СОЗРЕВАНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА



Предыдущая | Следующая

Содержание

СОЗРЕВАНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА

Количество нефти, генерируемой материнской породой, за-1ИСит от подверженности керогена деградации и, как уже отвечалось в гл. 4, от температурно-временных условий. Выходы углеводородов, показанные на рис. 7-7, б, представляют собой Относительные количества углеводородов, выделенные и лаборатории из четырех типов керогена при нагревании. В природе кероген обычно представлен смесыо его разных типов и выход

углеводородов зависит от того, какой тип керогена доминирует в этой смеси. Микроскопическое изучение в проходящем свете керогена, свободного от минеральной массы, весьма полезно при определении нефте- и газогенерационной способности образца. Если преобладает аморфный кероген, следует ожидать относительно высокого выхода нафтеновой нефти. Если доми: нирует древесный кероген, должен быть относительно низкий выход парафиновой нефти. Оба этих керогена с увеличением степени зрелости будут давать возрастающее количество конденсата и газа.

Рис. 7-9. Выход битумоидов из каменных углей с высоким и средним содержанием летучих компонентов.

Верхняя кривая —j отношение содержания углеводородов к содержанию органического углерода в углях США (по Худу и Кастаньо [283]), нижняя кривая — битумоид из углей Саара (по Лейтхаузеру и Вельте [380]).

Небольшое количество растворимого битума (битумоида.— Ред.), вероятно, образуется в угле на стадии каменных углей : высоким и средним выходом летучих компонентов 7 (рис. 7-9). Верхняя кривая на этом рисунке показывает отношение извлекаемых углеводородов Ci5+ к органическому углероду в некоторых гумусовых углях США. Нижняя кривая представляет растворимые битумоиды (в вес. %), выделенные из обезволенных углей верхнекаменноугольного возраста Саарского района

Рис. 7-10. Зависимость значения битумоидного коэффициента от температуры,

установленная по 2500 образцам мезозойских—кайнозойских тонкозернистых

пород западного Предкавказья (по Ларской и Жабреву [372]).

Cjjba ' УглеР°д хлороформенного битумоида; Сорг — органический углерод породы:

А—среднее для нефтематеринских пород; В — ненефтематеринские породы; С — углистое органическое вещество.

ФРГ. Саарские угольные битумоиды примерно на состоят из насыщенных углеводородов и на 3Д — из ароматических и асфальтовых соединений. Хотя при созревании каменных углей и выделяется нефть, количество ее очень мало по сравнению с количеством нефти, образующейся при созревании аморфного и травянистого керогена. Большинство битумоидов углей образуется из их лейптинитовой составляющей.

Ларская и Жабрев [372] определили содержание битумоидов в 2500 образцах пород мезозойского и кайнозойского возраста из районов Западного Предкавказья и сопоставили данные о выходе битумоидов с пластовыми температурами. На рис. 7-10 показана зависимость величины битумоидного коэффициента от температуры. Битумоидный коэффициент — это отношение содержания углерода, растворимого в хлороформе (СХБЛ), к общему содержанию органического углерода в породе (Сорг породы). Кроме того, типы керогена определялись микроскопически. Кривая А показывает увеличение выхода битумоида из нефтематерииских пород, связанных со скоплениями нефти и, вероятно, содержащих аморфный и травянистый кероген. Кривая В характеризует увеличение выхода битумоида из пород, не содержащих нефтяных скоплений, но содержащих немного газа, а кривая С показывает увеличение выхода биту-моида из пород с инертным органическим веществом. Микроскопическое .исследование дисперсного органического вещества в образцах, которым соответствует кривая С, показало, что оно представлено углистыми частичками крупнопелитовой или тонкоалевритовой размерности. Образцы, которым отвечает кривая А, содержат аморфное органическое вещество бурого цвета. Авторы установили, что породы, содержащие главным образом углистые частицы, характеризуются очень низким битумоидным коэффициентом, который с повышением температуры мало изменялся, тогда как для аморфного вещества характерен высокий битумоидный коэффициент, быстро растущий с повышением температуры. Эти исследования ясно показали, что выход битумоидов из тонкозернистых пород зависит от типа керогена.

