RU2261438C1 - Method of determining ripened oil-source rocks - Google Patents
Method of determining ripened oil-source rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2261438C1 RU2261438C1 RU2004117234/28A RU2004117234A RU2261438C1 RU 2261438 C1 RU2261438 C1 RU 2261438C1 RU 2004117234/28 A RU2004117234/28 A RU 2004117234/28A RU 2004117234 A RU2004117234 A RU 2004117234A RU 2261438 C1 RU2261438 C1 RU 2261438C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- rock
- rocks
- source
- 4mdbt
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 4-Methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C(C)=CC=C2 NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 1-methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C=CC=C2C HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- GGYKPYDKXLHNTI-UHFFFAOYSA-N 2,6,10,14-tetramethylhexadecane Chemical compound CCC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C GGYKPYDKXLHNTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical group 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- -1 isoprenoid alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 2
- XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N pristane Chemical compound CC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 2
- 239000004079 vitrinite Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 1
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 1
- 230000005070 ripening Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к геологии, включая поисковую геохимию на нефть, и может быть использовано для оценки перспективности территорий нефтематеринских пород на нефть и газ.The invention relates to geology, including exploratory geochemistry for oil, and can be used to assess the prospects of territories of oil source rocks for oil and gas.
При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ важным этапом является выявление в разрезе потенциально нефтематеринских пород и знание, достигла ли нефтематеринская порода зрелости, необходимой для начала генерации нефти в количествах, достаточных для образования промышленных скоплений нефти.When conducting geological exploration for oil and gas, an important step is the identification of potentially source rocks and the knowledge whether the source rock has reached the maturity necessary to start generating oil in quantities sufficient to form industrial accumulations of oil.
Существуют различные способы определения зрелости нефтематеринских пород.There are various methods for determining the maturity of source rocks.
Известен способ определения зрелых нефтематеринских пород по результатам пиролиза нефтематеринских пород в инертной атмосфере (Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти и газа. М.: Мир, 1981, 501 с.). Данный метод дает лишь приближенную оценку.A known method for determining mature source rocks by the results of pyrolysis of source rocks in an inert atmosphere (Tissot B., Velte D. The formation and distribution of oil and gas. M: Mir, 1981, 501 S.). This method gives only an approximate estimate.
Известен способ, основанный на определении детального состава веществ, а именно анализ соотношения различных легких углеводородов бензиновой фракции (Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти и газа. М.: Мир, 1981, 501 с.). Недостатком этого способа является отсутствие легких углеводородов в керне, обусловленное потерей при хранении.A known method based on the determination of the detailed composition of substances, namely the analysis of the ratio of various light hydrocarbons of the gasoline fraction (Tissot B., Velte D. The formation and distribution of oil and gas. M: Mir, 1981, 501 S.). The disadvantage of this method is the lack of light hydrocarbons in the core due to loss during storage.
Известен способ, основанный на определении нормальных и изопреноидных алканов (Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти и газа. М.: Мир, 1981, 501 с.). Способ прост в исполнении. К недостаткам следует отнести большое влияние на его величину особенностей литологического состава пород, экстракты из одной и той же нефтематеринской породы показывают различную зрелость.A known method based on the determination of normal and isoprenoid alkanes (Tissot B., Welte D. The formation and distribution of oil and gas. M: Mir, 1981, 501 S.). The method is simple to execute. The disadvantages include a large influence on the size of the lithological composition of the rocks; extracts from the same source rock show different maturities.
Известен способ, основанный на определении четных и нечетных н-алканов (Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982, 703 с.). Способ прост в исполнении, но недостатком его является существенная зависимость состава алканов от типа нефтематериского органического вещества.A known method based on the determination of even and odd n-alkanes (Hunt J. Geochemistry and geology of oil and gas. M: Mir, 1982, 703 S.). The method is simple to implement, but its disadvantage is the significant dependence of the composition of alkanes on the type of oil-source organic matter.
