Източник на нефт и газ и пластове за производство на нефт и газ,Принципи на тяхната диагностика
Нефтени и (или) газови източници -скали, съдържащи органична материя, способна да генерира нефт и (или) газ в катагенезата, създавайки въглеводородни натрупвания при благоприятни условия. Мащабът на генериране на HC се определя от генетичния тип, степента на катагенетична трансформация и концентрацията на OM в скалата.
Нефтемаринска свита oозначава естествени геоложки тела, в които са протичали процесите нагенериране на нефт и газ.Понастоящемконцепцията за източник на нефт и газ (или нефтоизточник) свитаобозначава парагенетична асоциация на скали, обогатени с автохтонен OM, което води до течни и газообразни въглеводороди, способни да се натрупват в процеса на литогенеза [Bazhenova et al ., 2000].
Основата за дефиницията на изходния пакет (формация) са изходните скали- финозърнести отлагания, които генерират и освобождават количеството въглеводороди, достатъчно за образуване на търговски находища на нефт или газ. Търговското съдържание на петрол е свързано с набори от източници на нефт, в които DOM е повече от 1 милион тона/km 2 .
Нефтоизходните скали могат да бъдат активни, неактивни или изчерпани (загубили потенциала си за генериране на нефт) в зависимост от степента на катагенетична зрялост на керогена, която се проявява в стойностите на съвременните и палеомаксималните палеотемператури. Видът на керогена в катагенетично зрелите нефтоносни скали определя вида и обема на емигрирането на нефт [N.B. Васоевич, 1967, 1969; А.Е. Конторович, 1976, 2004; Б. Тисо, Д. Велте, 1978, 1984; J. Hunt, 1979, 1996 и др.]
За образуването на нефтени залежи, биологичната продуктивност на резервоара искорост на утаяване в него. Колкото по-висока е биологичната активност на един резервоар, т.е. колкото повече ОМ се възпроизвежда в него за единица време, толкова по-богати са потенциалните възможности за производство на нефт на неговия седимент. Оптималните условия за образуване на нефт се създават в утайки, обогатени със сапропелно ОВ, но в същото време, при определени условия, образуването на нефт може да се появи и в утайки, съдържащи ОМ от хумусно-сапропелен произход.
Количеството диспергирани ОВ е десетки хиляди пъти, а диспергираните въглеводороди са десетки и стотици пъти по-големи от нефтените ресурси в натрупванията. Така много малка част от ОМ се превръща в нефтени въглеводороди. По време на утаяването и след погребването в седимента, ОМ се разрушава в резултат на диагенезата и по-голямата част от него се окислява, докато летливите компоненти се отстраняват.Най-стабилната част от ОМ - липидите (мазнини и мастноподобни вещества, восъци, стероли и др.) В резултат на хидролиза образуват смес от мастни киселини, които са най-близки по изотопен и химичен състав до съединенията, които изграждат маслата. По-нататъшната трансформация на липидната (липоидната) фракция на OM и генерирането на по-голямата част от маслените въглеводороди се извършват на дълбочини, където температурата варира от 60 до 180 ° C.
Изходните скали саглинести или карбонатни дребнозърнести седименти, натрупани в спокоен хидродинамичен режим при редукционни условия. Понастоящем 0,4–0,5% за глинести скали и 0,1–0,2% за карбонатни скали, при тяхната достатъчна дебелина, се приемат като минимална концентрация на ОВ, която може да осигури промишлена нефтоносност [Соколов и др., 1998]. В началото на етапа на катагенезата подводните теригенни скали съдържат повече от 0,5% Corg, докато карбонатните скали съдържат повече от 0,3%.
Понякога източник илиСкалите с потенциални източници на нефт се наричат "черни шисти". По дефиниция, "черни шисти" саводно-седиментни скали, обикновено тъмни, пелитоморфни и шисти, обогатени със сингенетичен OM от предимно водни и частично теригенни типове[Yudovich, Ketris, 1988].
Изходните скали се определят като най-общо глинести, силициево-глинести или варовити-глинести скали, които са катагенетично „зрели“ и съдържат значително количество органична материя, чийто вид е благоприятен за широкомащабно образуване на нефт. Ако типът на керогена е в съответствие с този, който трябва да се очаква въз основа на биомаркерния състав на маслата, тогава степента на надеждност на идентифицирането на комплекса източник на масло се увеличава.