Влияние времени и температуры. Среди материнских пород преобладают зрелые, уже вступившие в главную фазу нефте-образования (гл. 4). Незрелые отложения не могут быть источником" промышленных залежей нефти; как исключение в них может образоваться биогенный газ и, возможно, некоторые тяжелые незрелые нефти. На графике зависимости выхода углеводородов от глубины залегания тонкозернистых пород, как показано на рис. 4-16, 4-20 и 4-21, материнские породы расположены ниже порога интенсивной генерации в пределах зоны относительно высокого выхода углеводородов. Так как это положение весьма важно для распознавания материнских пород, на рис. 7-11 представлены дополнительные примеры. На рис. 7-11, а показано увеличение выхода углеводородов бензиновой фракции с увеличением глубины залегания юрских—меловых глинистых пород Западной Сибири; на рис. 7-11, б дан выход битумоидов из юрских глинистых пород восточного Предкавказья, а на рис. 7-11, в — выход битумоидов из глинистых пород бассейна Карнарвон, Австралия. Глубины, на которых эти породы могут рассматриваться как нефтепроизводившие, начинаются с 2500 м для а, около 1500 м для б и 2000 м для в. Эти глубины соответствуют температурному интервалу 50—90°С, в котором неф-теобразование становится особенно значительным. Если в этих примерах количество и тип керогена неизменны на всех глубинах, то кероген пород, залегающих на меньшей глубине, обладает большим нефтематеринским потенциалом, который, однако,, может быть реализован только после его погружения на определенную глубину.

Геотермическая история. Температурно-временная диаграмма генезиса нафтидов Коннана (рис. 4-17) была построена для непрерывно погружающихся бассейнов. При построении этой модели не учитывается вся геологическая история, включающая воздымание, интенсивную эрозию, вулканизм, обширный орогенез и основные перерывы в осадкопакоплении. Хотя эта

Рис. 7-11. Примеры, показывающие изменение порога интенсивной генерации углеводородов, или битумоидов, с глубиной.

а — углеводороды бензинов верхнеюрских—нижнемеловых глинистых пород Западной Сибири (по Иванцовой и Шапиро, см. [633]); б —* битумоиды в юрских глинах восточного Предкавказья (по Конюхову и Теодоровичу [354]); в — битумоиды глин бассейна Карнарвон (по Сибаоке и др. |540|).

модель имеет некоторые недостатки в связи с ее упрощенностью [123], с практической точки зрения она может быть с пользой применена для оценки роли температуры и времени в нефте-газообразовании. Она неприменима к бассейнам, в которых вследствие периодических погружений и воздыманий воздействие на кероген более высоких температур было задержано.

Если прогибание бассейнов и погружение осадков не являются непрерывными, то может пройти длительное геологическое время, в течение которого богатые органическим веществом тонкозернистые породы не будут способны генерировать и выделять углеводороды в ближайшие коллекторы. Примером такой «задержанной генерации» является бразильский горючий сланец Ирати из тех районов, где эта порода не погружена достаточно глубоко.

Элементом изучения геотермической истории бассейна является анализ временных интервалов, в течение которых отложения подвергаются воздействию различных температур. Это наилучший способ оценки генерации нефти и газа в бассейне, если можно установить £>олее или менее точные палеотемпературы. Лопатин [387] первым подчеркнул важность геотермической истории в своем исследовании скважины Мюнстерланд I в Рурском районе ФРГ. Эта скважина, забой которой достиг отметки 5956 м, на глубине 3000 м вошла в зону антрацитовой стадии созревания органического вещества. Лопатин использовал детальные исследования углепетрографов с целью определения глубин залегания углей Мюнстера на разных этапах их геологической истории. Степень зрелости определялась по значениям отражательной способности витринита, которые изменялись от 2,5 % на глубине 3000 м до 5,17 % на глубине 5000 м. Геотермический градиент на глубине 3000 м составил 3,4°С/100 м, а в более глубоких частях разреза — 3,8°С/100 м. Воздымание земной коры здесь происходило в пермский, юрский и меловой периоды. Лопатин [387] ввел температурно-временной показатель углефикации т, представляющий собой произведение времени углефикации в каждом 10-градусном температурном интервале и температурного коэффициента скорости реакций созревания в этом интервале. На графике в координатах показатель т — отражательная способность витринита была получена прямая линия с коэффициентом корреляции 0,99.