Наиболее близким к патентуемому является способ определения катагенеза органического вещества нефтегазоматеринских толщ, включающий отбор образцов осадочных пород, выделение из них нерастворимого органического вещества, изготовление прозрачного двустороннеполированного углепетрографического шлифа, микроскопическое его изучение в проходящем и отраженном свете с определением отражательной способности микрокомпонентов, о катагенезе органического вещества судят по замерам отражательной способности сорбомикстинита в воздухе (Ra), при этом при показателе отражательной способности Ra в интервале от 52 до 61 фиксируют зону начального мезокатагенеза, в интервале значений от 61 до 64 фиксируют зону среднего мезокатагенеза, в интервале значений Ra от 64 до 70 - зону глубинного мезокатагенеза (патент RU №2085974, G 01 V 8/00, 9/00). Данный способ не позволяет учесть влияние на значение отражательной способности условий формирования сорбомикстинита, который является продуктом преобразования различных остатков планктоногенного органического вещества, а также присутствия терригенной составляющей. Это привносит ошибку в определение отражательной способности и снижает достоверность определения зрелых нефтематеринских пород, органическое вещество которых начало генерировать нефть в количествах, достаточных для образования залежей. Невозможно выявить влияние литологического состава пород на изменение отражательной способности сорбомикстинита по разрезу нефтематеринской породы. Этот способ не позволяет сопоставлять зрелость нефтей и нефтематернинских пород ввиду отсутствия сорбомикстинита в нефтях. Способ является трудоемким и довольно длительным (10-15 дней). Нерастворимое органическое вещество получают из породы путем ее переработки агрессивными и вредными для здоровья веществами, такими, как соляная и плавиковая кислота, что обязывает соблюдать строгие меры техники безопасности и использовать специальное оборудование.Closest to patentable is a method for determining the catagenesis of organic matter in oil and gas source strata, including sampling sedimentary rocks, isolating insoluble organic matter from them, producing a transparent two-sided polished carbon petrographic section, microscopic examination of it in transmitted and reflected light with determination of the reflectivity of microcomponents, on the catagenesis of organic matter judged by measuring the reflectivity of sorbomicstinite in air (Ra), p at the same time, with the reflectivity index Ra in the range from 52 to 61, the zone of initial mesocatagenesis is fixed, in the range of values from 61 to 64 the zone of average mesocatagenesis is fixed, in the range of Ra from 64 to 70 - the zone of deep mesocatagenesis (patent RU No. 2085974, G 01 V 8/00, 9/00). This method does not allow to take into account the influence on the value of the reflectivity of the conditions for the formation of sorbomikstinite, which is the product of the conversion of various residues of planktonogenic organic matter, as well as the presence of the terrigenous component. This introduces an error in the determination of reflectivity and reduces the reliability of determining mature oil source rocks, the organic matter of which began to generate oil in quantities sufficient to form deposits. It is impossible to identify the influence of the lithological composition of the rocks on the change in the reflectivity of sorbomikstinite along the section of the source rock. This method does not allow to compare the maturity of oils and petroleum rocks due to the absence of sorbomicstinite in oils. The method is time consuming and quite lengthy (10-15 days). Insoluble organic matter is obtained from the breed by processing it with aggressive and unhealthy substances, such as hydrochloric and hydrofluoric acid, which requires strict safety measures and the use of special equipment.
Задачей изобретения является создание не сложного в исполнении и информативного способа определения зрелых нефтематеринских пород.The objective of the invention is the creation of a non-complex and informative method for determining mature oil source rocks.
Технический результат изобретения выражается в повышении достоверности и экспрессности определения зрелых нефтематеринских пород.The technical result of the invention is expressed in increasing the reliability and expressness of the determination of mature source rocks.
Технический результат достигается тем, что в способе определения зрелых нефтематеринских пород, включающем отбор породы, выделение органического вещества и его анализ, согласно изобретению выделяют из породы растворимое в органических растворителях органическое вещество, хроматографируют его и детектируют 4-метилдибензтиофен (4МДБТ) и 1-метилдибензтиофен (1МДБТ) и при значении отношения 4МДБТ/1МДБТ >0,9 нефтематеринскую породу считают зрелой.The technical result is achieved by the fact that in the method for determining mature oil source rocks, including selection of the breed, isolation of organic matter and its analysis, according to the invention, the organic matter soluble in organic solvents is isolated from the rock, it is chromatographed and 4-methyldibenzothiophene (4MDBT) and 1-methyldibenzothiophene are detected (1MDBT) and with a ratio of 4MDBT / 1MDBT> 0.9, the source rock is considered mature.
