От нефтематеринской породы нефтяного типа к газогенерирующему сланцевому коллектору — геологическая и петрофизическая характеристика нетрадиционных сланцевых газовых коллекторов

Многие разрабатываемые в настоящее время сланцевые газовые коллекторы представляют собой сверхзрелые нефтематеринские породы нефтяного типа. В процессе погружения и нагревания эти коллекторы формируются из обогащённых органическим веществом глинистых осадков, отложившихся в морских, озёрных или болотных обстановках. Ключевыми параметрами характеристики являются содержание общего органического углерода (TOC), уровень катагенетической зрелости (отражательная способность витринита), минеральный состав, мощность и тип органического вещества. Отношения водорода к углероду (HI) и кислорода к углероду (OI) используются для классификации органического вещества — от водорослевого и травянистого, склонного к генерации нефти, до древесного и углисто-древесного, склонного к генерации газа. Хотя интервалы, обогащённые органическим веществом, могут достигать нескольких сотен метров по мощности, вертикальная изменчивость содержания TOC высока (<1–3 м) и контролируется стратиграфическими и биотическими факторами. В целом фундаментальным геологическим элементом сланцевых газовых коллекторов является парасеквенция; обычно от десятков до сотен парасеквенций образуют обогащённую органическим веществом формацию, латеральную непрерывность которой можно оценивать с помощью методов и моделей, разработанных для нефтематеринских пород. Типичные методы анализа пород-коллекторов сланцевого газа включают определение TOC, рентгеновскую дифракцию, анализ адсорбированного и десорбированного из керна газа, определение отражательной способности витринита, детальное описание керна и шлифов, определение пористости, проницаемости и насыщенности флюидами, а также оптическую и электронную микроскопию. Эти результаты, полученные на образцах, объединяют с полным комплексом геофизических исследований скважин, включая высокоразрешающие плотностные и электрические каротажные диаграммы и изображения стенок скважины, для полной характеристики этих формаций. Пористость, насыщенность флюидами и проницаемость, определённые по керну, можно увязать с откликом каротажа; однако несколько исследований показали, что результаты, полученные в разных лабораториях по анализу керна, могут существенно различаться. Это отражает различия в аналитических методиках, различия в определениях фундаментальных свойств породы и флюида, а также характерную для аргиллитов изменчивость на миллиметровом масштабе, из-за которой сложно отобрать несколько образцов с идентичными характеристиками. Определение пористости в сланцевых газовых аргиллитах осложняется тем, что...