Пример применения температурно-временного показателя т к генерации нефти и газа показан на рис. 7-12. Это номограмма, построенная Лопатиным [388] для определения 2т различных температурно-временных интервалов. В верхнем левом углу номограммы помещена небольшая диаграмма реконструкции истории погружения двух пластов Л и Б за последние 100 млн. лет. Пласт А находился 80 * 106 лет в температурном интервале 50—65°С, 5*10® лет в интервале 65—100°С и 15-106 лет в интервале 100—120°С. При использовании номограммы находим цифру 80 на ординате, проводим горизонтальную линию до пересечения с линией 50—65°С, от этой точки опускаем перпен-

Рис. 7-12. Номограмма для расчета температурно-временного показателя катагенеза отложений для температурных интервалов 15—30°С при общем диапазоне температур 50—230°С (по Лопатину [388]).

дикуляр на- абсциссу и получаем значение 2т=80. Аналогичным образом находим 2т для двух других температурных интервалов: они равны 15 и 120; в общем для пласта А 2т составит 215. Пласт В находился 10* 106 лет в температурном интервале 50—80°С, 10* 106 лет в интервале 80—100°С и 80 * 106 лет в интервале 100—120°С. Соответствующие значения 2т по номограмме составляют 14, 41 и 630, а сумма — 685. Значения 2т, соответствующие, по Лопатину [388], генерации нефти и газа, следующие:

70—85 начало главной фазы нефтеобразования;

160—190 максимум главной фазы нефтеобразования;

170—210 зона максимума эмиграции нефти в породы-коллекторы;

380—400 конец главной фазы нефтеобразования;

550—650 максимум газообразования;

1500—2000 конец газообразования.

Отсюда пласт А на рис. 7-12 находится на стадии максимума эмиграции нефти, а пласт В на стадии максимума газообразования. Обе эти породы имеют одинаковый возраст, испытывают в настоящее время воздействие одинаковой температуры, но их геотермическая история была совершенно разной. Такие диаграммы Лопатина были использованы Циглером и Споттсом [682] для оценки нефтегазогенерации в Грейт-Валли, Калифорния.

Другой подход к решению проблемы, связанной с геотерми' ческой историей, был предложен Тиссо и др. [609] в работе, посвященной изучению бассейна Иллизи, Алжир. В строении этого бассейна, находящегося на востоке Сахары, участвуют в основном отложения палеозойского и мезозойского возраста. Песчано-глинистый разрез силурийского и средне- и верхнедевонского возраста включает в себя несколько пластов прекрасных материнских пород. Основные залежи углеводородов приурочены к песчаникам ордовикского, нижне- и верхнедевонского и каменноугольного возраста. Тиссо и др. использовали математическую модель генезиса углеводородов, основанную на деградации керогена, а также на лабораторных экспериментах,, включающих как пиролиз, так и экстрагирование материнских пород, для подсчета количества нефти и газа, генерируемых при повышении температуры. Как показано на рис. 7-13, авторы связали выход углеводородов с геологической историей. Средние геотермические градиенты были рассчитаны по современным градиентам и палеоградиентам с помощью данных об отражательной способности витринита.

На верхнем графике рис. 7-13 показано изменение глубины погружения юго-западной (А), восточной (В) и северо-восточной (С) частей бассейна. На юго-западе к концу палеозоя осадки погрузились на глубину до 3200 м. При геотермическом градиенте 4°С/100 м на глубине 1800 м они прогрелись до температуры 94°С, если температуру на поверхности принять равной 22°С. На глубине 2700 м температура должна быть 130°С, что отвечает концу нефтегенерации и стадии генерации газа. Следует обратить внимание на уменьшение генерации нефти и увеличение генерации газа, по данным Тиссо и др. [609], в точке 290* 106 лет на втором графике рис. 7-13. Этой точке соответствует глубина погружения 2700 м (130°С). К концу палеозоя на глубине 3200 м, что соответствует температуре 150°С, органическое вещество в юго-западной части бассейна уже потеряло способность генерировать как нефть, так и газ. Значительная часть образовавшегося газа была потеряна в конце карбона в связи с герцинским складкообразованием. Аккумулировавшийся газ переместился в направлении приподнятых структур Джебель-Тан-Элак и Эссауи-Меллен, которые были очень сильно эродированы в результате воздымания в конце палеозоя. В течение этого периода как ордовикские, так и девонские кол-

лекторы были эродированы и заполнены атмосферными водами. Следовательно, перспективы юго-западной части бассейна на нефть и газ неблагоприятные вследствие того, что к концу палеозоя материнские породы утратили способность генерировать

углеводороды, а ранее образовавшиеся углеводороды были потеряны. При разведке этого района были отмечены только следы остаточного газа. Степень зрелости керогена, как показывает отражательная способность витринита, соответствует концу стадии газообразования.