Растворимое в органических растворителях органическое вещество, полученное экстракцией полярным органическим растворителем (наиболее распространенные - хлороформ, смесь спирта и бензола), пропускают через хроматограф. В течение процесса хроматографии проводят детектирование элюируемых из колонки компонентов. Для этого можно использовать различные виды детекторов, которые являются чувствительными к углеводородным или серосодержащим компонентам (в зависимости от аппаратурного оформления хроматографа). Наиболее удобными детекторами в плане определения метилдибензтиофенов являются масс-селективный и фотометрический, т.к. не обязывают проводить выделение сероароматического концентрата из экстракта. Если используются такие детекторы, как катарометр или пламенно-ионизационный, то перед хроматографическим анализом необходимо из исследуемого экстракта выделить сероароматический концентрат с последующим его анализом.The organic substance soluble in organic solvents obtained by extraction with a polar organic solvent (the most common ones is chloroform, a mixture of alcohol and benzene) is passed through a chromatograph. During the chromatography process, the components eluted from the column are detected. For this, you can use various types of detectors that are sensitive to hydrocarbon or sulfur-containing components (depending on the hardware design of the chromatograph). The most convenient detectors in terms of the determination of methyldibenzothiophenes are mass selective and photometric, because do not oblige to carry out the allocation of aromatic concentrate from the extract. If detectors such as a katharometer or flame ionization are used, then before chromatographic analysis it is necessary to isolate a sulfur-aromatic concentrate from the test extract with its subsequent analysis.
Отношение 4МДБТ/1МДБТ определяется по отношению площадей пиков, соответствующих 4-метилдибензтиофену и 1-метилдибензтиофену на масс-фрагментограмме или хроматограмме (в зависимости от типа используемого детектора). О зрелости нефтематеринской породы судят по отношению содержания 4-метилдибензтиофена к содержанию 1-метилдибензтиофена (4МДБТ/1МДБТ), определяемого по результатам хроматографического анализа экстрактов из пород, при этом породу считают зрелой, если это отношение больше 0,9, т.к. значения параметра 4МДБТ/1МДБТ, определенные для нефтей, больше этого значения. В испарителе хроматографа устанавливают температуру 330-350°С, соответственно - начальную температуру термостата капиллярной колонки хроматографа 45-70°С и конечную температуру 279-310°С для обеспечения разделения определяемых веществ и последовательного выхода всех компонентов смеси из колонки.The ratio 4MDBT / 1MDBT is determined by the ratio of the peak areas corresponding to 4-methyldibenzothiophene and 1-methyldibenzothiophene in the mass fragmentogram or chromatogram (depending on the type of detector used). The maturity of the source rock is judged by the ratio of the content of 4-methyldibenzothiophene to the content of 1-methyldibenzothiophene (4MDBT / 1MDBT), determined by the results of chromatographic analysis of extracts from the rocks, and the breed is considered mature if this ratio is more than 0.9, because 4MDBT / 1MDBT parameter values defined for oils are greater than this value. The temperature of 330-350 ° C is set in the chromatograph's evaporator, respectively - the initial temperature of the thermostat of the capillary column of the chromatograph is 45-70 ° C and the final temperature is 279-310 ° C to ensure the separation of the substances to be determined and the serial exit of all components of the mixture from the column.
Пример выполнения заявляемого способа.An example of the implementation of the proposed method.
Для определения зрелости нефтематеринской породы Западной Сибири, баженовской свиты, была подобрана коллекция кернового материала пород баженовской свиты. В коллекцию кернового материала включены площади, отличающиеся глубиной залегания баженовской свиты, пластовой температурой, являющейся ведущим фактором созревания.To determine the maturity of the oil source rock of Western Siberia, the Bazhenov Formation, a collection of core material from the rocks of the Bazhenov Formation was selected. The core material collection includes areas that differ in the occurrence depth of the Bazhenov Formation and reservoir temperature, which is the leading factor in ripening.
