Определение нефтегазогенерационного потенциала горных пород пиролитическим методом Rock-Eval

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина

Факультет Геологии и геофизики нефти и газа

Кафедра поиска и разведки нефти и газа

Лабораторная работа №1

«Определение нефтегазогенерационного потенциала горных пород пиролитическим методом Rock-Eval»

по дисциплине «Геология и геохимия нефти и газа»

Вариант 11

Составил: студент группы: ГЛ-20-08

Травкина Диана Евгеньевна

Проверил: Старший преподаватель

Бондарева Лиана Ильясовна

Москва 2022 г.

Введение

Цель работы - по результатам пиролиза образцов пород методом Rock-Eval выделить пачки нефтегазоматеринских пород и оценить их генерационный потенциал.

Метод Rock-Eval – оценка нефтегазогенерационного потенциала образцов горной породы методом пиролиза при программируемом нагреве и пиролитическое и окислительное разложение проб породы с последующим детектированием продуктов разложения.

В ходе пиролиза пламенно-ионизационный детектор фиксирует выделение трех пиков органических соединений при программируемом разогреве образцов горной породы от 30 до 650°С. В интервале температур до 300°С, происходит десорбция свободных и сорбированных углеводородов (УВ), входящих в состав попутных газов и нефтей. В интервале термического разложения керогена при 300-650°С (пик S2), происходит собственно пиролиз, в результате которого органическое вещество (ОВ) превращается в газообразные углеводороды. Третий пик (S3), измеряемый детектором теплопроводности при 300-390°С, фиксирует количество двуокиси углерода. Продукты пиролиза, соответствующие вышеуказанным пикам, измеряются в единицах мг/г породы. Температура, при которой отмечается наибольшая интенсивность выхода УВ в пределах пика S2, обозначается как Тmax. Установлены следующие значения Тmax: Тmax < 435 °C – зона незрелого керогена; 435-470 °C - зона зрелого керогена; Тmax > 470 °C – зона сверхзрелого керогена.

В печи окисления происходит программированный нагрев породы (300-850°С) в атмосфере кислорода.

Методика исследований

Для каждого образца горных пород по формулам, представленным в таблице 1, вычислить водородный (HI) и кислородный (OI) индексы и коэффициент продуктивности (PI).

Изучив литологический состав горных пород, отметить образцы, которые могут быть нефтегазоматеринскими. Проанализировав глубины отбора и возраст этих образцов, выделить возможно нефтегазоматеринские пачки.

В соответствии с классификацией нефтегазоматеринских пород (таблица 1) определить являются ли выделенные пачки нефтегазоматеринскими, установить класс пачек. Отметить положение образцов нефтегазоматеринских пачек в таблице определения класса НГМП (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1981).

По таблице 2 установить стадию зрелости органического вещества нефтегазоматеринских пачек.

Руководствуясь таблицей 3, по значениям HI и OI определить тип керогена нефтегазоматеринских пачек (для термически незрелого органического вещества). На модифицированных диаграммах Ван-Кревелена отметить положение образцов нефтегазоматеринских пачек.

Используя исходные данные, построить геохимический разрез. Выделить на разрезе нефтегазоматеринские пачки.

Найти величину исходного водородного индекса для каждой пачки НГМП.

Определить степень реализации каждой нефтегазоматеринской пачкой исходного генерационного потенциала.

Таблица 1. Классификация нефтегазоматеринских пород по Б. Тиссо, Д. Вельте (1981 г.) и К. Петерсу (1986 г).