В статье показано влияние пористости, возникшей в результате трансформации органического вещества (или пустотное пространство в текстуре керогена), на аккумуляцию углеводородов. Согласно классическим представлениям основная функция нефтегазоматеринских толщ - генерация углеводородов. Однако в последнее время выявлены нефтегазоматеринские толщи, которые являются не только источником образования углеводородов, но и местом их аккумуляции. Поры в текстуре керогена этих толщ вносят значительный вклад в объем пустотного пространства новообразованных резервуаров и, как следствие, увеличивают их ресурсный потенциал. В качестве примера этого явления в нефтегазоносных провинциях Российской Федерации можно назвать толщи баженовской и хадумской свит, доманикового горизонта и др., которые представляют собой гибридные феномены, сочетающие как традиционные, так и нетрадиционные скопления углеводородов. На примере анализа образцов органического вещества пород, отобранных из двух скважин в южной части Предуральского краевого прогиба (скв. 35 Чиликсайская, 176 Теректинская) методом Rock-Eval рассмотрены причины проявления удерживающей способности углеводородов как минеральной матрицей, так и керогеном материнской породы, а также показано влияние поверхности керогена на удерживание углеводородов. Дана количественная оценка органической пористости изученных пород, позволяющая определить прогнозируемые объемы удерживания углеводородов, сгенерированных в процессе катагенеза. По результатам исследований установлено, что на умеренных глубинах залегания материнских пород выброс углеводородов формирует пористую поверхность, удерживающую прежде всего компоненты повышенной молекулярной массы и полярности. Отрываются от поверхности керогена в первую очередь легкие и насыщенные углеводороды, и только затем тяжелые. Однако в глубокопогруженных горизонтах при повышенной температуре превалирующим становится процесс десорбции. В таких условиях влияние уровня развития порового пространства снижается. Повышенные температуры усиливают десорбцию углеводородов настолько, что влияние на процесс адсорбции органического порового пространство нивелируется.
Список литературы
1. Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь) / В.Ю. Керимов, А.В. Бондарев, А.В. Осипов, С.Г. Серов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 39–42.
2. Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia / V.Yu. Kerimov, A.L. Lapidus, N.S. Yandarbiev [et al.]// Solid Fuel Chemistry. – 2017. – V. 51. – Part 2. – P. 122–130.
3. Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in alpine mobile belt basins / V.Y. Kerimov, M.Z. Rachinsky, R.N. Mustaev, A.V. Osipov // Doklady Earth Sciences. – 2017. – № 476 (1). – С. 1066–1068.
4. Environment for the formation of shale oil and gas accumulations in low-permeability sequences of the Maikop series, Fore-Caucasus / V.Yu. Kerimov, R.N. Mustaev, N.Sh. Yandarbiev, E.M. Movsumzade // Oriental Journal of Chemistry. – 2017. – № 33 (2). – С. 879–892.
5. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 33–35.
6. Generation and accumulation of hydrocarbons at great depths under the earth's crust / I.S. Guliyev, V.Y. Kerimov, A.V. Osipov, R.N. Mustaev // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 1. – С. 4–16.
7. Generation and conditions formation of hydrocarbon deposits in kyulong basin by simulation results hydrocarbon systems / R.N. Mustaev, W.N. Hai, V.Y. Kerimov, E.A. Leonova // Geomodel 2015 – 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. – EAGE, 2015. – P. 212–216.
8. Chen F., Lu Sh., Ding X. Organoporosity Evaluation of Shale: A Case Study of the Lower Siluian Longmaxi Shale in Southeast Chongqing, China // Hindawi Publishing Corporation Scientific World Journal. – 2014. – V. 2014. – P. 1–9.
9. Modica C.J., Scott G. Lapierre Estimation of kerogen porosity in source rocks as a function of thermal transformation: Example from the Mowry Shale in the Powder River Basin of Wyoming // AAPG bulletin. – 2012. – V. 96. – № 1. – P. 87–108.
10. Morphology, genesis, and distribution of nanometerscale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett Shale / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, D.M. Jarvie // Journal of Sedimentary Research. – 2009. – V. 79. – P. 848–861.
11. Preliminary classification of matrix pores in mudrocks / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, U. Hammes // Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions. – 2010. – V. 60. – P. 435–441.
12. Методические приемы уточнения пиролитических параметров для объективной оценки геологических ресурсов нефти в баженовской свите Западной Сибири / И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, И.Ю. Балабан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 80–85.
13. Методические подходы к подсчету запасов и оценке ресурсов баженовской свиты / И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, А.В. Постников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 28–32.
14. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Формы захвата свободных углеводородов керогеном // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2013. – № 10. – С. 418–425.
15. Pepper A.S., Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: Oil and Gas generation from kerogen // Marine and Petroleum Geology. – 1995. – V. 12. – № 3. – P. 291–319.
16. A methodology for estimating the organic porosity of the source rocks at the mature stage: example from the marlstone in the Shulu Sag, Bohai Bay Basin / Q. Li, Z. Jiang, X. You [et al.] // Arabian Journal of Geosciences. – 2016. – V. 9. – Iss. 6. – 11 p.