Отобранные образцы кернового материала осадочных пород подвергают механическому дроблению и истиранию до размера зерен менее 0,5 мм, далее гильзы из фильтровальной бумаги, заполненные измельченной породой, помещают в аппарат Сокслета, в котором проводят извлечение органических веществ из породы при помощи хлороформа. Окончание экстракции контролируют сменой растворителя в экстракционной колбе, если свежая порция растворителя после 10-12 часов экстракции приобретает слабую по сравнению с начальной окраску, операция считается оконченной.The selected core material samples of sedimentary rocks are subjected to mechanical crushing and abrasion to a grain size of less than 0.5 mm, then the filter paper liners filled with crushed rock are placed in a Soxhlet apparatus, in which organic substances are extracted from the rock using chloroform. The end of the extraction is controlled by changing the solvent in the extraction flask, if a fresh portion of the solvent after 10-12 hours of extraction becomes weak compared to the initial color, the operation is considered completed.
Далее после отгона растворителя проводят хроматомасс-спектрометрический анализ полученных экстрактов.Then, after distillation of the solvent, chromatographic mass spectrometric analysis of the obtained extracts is carried out.
При анализе используют хроматомасс-спектрометр «Hewlett Packard» 6890/5973, снабженный масс-селективным детектором (МСД), и применяют программное обеспечение системы ChemStation для сбора и обработки результатов анализа.In the analysis, a Hewlett Packard 6890/5973 chromatomass spectrometer equipped with a mass selective detector (MSD) is used, and ChemStation software is used to collect and process the analysis results.
Используют капиллярную колонку типа HP-l-MS (30 m ×0,25 mm); фаза - 100% диметилполисилоксан. Микрошприцем пробу в количестве 0,2 мкл вводят в испаритель хроматомасс-спектрометра, в котором установлена температура 350°С. Одновременно через испаритель продувают газ-носитель гелий со скоростью 0,7 мл/мин. Анализируемую смесь направляют в капиллярную колонку хроматографа, в которой предварительно с помощью термостата колонки устанавливают начальную температуру 45°С. Время анализа при этой температуре составляет 3 мин. Задав скорость повышения (программирования) температуры 3°С/мин, доводят температуру термостата колонки до 310°С. Время термостатирования при этой температуре 30 мин.An HP-l-MS type capillary column (30 m × 0.25 mm) was used; phase - 100% dimethylpolysiloxane. A microsyringe sample in an amount of 0.2 μl is injected into the evaporator of the gas chromatography mass spectrometer, in which the temperature is set at 350 ° C. At the same time, helium carrier gas is blown through the evaporator at a rate of 0.7 ml / min. The analyzed mixture is sent to the capillary column of the chromatograph, in which the initial temperature is initially set at 45 ° C using the column thermostat. The analysis time at this temperature is 3 minutes. Having set the temperature increase (programming) rate of 3 ° C / min, the temperature of the column thermostat is adjusted to 310 ° C. Thermostatting time at this temperature is 30 minutes.
После капиллярной колонки хроматографа компоненты анализируемой смеси направляют в масс-селективный детектор. Идентификация пиков 4-метил- и 1-метилдибензтиофенов осуществлялась путем построения масс-фрагментограммы по 198 массе, соответствующей характеристическому иону для метилзамещенных дибензтиофенов и дальнейшего сопоставления спектрограммы интересующего вещества со спектрограммой, считанной из библиотеки.After the capillary column of the chromatograph, the components of the mixture to be analyzed are sent to a mass selective detector. The peaks of 4-methyl- and 1-methyldibenzothiophenes were identified by constructing a 198 mass fragmentogram corresponding to the characteristic ion for methyl substituted dibenzothiophenes and further comparing the spectrogram of the substance of interest with the spectrogram read from the library.
