Моделирование истории реализации углеводородного потенциала нефтематеринских свит бассейна

образца осадочной породы. Но кинетический спектр, описывающий созревание витринита, отличается от спектров генерации нефти и газа органическим веществом разного типа, которые характеризуются большим разнообразием. Поэтому значения %Ro не всегда будут хорошим индикатором генерации нефти и газа в породах и совсем не подходят для численных оценок объёма генерированных УВ.

Кинетические спек-
тры созревания
витринита могут
заметно отличаться
от спектров созре-
вания керогенов
ОВ разного типа

al., 1987
Espitalie et al.,1988
Sweeney et al.,1990

-Ei / R T(t) )
Ki - скорость реакции, Ai – частот-ный фактор Аррениуса, Ei – энер- гия активации, R – газовая посто- янная, t - время, и T - температура в °K.
dXi(t)/dt = - Ki(t)⋅ Xi(t)
Количество (объём) i-ой составляю-щей УВ определяется долей соот-ветствующей составляющей ОВ, термически преобразованного ко времени t: Сi(t) = Xio – Xi(t)
Ci(t) =Xio ⋅{ 1. – exp[ - ∫tot Ki (t')⋅dt') ]}

Если для всех N реакций, управ-ляющих процессом генерации УВ, известны кинетические па- раметры Ai, Ei и Xio, (исходный потенциал i-ой реакции), то выход и скорость генерации УВ вычисляют по формулам:

Следовательно, генерация УВ и её скорости вычисляются при извест-ных температурной истории свиты T(t) и кинетического спектра её ОВ для генерации УВ.

вычисления интегрального выхода и скоростей генерации углеводородов как функций времени. «Интегральный» означает суммарный выход жидких и газовых УВ без разделения на фракции. Уравнения справедливы в диапазоне температур, где можно пренебречь вторичным крекингом жидких УВ.
Формулы применяются как для численного воспроизведения истории генерации углеводородов на геологическом этапе погружения бассейна (см., например, слайд 2), так и для описания экспериментального этапа его истории в пиролизаторе.

Кинетические параметры спектров созревания керогенов раз-
нообразны по исходным потенциалам генерации УВ, частот-
ным факторам и энергиям активации. Максимальным исход-
ным потенциалом генерации УВ обладают керогены типа I
(HI = 911 и 710 мг УВ/г Сорг), а минимальным – керогены типа
III (HI = 110 – 210 мг УВ/г Сорг)

al., 1987
Espitalie et al.,1988
Sweeney et al.,1990

(1)

При описании процесса первичного крекинга кероген представляется в виде p независимых частей, генерирующих нефть, и m независимых частей, генерирующих газ.
Объём каждой из i-ых частей керогена (1 ≤ i ≤ p), генерирующих нефть, убывает со временем согласно уравнению Аррениуса:

Тогда объём генерируемой нефти, Qioil , растёт за счёт первичного крекинга керогена (Cik) и уменьшается при её крекинге Qioil со скоростью вторичного крекинга Kkri :

(2)

Объём каждой из m-тых частей керогена (1 ≤ j ≤ m), генерирующих в процессе первичного крекинга газ, убывает со временем согласно уравнению Аррениуса:

Объём газовых УВ будет расти как за счёт первичного крекинга керогена Cjk, так и за счёт вторичного крекинга i-ой составляющей жидких УВ (Qioil) со скоростью Kkri = Aikr×EXP[ - Eikr / R⋅T(t)] :

объём генерированного кокса

(3)

Таблица 1 Кинетический спектр крекин- га преимуще-
ственно нефте-генерирующего морского керо-гена типа II c исходным по-тен- тенциалом HI=627 мг УВ/г Сорг.
(Тissit et al., 1987).

(4)

Табл. 2 Кинетические параметры для крекинга пре-имущественно газогенерирую-щего керогена типа III с исход-ным протенци-алом 160.0 мг УВ/г Сорг для трёхфракцион-ной модели (Tissot et al., 1987; Ungerer et al., 1988).

(5)

Температура, степень созревания ОВ и реализация потенциала генерации УВ для тюменской (Z=4300 м; 30% кер. II (HI=377 мг УВ/г Сорг) и 70% кер. III (с Hi=160)), баженовской (Z=3693 м; 70% кер. II (HI=627) и 30% кер. III (Hi=160)) и покурской (Z=2200 м; кер. III (HI=160)). Порог эмиграции жидких УВ - заполнение 20% порового пространства жидкими УВ.

