Главная › Новости

КОРРЕЛЯЦИЯ МАТЕРИНСКИХ ПОРОД И НЕФТЕЙ

Опубликовано: 15.10.2018

КОРРЕЛЯЦИЯ МАТЕРИНСКИХ ПОРОД И НЕФТЕЙ

Корреляция нефтей и материнских пород более трудноосуществима, чем корреляция нефтей. Эти трудности связаны с отбором образцов и интерпретацией данных. При выделении битумоида из тонкозернистых пород обычными методами экстракции теряются более легкие углеводороды (до С \2— С15). Для сравне-

ния экстракта с нефтью из залежи образец нефти нужно предварительно прогреть при температуре 45 °С до прекращения потери веса, чтобы удалить из него те же летучие углеводороды. Для сравнения углеводородов Ci—С 15 материнских пород и нефтей можно использовать низкотемпературный нагрев образцов материнских пород и хромато-масс-спектрометрию (ГХ-МС) образующихся продуктов и соответствующей фракции нефти.

Хотя эти анализы позволяют проводить прямое сопоставление составов, однако при отборе образцов и интерпретации получаемых данных возникают затруднения. Нефть материнской породы обычно отличается по составу от соответствующей нефти в залежи по нескольким причинам. Во-первых, имеются доказательства фракционирования нефти во время миграции из материнских пород в залежь. Во-вторых, состав нефти, генерируемой материнскими породами, со временем меняется. При более высоких температурах на большей глубине в материнских породах происходят реакции, требующие более высокой энергии активации, поэтому состав продуктов реакции будет иной. В-третьих, процессы деградации могут вызывать изменение нефтей в залежах и растворимого органического вещества в материнских породах вследствие перекристаллизации минералов или возды-мания и эрозии слоев, которые могут смениться новым погружением. Следовательно, при сопоставлении нефтей и материнских пород нужно использовать параметры, на которые не влияют вышеперечисленные факторы, или подробно изучить эти факторы, чтобы можно было предсказать состав нефти в залежи по составу углеводородов, генерируемых материнскими породами.

Проблемы корреляции. Выветривание и подземное окисле ние. Иногда желательно сравнить нефть из залежи или нефтепроявления с битумоидом из обнажающихся пород. Выветривание вызывает значительное уменьшение содержания углеводородов и органического углерода в любых обнажающихся породах. Это сложный процесс, зависящий от пористости и проницаемости пород, климатических условий, интенсивности поверхностной трещиноватости и активности микроорганизмов. Поверхностное выветривание проявляется в образовании серой или белой корочки на черных, богатых органическим веществом породах или желтой корочки, если в породах присутствуют железорудные минералы. Выветривание органического вещества распространяется на большую глубину, за пределы этого видимого слоя. По данным Лейтхаузера [379], в двух случаях глины -Манкос из штата Юта были выветрелыми до глубины около 3 м ниже видимой зоны выветривания. Следует проявлять осторожность при интерпретации данных анализов углеводородов >бразцов из обнажений. Одним из признаков выветривания является отсутствие пирита. Если порода содержит пирит, то его исчезновение во время выветривания часто совпадает с моментом наибольшего уменьшения содержания углеводородов и органического углерода. Если пирит сохраняется, то данные анализов органического вещества более надежны.

Перекристаллизация карбонатов, которая, как известно, вызывает старение спор и пыльцы, может сопровождаться изменением состава битумоида материнских пород.

Загрязнение образцов. Битумоиды из материнских пород, содержащие компоненты С15+, более подвержены загрязнению примесями, чем сопоставляемые с ними нефти. Керн и шлам, взятые из стенки скважины, могут быть загрязнены буровым раствором и примесями, попадающими в них во время бурения. Как отмечалось выше, керн обычно более сильно загрязнен, потому что он соприкасается с буровым раствором до прекращения бурения. Деро и др. [143] обнаружили примеси в составе компонентов Ci8 битумоидов из пород Западно-Канадского бассейна. Масс-спектрометрические анализы показали, что это было дизельное топливо. Эти же исследователи обнаружили примеси н- и изоалканов в составе компонентов С 20 в 60 из 110 образцов керна, отобранных из центральной части бассейна. Во внешней части керна содержалось гораздо больше примесей, чем во внутренней. Присутствие примесей не отразилось на распределении нафтенов, ароматических соединений и асфальтенов. Источник загрязнения не был обнаружен.

Эффекты сорбции во время миграции. В 1958 г. Бреннеман и Смит писали о том, что материнские породы содержат больше гетеросоединений и меньше парафинов, чем соответствующие им нефти в залежах. Их данные для четырех пар нефтей и материнских пород приведены в табл. 11-5. Эти пары образцов были отобраны геологами-нефтяниками, знающими геологию рассматриваемого района. Образцы тонкозернистых материнских пород были взяты как можно ближе к нефтяным залежам, обычно на расстоянии не более 19 км по горизонтали и 60 м по вертикали. Из нефтей были удалены легкие фракции (с температурой кипения до 200 °С), чтобы они соответствовали по составу битумоидам из материнских пород. Материнские породы были представлены глинами и лишь в одном случае — карбонатными породами (известняки Фосфория).

Все исследованные нефти содержали больше парафинов и меньше гетеросоединений, чем битумоиды из материнских пород. В нефти из песчаников Тенслип содержалось больше ароматических компонентов и меньше парафинов и гетеросоединений, чем в битумоидах из известняков Фосфория. Это свидетельствует о фракционировании нефтеобразующих соединений во время десорбции или миграции из материнских пород в за-

лежь. Если, как отмечают Янг и Мак-Айвер [674], основным абсорбентом является органическое вещество, то карбонатные и глинистые материнские породы должны различаться в этом отношении, потому что первые содержат больше аморфного органического вещества морского происхождения.

Эмпирические формулы битумоидов и нефтей свидетельствуют об избирательном удерживании кислородных соединений в материнских породах. Глины удерживают также азотистые и сернистые соединения, в то время как в карбонатных породах это проявляется слабо.

Структурно-кольцевой анализ нескольких нефтей и битумоидов из соответствующих материнских пород на основе определения показателя преломления, плотности и молекулярного веса показал, что битумоиды из материнских пород содержат больше нафтеновых колец, чем нефть (табл. 11-6). В табл. 11-6 использованы также данные Гимпелевич [228]. По результатам

измерения оптической активности в битумоидах из материнских пород содержится в 2—3 раза больше тетра- и пентацикличе-ских тритерпанов, чем в нефтях. В связи с более высоким содержанием в битумоидах этих поликонденсированных структур в них больше атомов углерода находится в кольцах, но общее содержание нафтенов, которые представлены в основном моно-циклическими соединениями, в нефтях и битумоидах почти одинаково и иногда больше в первых. На рис. 11-11 показан групповой состав углеводородов двух пар нефтей и битумоидов из глинистых пород [311]. Одна из этих пар была исследована также Бреннеманом и Смитом [80]. В первом случае нефть содержит больше нафтенов, чем битумоид из материнской по-

роды, во втором случае содержание нафтенов и в нефти, и в битумоиде приблизительно одинаково.

Значение отношения насыщенных компонентов к ароматическим почти всегда выше в нефти, чем в битумоидах. Отношение насыщенных углеводородов к ароматическим для битумоидов из глинистых пород в табл. 11-5 и на рис. 11-11 ниже, чем для соответствующих нефтей. По данным Бейкера [33], отношение насыщенных углеводородов к ароматическим для нефтей месторождений Бербанк и Тролл равно 3,1 и 2,1, а для соответствующих битумоидов из глинистых пород ~1,3 и 0,8. Гимпелевич [228] при сравнении пар нефтей и материнских пород Советского Союза также обнаружила более высокое содержание насыщенных углеводородов в нефтях. Она определила в битумоидах из материнских пород перилен — пентациклический конденсированный ароматический углеводород, отсутствующий в неф-

тях. Брей и Эванс [79] исследовали битумоиды 76 глинистых пород от ордовикского до мелового возраста из восьми геологических провинций США и установили, что среднее содержание парафинов в насыщенной фракции составляет 22%- Для 215 исследованных ими нефтей из тех же районов среднее содержание парафинов было 38 %. Эти авторы не пытались установить связь нефтей с определенными материнскими породами. Они изучали только те глинистые породы, для которых отношение нечетных «-алканов к четным меньше 1,2. Эти глины являются наиболее вероятными материнскими породами.

Где происходит фракционирование углеводородов? Имеются факты, свидетельствующие о том, что оно происходит во время первичной миграции из материнских пород в коллекторы. Бейкер [33] в своем подробном исследовании группы Чероки отмечает, что наибольшие изменения в составе органического вещества происходят на границах пород разных литологических типов. Он не заметил направленных изменений при переходе от одного глинистого слоя к другому. Однако при переходе от глин к подстилающему песчаному слою наблюдается четко вы-женное уменьшение отношения насыщенные УВ/ароматические УВ. Эти изменения показаны на рис.11-12, где использованы также аналогичные данные Ванденбрук [627]. В обоих случаях наиболее сильные изменения в составе органического вещества

глин происходят в зоне шириной 3 м на границе с песчаными слоями. Отношение насыщенных углеводородов к ароматическим в песчаном слое по данным Ванденбрук составляет 1,8, а по данным Бейкера —3,1. Бейкер [33] пришел к выводу, что наиболее резкие изменения имеют место на границе глин и песков. Однако в глинах наблюдаются небольшие постепенные изменения по мере приближения к этой границе.

Ванденбрук отмечает, что содержание асфальтенов в битумоидах из глин увеличивается вдвое по сравнению с фоном в зоне шириной 1 м на границе с песчаным коллектором. Асфальтены богаты (N, S, О)-соединениями. Аналогичные результаты получены Вышемирским и др. [640], изучавшими содержание (N, S, О)-соединений в битумоидах из юрских глин Западно-Сибирской низменности. Наибольшее увеличение концентрации (N, S, О)-соединений в глинах наблюдалось в зоне шириной

2 м, примыкающей к песчаному коллектору (рис. 11-12).

Данные о фракционировании углеводородов во время вторичной и третичной миграции более противоречивы. Хотя некоторые геохимики считают, что во время миграции в породах-коллекторах происходит хроматографическое разделение нефти, большинство фактов, приводимых в качестве доказательства этого, может быть объяснено другими причинами, например окислением нефтей водами атмосферного происхождения и разделением их по плотности. Если хроматографические эффекты связаны с сорбцией углеводородов органическим веществом [674], то из-за низкого содержания органического вещества в большинстве пород-коллекторов во время вторичной или третичной миграции не должно происходить значительных изменений в составе мигрирующих веществ. Этим могут объясняться трудности, с которыми столкнулись, например, Каваи и Тотани [336] при попытках найти четкие доказательства изменения в составе нефтей бассейна Ниигата во время их миграции.

Содержание