По результатам хроматомасс-спектрометрического анализа определены соотношения различных компонентов, зависящие от уровня зрелости нефтематеринской породы, такие, как 4МДБТ/1МДБТ и Ki (изопреноидный коэффициент). Параметр 4МДБТ/1МДБТ измеряется с большой точностью и наименее зависим от литологического состава пород и типа исходного органического вещества, а изопреноидный коэффициент, является распространенным и легко определяемым параметром зрелости органического вещества, однако сильно зависит от литологии пород. Он определяется по отношению содержания изопреноидных углеводородов пристана и фитана к содержанию алканов нормального строения н-С17Н36 и н-C18H38.According to the results of gas chromatography-mass spectrometric analysis, the ratios of various components depending on the maturity level of the source rock, such as 4MDBT / 1MDBT and Ki (isoprenoid coefficient), were determined. The parameter 4MDBT / 1MDBT is measured with great accuracy and the least dependent on the lithological composition of the rocks and the type of initial organic matter, and the isoprenoid coefficient is a common and easily determined parameter for the maturity of organic matter, but it strongly depends on the lithology of the rocks. It is determined by the ratio of the isoprenoid hydrocarbon content of pristan and phytane to the content of alkanes of normal structure n-C 17 H 36 and n-C 18 H 38 .
Материалы, поясняющие сущность изобретения, приведены в таблицах:Materials explaining the invention are shown in tables:
Таблица 1. Параметры зрелости пород баженовской свиты, определенные различными способами.Table 1. The maturity parameters of the rocks of the Bazhenov Formation, determined in various ways.
Таблица 2. Значения параметра 4МДБТ/1МДБТ для нефтей, генетически связанных с породами баженовской свитыTable 2. The values of the parameter 4MDBT / 1MDBT for oils genetically associated with the rocks of the Bazhenov formation
В таблице 1 приведены результаты определения зрелости основной нефтематеринской породы Западной Сибири - баженовской свиты с использованием различных способов. Для сопоставления хроматомасс-спектрометрических данных для этих же образцов было проведено определение уровня зрелости по отражательной способности витринита углей (Ro) и по температуре максимального выхода углеводородов (Tmax) при пиролизе исследуемых образцов пород в инертной атмосфере.Table 1 shows the results of determining the maturity of the main oil source rock of Western Siberia - the Bazhenov Formation using various methods. To compare the chromatographic mass spectrometric data for the same samples, the maturity level was determined by the reflectivity of coal vitrinite (Ro) and the maximum hydrocarbon yield temperature (Tmax) during pyrolysis of the studied rock samples in an inert atmosphere.
Из таблицы 1 видно, что с увеличением отражательной способности витринита (Ro) происходит увеличение Tmax и соотношения между содержанием 4-метил- и 1-метилдибензтиофена (4МДБТ/1МДБТ). Величина Ki при этом уменьшается. Величина Ki существенно изменяется по разрезу нефтематеринской свиты одной и той же скважины, хотя в идеальном случае величина параметра зрелости должна оставаться постоянной. Колебания Ki по разрезу обусловлены изменением литологического состава пород.From table 1 it is seen that with an increase in the reflectivity of vitrinite (Ro) there is an increase in Tmax and the ratio between the content of 4-methyl- and 1-methyldibenzothiophene (4MDBT / 1MDBT). The Ki value decreases. The Ki value varies significantly along the section of the oil source suite of the same well, although in the ideal case, the value of the maturity parameter should remain constant. Oscillations of Ki along the section are caused by a change in the lithological composition of the rocks.
Разброс значений величины 4МДБТ/1МДБТ по разрезу нефтематеринской свиты одной скважины значительно меньше, следовательно, точность этого параметра выше. Поскольку величина 4МДБТ/1МДБТ измеряется с большей точностью и меньше зависит от литологии и типа органического вещества и определяется только термодинамикой изомеризационного процесса перехода менее термодинамически стабильного 1-метил-изомера в более устойчивый 4-метил-изомер, то она лучше определяет порог зрелости (начало массовой генерации нефти) нефтематеринской породы. Минимальным значением параметра 4МДБТ/1МДБТ, при котором порода баженовской свиты является зрелой, следует считать минимальную величину этого параметра, определенную в нефтях этого региона, генетически связанных с породами баженовской свиты (таблица 2). Из таблицы 2 видно, что нет нефтей со значением параметра 4МДБТ/1МДБТ меньше 0,9. Значит, при значении параметра 4МДБТ/1МДБТ>0,9 порода баженовской свиты является зрелой, т.к. начала генерировать нефть в количествах, достаточных для образования промышленных залежей.The scatter of the values of 4MDBT / 1MDBT along the section of the oil source suite of one well is much less, therefore, the accuracy of this parameter is higher. Since the 4MDBT / 1MDBT value is measured with greater accuracy and less dependent on the lithology and type of organic matter and is determined only by the thermodynamics of the isomerization process of the transition of the less thermodynamically stable 1-methyl isomer to the more stable 4-methyl isomer, it better determines the maturity threshold (beginning mass generation of oil) source rock. The minimum value of the parameter 4MDBT / 1MDBT, at which the rock of the Bazhenov formation is mature, should be considered the minimum value of this parameter determined in the oils of this region genetically associated with the rocks of the Bazhenov formation (table 2). Table 2 shows that there are no oils with a parameter value of 4MDBT / 1MDBT less than 0.9. Therefore, with the value of the parameter 4MDBT / 1MDBT> 0.9, the breed of the Bazhenov formation is mature, because began to generate oil in quantities sufficient to form industrial deposits.