В восточной (В) части бассейна осадконакопление шло медленнее, однако было непрерывным на протяжении мезозоя; к началу кайнозоя была достигнута максимальная глубина 2400 м. Этой глубине соответствовала температура около 106°С при геотермическом градиенте 3,5°С/100 м. В течение мезозоя происходило все увеличивающееся образование нефти; в мелу началось газообразование. Генерация нефти и газа началась уже после того, как были сформированы герцинские структурные ловушки. В этом районе находится несколько крупных месторождений нефти, характеризующихся газовым фактором от 100 до 200 м3 газа/м3 нефти.

В северо-восточном районе (С) генерация нефти и газа началась в позднем палеозое, когда погружение достигло глубины 3000 м, которой соответствовала температура 112°С. Эрозия в этом районе либо была незначительной, либо отсутствовала совсем; а так как в мезозое отложения погрузились еще глубже, генерация нефти и газа продолжалась. В мезозое погружение достигло максимальной глубины 4000 м, которой соответствовала температура 142°С; рассматриваемые отложения вышли из зоны нефтеобразования и вошли в зону газообразования. Значения отражательной способности витринита для керогена, равные 1,6—1,7%, можно сопоставить с температурой и стадией образования углеводородов на рис. 7-49. Между тем нефть, которая образовалась в этом районе, была преобразована в газ в результате созревания (катагенеза.— Ред.) в коллекторе, проходившего в течение последних 100 млн. лет. В этом районе найдены только крупные газовые месторождения.

Этот пример показывает, как совместный анализ геологических и геохимических данных помогает оценить перспективы нефтегазоносности различных районов осадочного бассейна. В математической модели Тиссо и др. [609] природа органического вещества, геотермический градиент и длительность реакции использованы для определения основных периодов генерации и аккумуляции нафтидов в различных частях бассейна. Природа органического вещества определялась стандартными лабораторными методами исследования шлама или керна, которые будут рассмотрены в гл. 10. История погружения определялась по геологическим и геофизическим данным и результатам изучения отражательной способности витриппта, а также с помощью других методов определения степом и зрелости, подтверждающих геологические выводы о максимальной глубине логружения. Палеогеотермические градиенты определялись на -основе современного градиента и данных о степени зрелости пород (градациях катагенеза,— Ред.), например об отражательной способности витринита.

Аналогичная оценка Западно-Канадского бассейна показала, что девонские материнские породы более 200 млн. лет, до позднего мезозоя, не погружались глубже 400 м. В течение этого времени они обладали нефтегенерационным потенциалом, но не погружались достаточно глубоко, чтобы вступить в зону катагенеза, в которой осуществляется генерация нефти. И только после быстрого погружения в начале мелового периода девонские материнские породы опустились достаточно глубоко, чтобы реализовать свой нефтематеринский потенциал и дать начало промышленным скоплениям нефти и газа.

Эти примеры подтверждают, что нефтематеринские породы могут находиться в латентном состоянии в течение очень длительных периодов геологического времени до тех пор, пока не будут погружены достаточно глубоко, за порог интенсивной нефтегенерации. В восстановительной обстановке кероген относительно инертен. При температуре 20—40°С он будет изменяться весьма медленно в течение миллионов лет.

Это означает, что геологи должны обратить внимание на структуры и ловушки, связанные с палеозойскими отложениями, которые находились под воздействием низких и умеренных температур в течение большей части их ранней истории и достигли больших глубин лишь в позднем мезозое. Концепция поздней нефтегенерации в последние годы получила более широкое распространение. Время от времени появляются новые публикации, посвященные этому вопросу [645].

Тепловой поток. В гл. 6 при обсуждении резких изменений геотермических градиентов отмечалось, что тепловой поток равен произведению геотермического градиента и коэффициента теплопроводности осадочного разреза. Тепловой поток постоянен для данной части бассейна, так что если осадочные породы в этом районе имеют низкий коэффициент теплопроводности, то геотермический градиент будет высоким и наоборот. В разных бассейнах со сходными типами нормально уплотненных осадочных пород значительные изменения теплового потока могут соответственно привести к значительным изменениям геотермического градиента. Макаренко и Сергиенко [411] сопоставили 403 замера тепловых потоков на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях мира. Тепловые потоки на этих продуктивных структурах варьировали от 0,6 до 2,8 кал/(см2 -с). Среднее значение составило около 1,4 кал/(см2*с). Наивысший тепловой поток отмечен в зонах кайнозойского вулканизма, а самый низкий — в докембрийских складчатых поясах.

Хэлбути и др. [250] в работе, посвященной изучению факторов, влияющих на формирование гигантских нефтяных и газовых месторождений, установили, что именно аномально-высокие геотермические градиенты объясняют эффективность генерации углеводородов из материнских пород в Предкавказье и в бассейнах Лос-Анджелес и Центральносуматранском. Клемм [348, 349] развил эту идею, показав, что выход углеводородов на определенный объем осадочных пород был больше в бассейнах с высоким тепловым потоком, чем в бассейнах с низким тепловым потоком. Наивысший эффект отмечался в бассейнах, занимающих промежуточное положение, а именно находящихся в зоне перехода между континентальными и океаническими блоками земной коры. Типичными являются бассейны, связанные с поясами, вдоль которых литосферные плиты погружаются или надвигаются друг на друга в зонах субдукции. Например, западное побережье США, бассейны, расположенные за Индонезийской островной дугой, Южно-Каспийский бассейн и юго-восточная Австралия являются районами с высоким тепловым потоком; с ними связаны крупные скопления нафтидов. Исследования Клемма, проведенные по всему миру, позволили установить значительные изменения геотермических градиентов вследствие существования локальных горячих участков или поясов в осадочных бассейнах. Более горячие участки содержали либо неглубоко залегающую нефть, либо газ на большой глубине. Клемм установил, что как современные, так и древние геотермические градиенты играют важную роль при оценке нефтяного или газового потенциала районов. Одним из лучших методов их оценки является определение отражательной способности витринита (см. гл. 7 и 10).

Клемм [348] также сделал очень интересное наблюдение, заключающееся в следующем: в связи с большей величиной средней пористости обломочные осадочные породы в зонах с высокими геотермическими градиентами содержат более крупные скопления углеводородов, чем в районах с низкими градиентами. Эта взаимосвязь представлена на рис. 7-14, где изменение средней пористости иесчаников с глубиной рассматривается в зависимости от величины геотермических градиентов. При градиенте 5,5°С/100 м песчаники при температуре 12ГС будут обладать пористостью 38%. В районе с градиентом 2,5°С/100 м температура 12ГС будет достигнута па глубине 3962 м, где средняя пористость песчаника составляет только 26%. Неглубоко залегающее месторождение должно содержать примерно на 50 % нефти больше, чем залегающее па больших

Рис. 7-14. Связь между геотермическим градиентом и пористостью песчаных коллекторов (по Клемму с изменениями [348]).

глубинах. Конечно, большое разнообразие индивидуальных значений пористости частично затушевывает эту закономерность, тем не менее эта модель ясно показывает, что неглубоко залегающие высокотемпературные месторождения способны содержать больше углеводородов, чем глубоко залегающие.

Установлено, что окраины плит вовлечены в дивергентные (раздвигание), конвергентные (сближение) и трансформные (параллельные) движения. Томпсон [602] подчеркивал, что высокие пластовые температуры связаны с началом дивергентных движений, когда мелководная седиментация способствует отложению эвксинских илов в качестве материнских пластов, карбонатных рифов — в качестве коллекторов и эвапоритов — в качестве флюидоупоров. Он считает, что гигантское месторождение Эль-Морган приурочено к погребенному рифту Суэцкого залива. Степень зрелости керогена в осадках, связанных с этим месторождением, указывает, что палеотемпературы были выше современных пластовых температур. Концепция древних рифтов, перспективных на нефть и газ, применима к рифтовым окраинам обширных океанских бассейнов, таких, как бассейн Сирт в Северной Африке и бассейн Северного моря.

