеризующуюся тонким (0,2–0,5 м) переслаиванием прослоев с высоким содержанием органического вещества (ОВ) с карбонатнокремнистыми и кремнисто-карбонатными прослоями. Особенностями отложений являются повышенные битуминозность, кремнистость, наличие характерной фауны: тентакулитов (стилиолинов), коралловых и брахиоподовых с гониатитами, ортоцератидами, и водорослей. Битуминозность отложений обусловлена присутствием рассеянного ОВ в матриксе породы, а также наличием скоплений битума в стилолитах, внутри раковин тентакулит, в межкристаллической пустотности, отдельных прослоях и прожилках (Е.Н. Горожанина, В.М. Горожанин [и др.], доклад в МГУ, май 2019 г.) [2].
Ранее, в публикациях других авторов также отмечалось, что отложения доманиковой формации обладают высоким генерационным потенциалом [3]. Например, к таким отложениям относятся кремнистые породы фитогенного генезиса, что связано со значительным содержанием липидов в водорослях с кремниевой функцией – диатомовых, золотистых, перидинеях. Водоросли наряду с липидными и липоидными компонентами содержат кальций и магний, необходимые для автономного синтеза доломита в условиях изменения среды. Известны известковые разновидности водорослей, в которых отмечается кальцит с максимальным для организмов содержанием MgCO3 – до 30–35 % [4, 5]. Если количество магния в хлорофилле составляет 2,7 %, то концентрация Mg в комплексах по сравнению с целыми клетками повышается в 10 раз [6] и достигает 27 %. В.Б. Татарский (1939 г.) впервые обратил внимание на формирование нефтеносных доломитов в присутствии значительного количества органического вещества.
Также отмечалось, что в депрессионной части разреза толща состоит из двух основных типов пород: черные, богатые ОВ, известковые радиоляритовые кремнистые породы с подчиненными кремнистыми известняками и серые тонкодетритовые известняки, в отдельных прослоях кремнистые, со значительно меньшим количеством ОВ. Породы обоих типов характеризуются низким содержанием глинистого минерала [7].
Для аккумуляции подвижных углеводородов (УВ) необходимо пустотное пространство, которое формируется в результате эпигенетических процессов и представлено трещинами, кавернами, межзернистой, межкристаллической пористостью и собственно органической пористостью (пористостью керогена). Для отложений доманикового типа в основном в депрессионной части разреза характерна «закрытая» система нефтенакопления, т.е. без разломов, секущих объект. В связи с этим водоросли являются одним из главных источников ОВ и, как следствие, основным поставщиком сингенетичного магния для формирования аутигенного доломита, контролируя вторичную пустотность, обусловленную эпигенетическими процессами. Таким образом, источником подвижного магния служит карбонатный материал остатков водорослей и, предположительно, железомагнезиальный хлорит и доломит, входящие в состав пород фундамента [8].
Характер вторичных преобразований рассматриваемых пород и их взаимосвязь с насыщенностью углеводородами мало изучены. Следует отметить, что зрелость нефтематеринской породы (НМП) с проявлением подвижных УВ в пустотном пространстве определяется в диагностике минерала-индикатора – аутигенного доломита, наличие которого свидетельствует о том, что породы достигли стадии кондиционного прогрева, обусловливающего генерацию жидких углеводородов (нефть, нефть+газоконденсат). Например, для образования нормального доломита необходима повышенная температура (~200˚С), при этих же температурах в обстановке тектоногидротермальной активизации Западно-Сибирской плиты происходит формирование углеводородов в нефтегазоматеринских толщах [9]: нефти (60–170 °С) → нефти + газоконденсата (150–200 °С). В отложениях доманикового типа доломитизация чаще проявляется послойно, выражена в развитии кристаллов доломита по битуминозному матриксу. В связи с указанным в определение «органическая» пористость вкладывается более широкое понятие, чем просто пористость керогена. Это более сложный физико-химический процесс преобразования самого битуминозного матрикса и перераспределения элементов внутри пласта в результате созревания ОВ. Степень доломитизации варьируется от частичной до полной, а форма выделений доломита указывает на происходивший эпигенетический процесс. Установлено, что углеводороды в доломитизированных известняках находятся в межкристаллических порах, радиоляритовые известняки без признаков вторичной доломитизации коллекторами не являются. В итоге прослеживается последовательность минеральных преобразований: окремнение/каль цитизация – доломитизация –кальцитизация – перекристаллизация – пиритизация [2].
В результате вторичных процессов на разных этапах преобразования происходило перераспределение углеводородов в породе. Наблюдается связь повышенной пористости с увеличением содержания ОВ и вторичными процессами, выраженными окремнением и доломитизацией [7, 8].