Вывод: на основании данных этой таблицы порода баженовской свиты Торцовой, Глуховской и Кузырской площадей является зрелой, а на остальных она не начала генерировать нефть в количествах, достаточных для образования залежей нефти.Conclusion: on the basis of the data in this table, the rock of the Bazhenov formation of the Tortsova, Glukhovskaya and Kuzirskaya areas is mature, and on the rest it did not start generating oil in quantities sufficient to form oil deposits.
Вывод: из таблицы видно, что значение параметра 4МДБТ/1МДБТ для нефтей, генетически связанных с баженовской свитой, больше 0,9, следовательно, при значении этого параметра для экстрактов из нефтематеринских пород больше 0,9 порода может считаться зрелой, т.е. способной генерировать нефть в количествах, достаточных для образования промышленных залежей.Conclusion: the table shows that the value of the parameter 4MDBT / 1MDBT for oils genetically related to the Bazhenov formation is more than 0.9, therefore, with the value of this parameter for extracts from source rocks more than 0.9, the breed can be considered mature, i.e. capable of generating oil in quantities sufficient to form industrial deposits.
Таким образом, предложенный способ определения зрелых нефтематеринских пород позволяет повысить скорость и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтегазоносности территорий, а также определить очаг генерации залежи нефти.Thus, the proposed method for determining mature oil source rocks can increase the speed and reliability of their identification, which is important for assessing the prospects of oil and gas potential in the territories, as well as determine the source of generation of oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004117234/28A RU2261438C1 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Method of determining ripened oil-source rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004117234/28A RU2261438C1 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Method of determining ripened oil-source rocks |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2261438C1 true RU2261438C1 (en) | 2005-09-27 |
Family
ID=35850109
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004117234/28A RU2261438C1 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Method of determining ripened oil-source rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2261438C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104698506A (en) * | 2014-10-31 | 2015-06-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil and gas source identifying method suitable for heterogeneous salt-lake basin |
| RU2634254C1 (en) * | 2016-06-14 | 2017-10-24 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Method for determining mature coal-bearing oil-source rocks and specifying their catagenesis |
| RU2667174C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-09-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of geochemical monitoring of development of shallow reservoirs of super viscous oils |
| CN109991675A (en) * | 2019-03-26 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Utilize the method that terpane absolute content determines crude maturity in crude oil |
| RU2836163C1 (en) * | 2024-09-27 | 2025-03-11 | Акционерное общество "Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики"(АО НВНИИГГ) | Method of determining compositional kinetic spectrum of reactions of conversion of organic matter of rocks |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2339173A1 (en) * | 1976-01-20 | 1977-08-19 | Inst Francais Du Petrole | Analysis of oil drilling samples - by two-stage heating and hydrocarbon determination |
| SU934425A1 (en) * | 1980-01-16 | 1982-06-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Method of determining genesis of hydrocarbom anomalies at survey of oil and gas |
| RU2085974C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Device for detection of retrogressive evolution of organic materials in gas-oil rocks |
-
2004
- 2004-06-07 RU RU2004117234/28A patent/RU2261438C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2339173A1 (en) * | 1976-01-20 | 1977-08-19 | Inst Francais Du Petrole | Analysis of oil drilling samples - by two-stage heating and hydrocarbon determination |
| SU934425A1 (en) * | 1980-01-16 | 1982-06-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Method of determining genesis of hydrocarbom anomalies at survey of oil and gas |