Генетично семейство от масла от морски източник с ниско съотношение пристан/фитан (Pr/Ft ≈ 0,7-1,2), доминиране на алкани с ниско молекулно тегло в общото разпределение на алкани, преобладаване на четни над нечетни алкани в диапазона n-C23-nC30, изразен нафтенов индекс и ниско ниво на "зрялост" на маслата. Параметрите на разпределение на битумоидните алкани са от същия тип със съответните параметри на маслата.
Ако нефтът е бил образуван в тази свита, тогава той епървично нефтоносен, ако нефтът е имигрирал в тази свита, той се наричавторичен нефтоносен. В зависимост от наличието на нефтени залежи, формацията може да бъде определена като нефтена или ненефтена. Не винаги утайките, съдържащи ОМ, реализират своя потенциал за генериране на нефт.Потенциално пластовете от източници на нефт и газ, които не са потънали до дълбочини, където има благоприятни условия за образуване на нефт и газ, не са реализирали своя потенциал за генериране на нефтени въглеводороди. Изходните скали имат три етапа на развитие:потенциално източник, добив на нефт и след източник на нефт.Прагът (началото) на интензивно генериране на нефт в горните скали се характеризира с рязко, повече от 10-кратно увеличение на добива на мокър газ и бензин, промяна в цвета на керогена от жълто до оранжево, WWS стойностRo = 0,6%, значителна промяна в съдържанието на H2 в керена оген. Краят на HPF се определя отRo = 1,35%, генерирането на мокър газ е основно завършено приRo = 2%, а метан - приRo = 3,5%.
Според степента на реализиране на потенциала на нефтоизточникасред наборите от нефтоизточници иманефтодобивни, нефтодобивни и нефтодобивни.
Нефтодобивен наборе набор от нефтени източници в основната зона на образуване на нефт, който частично е реализирал потенциала си за източник на нефт. Диагностични признаци: дълбочина на потапяне най-малко 1,5–2 km; постигане на ROV градации MK1-MK2.
Нефтодобивните скали са глинести, глинесто-карбонатни, карбонатни и по-рядко силикатни скали, които при навлизане в основната нефтенообразуваща зона, характеризираща се с температура от 70 до 170ºС, генерират нефт. Понякога нефтените скали съдържат повишени и високи концентрации на диспергирана органична материя (DOM). Повишени концентрации, достигащи 8%, са характерни за глинести и глинесто-карбонатни скали. Високи концентрации на сапропелов тип ВОМ от 8 до 20% са характерни за доманикитите, които също имат местни имена: баженити, менилити и др.
Специфичният потенциал за източник на нефтсе определя от количеството нефт в милиграми на 1 g скала или в килограми на 1 тон (1 m 3 ) скала, което може да се образува през цялото време, през което е било в зоната на катагенеза.Потенциал на майчиния газсе оценява от количеството газ в кубични метри на 1 тон или 1 m 3 скала.
Според стойността на генетичния потенциал(в килограми на тон или в милиграми на грам), B. Tissot и D. Welte [(1981)] класифицират нефтените скали, както следва: по-малко от 2 - скала, която не произвежда нефт, но има малък газов потенциал; 2–6 – нефтена скала с умерен потенциал; повече от 6 - изходна скала с висок потенциал.
Като източник на нефт и газ се разглежда литофациален комплекс, съставен от литоложно разнородни скали, образувани както в морски и крайбрежно-морски, така и в континентални условия в подводна редуцираща или слабо редуцираща обстановка.Образуването на пластове от газови източници, за разлика от тези от нефтени източници, може да възникне и в континентални въглищни формации.
N.B. Vassoevich отбеляза, че находищата на източник на нефт в субдуциращия седиментен басейн са в температурната зона от>60°C, тогава тази зона трябва да се наречеогнище на образуване на нефт, в което започва да се развива основната фаза на образуване на нефт и когато се достигнат оптимални PT условия, започва масова емиграция на нефт и образуване на отлагания в капани.
Системата за генериране и натрупване на въглеводороди (UGAS) включва литологичния и стратиграфски комплекс на източника на нефт и газ и центровете на активно проявление на процесите на генериране на въглеводороди, миграционни и дренажни пътища между центъра на генериране и зоната за натрупване на нефт и газ, основния естествен резервоар, съдържащ около 50% от целия новообразуван нефт, регионално уплътнение, уловители на зоната на натрупване, седиментни скали, покриващи източника и продуктивни резервоари.