Концептуальное строение нетрадиционного объекта 

Исходя из генезиса нетрадиционных коллекторов, их минералогического и вещественного состава, а также дифференциации по подвижности углеводородов в разрезе выделяются три группы пород: обогащенные ОВ – нефтематеринские породы, кремнисто-карбонатные и карбонатно-кремнистые – перспективно-продуктивные интервалы (ППИ) и естественные коллекторы, которые могут быть развиты в прослоях, как обогащенных ОВ, так и вторично преобразованных с низким содержанием ОВ [10]. Нефтегенерация вызвана кондиционным прогревом, активным ускорителем генерации является конвективный тепломассоперенос. Концептуальное строение «нетрадиционного объекта» отложений доманикового типа представлено на рис. 1.

9.PNG

Виды пустотности зависят от минералогического состава и физико-химических свойств пород. Выделяются прослои с трещинно-кавернозной (карбонатизированные и кремнистые породы), межкристаллической, межзерновой (карбонатизированные (доломитизированные) породы, доломитизированные радиоляриты) и органической (битуминозный матрикс и кероген) пористостью.
На рис. 2 приведено сопоставление пористости и проницаемости пород в отложениях доманикового типа. На первый взгляд, связь между коррелируемыми параметрами отсутствует, но если разделить выборку по генезису отложений и физическим свойствам, то можно выделить три области точек, которые объединены в три группы: НМП, ППИ и естественный коллектор с некоторой долей условности пересечения. Сопоставление минерального состава с данными ГИС в отложениях доманикового типа [7] показывает увеличение пористости в кремнистых доломитизированных прослоях и интервалах с повышенным содержанием ОВ.

10.PNG

Таким образом, при определении коэффициента пористости по данным ГИС в доманиковых продуктивных отложениях необходимо знать вещественный и минералогический состав пород, генезис и вторичные преобразования отложений, а также содержание ОВ и его свойства.

Геохимические исследования

Согласно «Временному методическому руководству по подсчету запасов нефти в трещиноватых и трещинно-поровых коллекторах в отложениях доманикового типа» (ФГУП ГКЗ от 01.01.2019 г.) пиролитические методы становятся одним из обязательных инструментов изучения нетрадиционных углеводородных систем для оценки ресурсов и подсчета запасов. Однако используемые методические решения во временном руководстве имеют неоднозначную интерпретацию предложенных параметров.
Органическое вещество нетрадиционных углеводородных систем характеризуется наличием максимального количества компонентов: керогена, углеводородных (насыщенная и ароматическая фракции) и высокомолекулярных (парафины, смолы и асфальтены) соединений. Последние перенасыщают систему, так как лишь частично растворяются насыщенными и ароматическими УВ. Процесс перераспределения компонентов непрерывно связан с процессами генерации в ОВ, при которых можно выделить два основных направления: первичный крекинг керогена с образованием парафинов, смолистоасфальтеновых веществ (ПСАВ), вторичный крекинг ПСАВ с образованием легких углеводородов и кокса.
Основой метода является программируемый нагрев небольшого количества (100 мг) образца горной породы в атмосфере инертного газа. В процессе анализа определяется содержание свободных УВ (пиролитический пик S1), УВ и кислородсодержащих компонентов, выделившихся в процессе термической деструкции нерастворимого органического вещества (керогена), содержащегося в породе (пики соответственно S2 и S3). Кроме того, путем смены среды нагрева в среде окисления определяется содержание общего органического углерода (TOC), остаточного органического углерода после пиролиза (пик S4) [11].
Для пиролитических исследований на рынке широко представлены приборы марок Rock-Eval и Hawk, имеющие схожие принципы работы. Отличие приборов – использование различных конструкционных решений (печь нагрева, тип инертной среды).
Стандартная программа пиролиза – режим для исследования свойств НМП (режимы BulkRock и Piro), подразумевает мгновенный нагрев пробы до температуры 300 °С и выдержку при данной температуре в течение 5 мин с последующим нагревом со скоростью 2,5 °С/мин до температуры 650 °С. Определяемыми параметрами при таких режимах являются пиролитические пики S1, S2, TpS2, S3, S3′, S3СО, S3′CO, S4CO2, S4CO, S5, расчетными – температура максимального выхода УВ Тмах, пиролизируемый органический углерод PC, остаточный органический углерод RC, ТОС, водородный индекс HI, кислородный индекс OI, содержание минерального углерода в породе Смин.
Для пород доманикового типа применимыми являются режимы анализа PAM и Shale Play – одни из самых прогрессивных и востребованных в области прогноза плотности, подвижности и количества углеводородных соединений, что обусловливает их схожесть с методом хроматографии. Деление УВ осуществляется по следующим температурным диапазонам, °C: 50–100 (С4–С5); 100 (С6–С10); 100–180 (С11–С19); 180–350 (С20–С36); 350–650 (С37+) (рис. 3).
На основании анализа пород доманикового типа в различных условиях была разработана матрица применимости пиролитических методов (см. таблицу).

Условия проведения анализа 

Качественное проведение пиролитических исследований в первую очередь зависит от качества пробоподготовки и калибровки параметров прибора. В России, как и в мире нет определенных методик и норм контроля качества измерения на приборах пиролитического анализа. Разработанные рекомендации показывают важность данного процесса, поскольку именно пробоподготовка является одной из важнейших составляющих, влияющих на дальнейшие количественные результаты анализа.
Перед началом пиролитических исследований необходимо измельчить породу до фракции менее 0,2 мм, что обусловлено необходимостью получения достоверных данных по выходу углеводородных соединений при соответствующих им температурах кипения. При большей фракции изоляция части УВ в пустотном пространстве породы приводит к увеличению высокотемпературного пика S2.

11.PNG

12.PNG

Использование экстракции – важный аспект измерения истинных характеристик органического вещества. Для определения параметров керогена рекомендуется проведение экстракции с достижением стабилизации массы экстракта, а не с контролем цвета и плотности растворителя. Одним из преимуществ пиролитических методов является оценка количества УВ, содержащихся в породе, что в свою очередь заменяет трудоемкие и разрушающие породу методы экстракции для извлечения битумоидов. Однако для уверенного использования пиролитических параметров рекомендуется проводить сравнение с данными выборочной экстракции пород (рис. 4). ПСАВ играют важную роль в процессе извлечения углеводородов, поскольку они закупоривают пустотное пространство, из-за высокой молекулярной массы увеличивают плотность и вязкость флюида, препятствуя его извлечению. В процессе погружения осадочного бассейна при повышении давления и температуры ПСАВ подвергаются деструкции, конечные продукты крекинга – газ и кокс (рис. 5). Следствием процессов будет облегчение углеводородного состава и образование связанного пустотного пространства в породе.

13.PNG

Из-за миграции УВ за пределы нетрадиционной углеводородной системы происходят фракционирование состава и преимущественное перемещение насыщенных и ароматических УВ с небольшой частью растворенных в ней гетероатомных соединений. Применение методов стандартного анализа данных пиролиза к отложениям нетрадиционных углеводородных систем некорректно из-за наличия большого количества высокомолекулярных соединений в доле пика S2.

14.PNG

Утверждение об учете пика S1 как доли УВ, характеризующей чисто нефтяную часть, неверно и приводит к потере в расчете УВ, кипящих при температуре выше 300 °С (от 0,28 до 28,92 % общей массы), и компонентов ПСАВ, находящихся в растворенном состоянии в нефти (от 0,22 до 45,5 %) [12]. Главным критерием проверки верности утверждения является количественное соответствие данных экстракции битумоидов и пиролитических параметров, показывающих большой вклад в количественную оценку битумоидов, содержащихся в породе, доли УВ, характеризующихся пиком S2a (рис. 6).

15.PNG

В результате выполненной работы и анализа материалов возникли следующие предложения по принятию концептуальных решений для определения «нетрадиционного объекта», научно-техническому и экспериментальному продолжению работ над методической основой подсчета запасов.
1. Для разработанной методики подсчета запасов с дифференцированным подходом к выделению эффективных толщин по степени подвижности УВ в прослоях с повышенным содержанием ОВ и спорадически развитых естественных коллекторах ввести концептуальное понятие «нетрадиционный объект». При выполнении подсчета запасов для нетрадиционного объекта не исключать из подсчета естественные коллекторы, так как генезис этих коллекторов вторичный, объем пустотного пространства связан в основном с органической пористостью.
2. Поскольку виды пустотности зависят от минералогического состава и физико-химических свойств пород, выделить прослои с трещинно-кавернозной (карбонатизированные и кремнистые породы), межкристаллической, межзернистой (карбонатизированные (доломитизированные) породы, доломитизированные радиоляриты) и органической (битуминозный матрикс и кероген) пористостью.
3. Проводить оценку запасов объемным методом для прослоев c установленной пористостью, а расчет ресурсной базы – по данным пиролиза.
4. Использовать резервуарные геохимические исследования при изучении отложений доманикового типа.
5. Рекомендовать:
а) проведение пиролитических исследований только на оборудовании, оснащенном возможностью программируемого нагрева в инертной и окислительной средах;
б) утвердить единый стандарт калибровки пиролитического оборудования, учитывающий следующие параметры: S1 – 5 мг/г породы; S2 – 80 мг/г породы; Смин ≥ 50 %;
в) проводить пиролитические измерения до (в режимах анализа Reservoir, POPI, PAM) и после (в режимах анализа PIRO и Bulk Rock) экстракции органическими растворителями;
г) рассмотреть возможность утверждения метода резервуарного анализа как инструмента надежной пространственной локализации продуктивных объектов при испытании доманикового горизонта.

Список литературы 

1. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование XXI век. – 2017. – № 4 (67). – С. 102–115.
2. Вторичное минералообразование в породах доманикового горизонта / В.М. Горожанин, Е.Н. Горожанина, О.В. Артюшкова [и др.] // В сб. Фациальный анализ в литологии: теория и практика. – М.: МАКС Пресс, 2019. - 172 с.
3. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – Спецвыпуск. Ч. 1. – С. 112–124.
4. Виноградов А.П. Химический элементарный состав морских водорослей // Труды биогеохимической лаборатории АН СССР. – 1935. – Ч. 1. – Т. 3. – С. 87–201.
5. Дегенс Э.Т. Геохимия осадочных образований. - М.: Мир, 1967. – 299 с.
6. Бойченко Е.А., Саенко Г.Н., Удельнова Т.Н. Эволюция концентрационной функции растений в биосфере // Геохимия. – 1968. – № 10. – С. 1260–1264.
7. Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области / Г.Ф. Ульмишек, А.В. Шаломеенко, Д.Ю. Холтон [и др.] // Геология нефти и газа. – 2017. – № 5. – C. 67–70.
8. Определение генезиса нетрадиционных коллекторов с целью картирования перспективных площадей свободной нефти в отложениях баженовского горизонта на примере Пальяновской площади Красноленинского месторождения / Д.Е. Заграновская, А.Д. Коробов, К.В. Стрижнев, В.В. Жуков // Недропользование XXI век. – 2017.– № 1. – С. 24-35.
9. Коробов А.Д., Коробова Л.А. Пульсирующий стресс как отражение тектоно-гидротермальной активизации и его роль в формировании продуктивных коллекторов чехла (на примере Западной Сибири) // Геология, геофизика, разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 6. – С. 4–12.
10. Прогноз перспективных зон для отложений доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП / А.А. Вашкевич, К.В. Стрижнев, В.А. Шашель [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 14–17.
11. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production, and soil contamination studies / Lafargue E., Marquis F., Pillot D. // Revue de institut francais du petrole. – 1998. – Т. 53. – № 4. – С. 421- 437.
12. Contributions to total storage capacity in Devonian shales / Schettler Jr P.D. [et al.] // SPE-23422-MS. – 1991. 

References 

1. Temporal guidelines for calculating oil reserves in Domanik productive sediments (In Russ.), Nedropol'zovanie XXI vek, 2017, no. 4 (67), pp. 102–115.
2. Gorozhanin V.M., Gorozhanina E.N., Artyushkova O.V. et al., Vtorichnoe mineraloobrazovanie v porodakh domanikovogo gorizonta (Secondary mineral formation in rocks of the Domanic horizon), Collected papers “Fatsial'nyy analiz v litologii: teoriya i praktika” (Facies analysis in lithology: Theory and practice), Moscow: MAKS Press Publ., 2019, 172 p.
3. Stupakova A.V., Kalmykov G.A. et al., Domanic deposits of the Volga-Ural basin – types of section, formation conditions and prospects of oil and gas potential (In Russ.), Georesursy, 2017, Special Issue, pp. 112–124.
4. Vinogradov A.P., The chemical elemental composition of algae (In Russ.), Proceedings of biogeochemical laboratory of the Academy of Sciences of the USSR, 1935, Part 1, V. 3, pp. 87–201.
5. Degens E.T., Geochemistry of sediments, Prentice-Hall, 1965, 342 p.
6. Boychenko E.A., Saenko G.N., Udel'nova T.N., Evolution of the concentration function of plants in the biosphere (In Russ.), Geokhimiya, 1968, no. 10, pp. 1260–1264.
7. Ul'mishek G.F., Shalomeenko A.V., Kholton D.Yu. et al., Unconventional oil reservoirs in the Domanik formation of the Orenburg region (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 2017, pp. 67–70.
8. Zagranovskaya D.E., Korobov A.D., Strizhnev K.V., Zhukov V.V., Determination of the genesis of unconventional reservoirs with the aim of mapping the promising free oil areas in the deposits of Bazhenov horizon example Palyanovskaya area Krasnoleninskoye field (In Russ.), Nedropol'zovanie XXI vek, 2017, no. 1, pp. 24–35.
9. Korobov A.D., Korobova L.A., Pulsating stress as reflection of tectonic hydrothermal activation and its role in generation of productive collectors cover (West Siberia is taken as an example) (In Russ.), Geologiya, geofizika, razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2011, no. 6., pp. 4–12.
10. Vashkevich A.A., Strizhnev K.V., Shashel' V.A. et al., Forecast of prospective areas for sediment type Domanic in the Volga-Ural oil and gas province (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = OilIndustry, 2018, no. 12, pp. 14–17.
11. Lafargue E., Marquis F., Pillot D., Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production, and soil contamination studies, Revue de institut francais du petrole, 1998, V. 53, no. 4, pp. 421–437.
12. Schettler Jr P.D. et al., Contributions to total storage capacity in Devonian shales, SPE-23422-MS, 1991.   

Возврат к списку