| RU2085974C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Device for detection of retrogressive evolution of organic materials in gas-oil rocks |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104698506A (en) * | 2014-10-31 | 2015-06-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil and gas source identifying method suitable for heterogeneous salt-lake basin |
| CN104698506B (en) * | 2014-10-31 | 2018-04-10 | 中国石油化工股份有限公司 | One kind is adapted to heterogeneous chott Oil-gas source recognition methods |
| RU2634254C1 (en) * | 2016-06-14 | 2017-10-24 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Method for determining mature coal-bearing oil-source rocks and specifying their catagenesis |
| RU2667174C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-09-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of geochemical monitoring of development of shallow reservoirs of super viscous oils |
| CN109991675A (en) * | 2019-03-26 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Utilize the method that terpane absolute content determines crude maturity in crude oil |
| RU2836163C1 (en) * | 2024-09-27 | 2025-03-11 | Акционерное общество "Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики"(АО НВНИИГГ) | Method of determining compositional kinetic spectrum of reactions of conversion of organic matter of rocks |
| RU2849899C1 (en) * | 2024-11-13 | 2025-10-31 | Акционерное общество "Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (АО "НВНИИГГ") | Method for restoring composite kinetic spectra of organic matter transformation reactions at beginning of catagenesis using artificial neural networks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Bjorøy et al. | Carbon isotope variations in n-alkanes and isoprenoids of whole oils | |
| US5241859A (en) | Finding and evaluating rock specimens having classes of fluid inclusions for oil and gas exploration | |
| Liu et al. | Quantitative fluorescence techniques for detecting residual oils and reconstructing hydrocarbon charge history | |
| US8413484B2 (en) | Method and system for chemical and physical characterization of complex samples | |
| CN107709983B (en) | A method for detailed batch classification analysis of complex samples using vacuum ultraviolet spectroscopy and gas chromatography | |
| EP2574920B1 (en) | Real-time compositional analysis of hydrocarbon based fluid samples | |
| EP0794433A1 (en) | API estimate using multiple fluorescence measurements | |
| Medeiros | Gas chromatography–mass spectrometry (GC–MS) | |
| JP2013079936A5 (en) | ||
| RU2541721C1 (en) | Method for determination of hydrocarbon kitchens in domanicoid and shale-bearing deposits in sections of deep wells | |
| US20220373520A1 (en) | Quantitative determination device for brominated flame-retardant compounds | |
| Edwards et al. | Geochemical characteristics of hydrocarbons from the Vulcan Sub-basin, western Bonaparte Basin, Australia | |
| Silva et al. | Determination of phase-partitioning tracer candidates in production waters from oilfields based on solid-phase microextraction followed by gas chromatography-tandem mass spectrometry | |
| US7509837B2 (en) | Method and system for chemical and physical characterization of complex samples | |
| RU2261438C1 (en) | Method of determining ripened oil-source rocks | |
| US5862512A (en) | Method and apparatus for processing geochemical survey data | |
| RU2634254C1 (en) | Method for determining mature coal-bearing oil-source rocks and specifying their catagenesis | |
| Ma et al. | The effect of lamina and lithofacies assemblage on molecular maturity of oil in a shale source-rock reservoir | |
| US20160153945A1 (en) | Method and kit for the identification of compounds in an organic mixture | |
| CN1982870A (en) | Method for on-line spectral determining oily gas in drilling liquid | |
| Siljeström et al. | Using ToF-SIMS analyses for analysing individual oil inclusions of different fluorescence colours in a single quartz crystal from the Barrandian (Czech Republic) | |
| Breviere et al. | Gas Chromatography-Mass Spectrometry (Gcms)-A New Wellsite Tool For Continuous C1-C8 Gas Measurement In Drilling Mud-Including Original Gas Extractor And Gas Line Concepts. First Results And Potential | |
| Obermajer et al. | Application of acritarch fluorescence in thermal maturity studies | |
| Li et al. | Thermal desorption as an analytical technique in biomarker analysis of immature coals | |
| SU1021657A1 (en) | Method of geochemical prospecting of oil and gas deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner |