В статье расмотрены результаты 3D бассейнового моделирования подсолевых отложений Казахстанской части Прикаспийской впадины. Особое внимание уделено кинетическим спектрам деструкции керогена и их влиянию на время генерации углеводородных (УВ) флюидов в нефтегазоматеринских толщах (НГМТ).
Согласно результатам флюидодинамического моделирования девонские НГМТ начали генерировать УВ флюиды в докунгурское геологическое время, около 286,8 млн лет назад. На рубеже пермского и триасового времени (251,9 млн лет назад) степень преобразованности органического вещества (ОВ) повсеместно достигла 50 %. Реализация потенциала каменноугольной и пермской НГМТ началась после формирования кунгурских соленосных отложений. На рубеже пермского и триасового геологического времени (251,9 млн лет назад) образуется основной очаг генерации в Центрально-Прикаспийской депрессии, в это же время возникают локальные очаги на юге моделируемой области. В настоящее время степень реализации потенциала для всех НГМТ имеет схожее распределение. Выделяются два крупных очага генерации: в центральной части Прикаспийской впадины и на юге моделируемой области.
Проведенные лабораторные исследования образцов керна верхнедевонского и нижнепермского возраста показывают наличие в данных интервалах отложений, богатых ОВ. Полученные кинетические спектры для данных пород показали относительно раннюю генерацию УВ флюидов НГМТ. Так, пик генерации для нижнепермских отложений наблюдается в интервале температур 125–140 °C, для верхнедевонских – 130–160 °C.
Сравнение результатов расчета базового сценария 1 со стандартными кинетическими спектрами из библиотеки TemisFlow™ и сценария 2 со схемами деструкции, определенными в ходе собственных лабораторных исследований, показало различия в индексе трансформации от 2 до 10 %. Следует отметить, что разная скорость реакций оказала наибольшее влияние на девонские отложения в докунгурский этап развития Прикаспийского нефтегазоносного бассейна в локальных очагах бортовых частей впадины.
Список литературы
1. Бассейновое моделирование углеводородных систем Прикаспийской впадины / О.А. Емельяненко, М.Т. Деленгов, Е.В. Ильмукова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №5. – С. 21-25. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-21-25
2. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation / F. Behar,
M. Vandenbroucke, Y. Tang [et al.] // Organic Geochemistry. – 1997. – V. 26. – No. 5–6. – P.321–339. - https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00014-4
3. Vandenbroucke M., Behar F., Rudkiewicz J.L. Kinetic modelling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) // Organic Geochemistry. – 1999. – V. 30. – No. 9. – P. 1105–1125. - https://doi.org/10.1016/S0146-6380(99)00089-3
4. Burnham A.K. Global chemical kinetics of fossil fuels // Springer International Publishing. – 2017. – 315 p. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-49634-4
5. Peters K.E., Burnham A.K., Walters C.C. Petroleum generation kinetics: Single versus multiple heating ramp open-system pyrolysis // AAPG Bulletin. – 2015. –
Vol. 99. – Iss. 4 – P. 591–616. - http://doi.org/10.1306/01141615146