(6)

Эволюция термических условий, зрелости и реа-лизации потенциала ге-нерации ОВ рифейских и девонских свит осадочных бассейнов Башкортостана (Галушкин и др., 2004)
На средних рисунках: 1 – 4 разные варианты вычисления %Ro
На нижних рисунках: 1 – полная генерация УВ, 2 – генерация жидких УВ, 3 – генерация газа.
(кероген II
c HI=377 мг УВ/г Сорг)

системы с постоянными dT/dZ=32 и 47°C/км в осадочной толще со значениями, измеренными в образцах бассейна Доуала в Камеруне (Tissot et al., 1987).
. Уменьшение экстрагируемой нефти для образцов на глубинах более 2200 м моделировалось действием реакций вторичного крекинга, однако, на деле оно могло быть результатом эмиграции, не учитываемой в этой модели

Трёхкомпонентная система генерации УВ (кероген → нефть + газ + кокс) (7)

значениям %Ro, для ОВ разного типа (1)

Глубины слоёв, температуры пород и степени созревания ОВ в истории погружения рифтогенных бассейнов, сформированных отложением глинисто-песчаной толщи осадков со скоростями V = 0.8 и 0.4 км/млн. лет на литосферу, остывающую от начального прогретого рифтового состояния с тепловым потоком на поверхности фундамента qo=105 мВт/м2.

ОВ разного типа

Кровля нефтяного окна
Ro=0.60% и Ro=0.70% для керогенов II и III–кровля (вместо 0.50%).
Мах. генерации нефти –
1.00% (тип II) и 1.30% (тип III).
Даже для типа II, Ro=1.30% - интенсивная ге-нерация нефти.
Подошва нефтяного окна
Ro=1.50% и Ro=1.80-2.00% для керогенов II и III – подош-ва НО (вместо 1.30%).

крекинга С15+. С6-14 и С2-5 компонент УВ и предполагает кокс и метан в качестве конечных устойчивых продуктов катагенеза ОВ (Tissot et al., 1987)

Пятикомпонентная система генерации УВ

с концентрациями С15+ker, C15-6ker, C5-2ker и C1ker , соответствующими тяжёлой и лёгкой нефти, жирному и сухому газу. Вклад i-ой реакции в каждую из 4-ёх концентраций керогена описывается, как и выше, уравнениями:

 

Здесь Kiker = Ki (15+)ker,, Ki (15-6)ker,, Ki (5-2)ker,, Ki (1)ker, и
xoi = xo(15+)i, xo(15-6)i, xo(5-2)i, xo(1)i - скорости реакций преобразования и исходные потенциалы генерации УВ для реакций первичного крекинга со-ответствующих составляющих керогена.
Концентрация тяжёлых нефтей (С15+) будет увеличиваться за счёт первичного крекинга составляющей керогена и уменьшаться за счёт вторичного крекинга тяжёлой фракции на лёгкие нефти, жирный и сухой газ и кокс:

будет увеличиваться за счёт первичного крекинга составляющей керогена и за счёт вторичного крекинга тяжёлой нефти и уменьшаться за счёт вторичного крекинга лёгких нефтей на жирный и сухой газ и кокс: ,

 

Концентрация жирного газа (С5 -2) увеличиватеся за счёт первичного крекинга составляющей керогена и за счёт вторичного крекинга тяжёлой и лёгкой нефти и уменьшаться за счёт вторичного крекинга жирного газа на сухой газ и кокс:

:

Объём сухого газа (С1) только увеличивается за счёт первичного крекинга составляющей керогена и за счёт вторичного крекинга тяжёлой и лёгкой нефти и жирного газа:

уравнения для концентраций тяжёлой и лёгкой нефтей и жирного газа решаются совершенно аналогично системе неоднородных уравнений для концентрации нефти в трёхкомпонентной системе:

И, наконец, концентрация кокса будет возрастать за счёт вторичного крекинга тяжёлой и лёгкой нефти и жирного газа :

Член [F(t’)] в этом уравнении равен соответствующим выражениям в квадратных скобках в уравнениях для тяжёлой и лёгкой нефтей и жирного газа и при последовательном решении уравнений является известной функцией времени t’. После решения этих уравнений становятся известными и члены в двойных квадратных скобках в уравнениях для концентрации метана и кокса, после чего последние уравнения легко интегрируются

II с HI=627 мг УВ/г Сорг в рамках пятифракци-онной модели (Tissot et al., 1987).
ρ(С15+)=0.850 (неуст.); ρ(С6-С15)=0.800 (неуст.); ρ(С2-С5)=0.485 (неуст.); ρ(С1) = 0.0 (устойчива); ρ(кокс) = 1.30 г/см3(устойчива)

III с HI=207 мг УВ/г Сорг в рамках пятифракци-онной модели (Tissot et al., 1987; Ungerer et al., 1988).
ρ(С15+)=0.850 (неуст.); ρ(С6-С15)=0.800 (неуст.); ρ(С2-С5)=0.485 (неуст.); ρ(С1) = 0.0 (устойчива); ρ(кокс) = 1.30 г/см3(устойчива)