Для конвергентных океанических и континентальных блоков характерен низкий тепловой поток в желобах, но высокий — вдоль вулканических хребтов. Высокие температуры за хребтами являются следствием влияния базальтовых магм. Гигантские нефтяные и газовые скопления, расположенные за Индонезийской островной дугой, о которых упоминалось ранее, приурочены к бассейнам, связанным с глыбовыми дислокациями, простирающимися вплоть до восточной части Бенгальского залива.

Определение современных и древних уровней зрелости органического вещества особенно важно в районах со сложной тектоникой, расположенных по краям плит. Самое молодое органическое вещество плейстоценовых осадков, извлеченных при исследованиях по Программе глубоководного бурения DSDP на континентальном склоне в районе Алеутского желоба, имело степень зрелости, эквивалентную температуре 68°С [240]. При высоком геотермическом градиенте 5,5°С/100 м это будет соответствовать глубине захоронения примерно 1100 м, тогда как образец был взят с глубины всего 340 м. Томпсон [602] считает, что отложения, из которых были отобраны эти образцы, претерпели погружение, а затем воздымание в условиях сложной тектоники зоны надвига фронтальной части вулканического пояса.

Цель приведенных здесь примеров — подчеркнуть, что при исследовании новых районов геолог должен учитывать влияние значительных различий в тектонике и температурном режиме. Термическое изменение органического вещества является наиболее чувствительным и легко измеряемым индикатором палеотемпературы.

Соляные купола. Соль — наиболее эффективный проводник тепла в стратисфере. Теплопроводность каменной соли достигает 17 мкал/(см-с-град), тогда как у типичного глинистого песчаника она составляет около 5 мкал/(см-с*град). Высокая теплопроводность означает быстрый перенос тепла через соляные купола от соляных пластов в бассейн. Такая ситуация аналогична чайнику с медным дном, от которого в нагреваемую воду отходят медные провода. При нагревании дна чайника тепло по проводам быстро передается в воду. Аналогичным образом соляные купола служат путями переноса тепла из глубинных частей бассейна ближе к поверхности. Кроме того, когда соль пробивает себе путь через разрез осадочных отложений, образуются многочисленные разломы, по которым термальные воды могут переносить дополнительное тепло с больших глубин. Высокая теплопроводность соли является причиной того, что она имеет низкий геотермический градиент. Окружающие осадочные породы, подобно воде в чайнике, будут иметь более низкую теплопроводность и соответственно более высокий геотермический градиент. Это означает, что высокий п mi.t-кий геотермические градиенты будут существовать рядом м соляном куполе и в окружающих его породах осадочного бассейна В пределах одного и того же глубинного пнтериала.

Джангирьянц [182] установил такое аномальное распределение тепла в пределах зоны развития солянокупольных структур Эмбинского региона СССР. На одной и той же глубине температура над сводами соляных куполов была выше, чем в периферийных частях. Например, на юго-восточном крыле месторождения Кулсары геоизотермы 15 и 20°С понижаются от свода купола в сторону межкупольной зоны. В интервале глубин 100—1000 м геотермический градиент варьирует от 1,1 до 3,5°С/100 м. Он уменьшается по мере удаления от свода купола к его периферии. Аналогичная картина отмечается и на других куполах в этом районе северо-восточного Прикаспия.

В скважине месторождения Макат геотермический градиент в интервале 1200 м, представленном смешанными кластиче-скими и карбонатными отложениями, составлял 2°С/100 м. В 1000-метровой толще соли градиент был равен 0,9°С/100 м. Прежде чем производить замеры, добивались установления равновесия в скважинах, оставляя их в покое в первом случае в течение 8 сут, а во втором до 30 сут.

На глубине 1000 м температура мезозойских отложений в пределах зоны соляных структур колебалась от 31,5 до52,4°С. Столь значительная разница указывает на то, что температурное равновесие в районе соляных куполов не достигается даже по прошествии длительных периодов геологического времени.

Таким образом, соляные купола — это не только благоприятные структуры и стратиграфические ловушки, но и пути передачи тепла из глубинных частей бассейна; это тепло способствует быстрому преобразованию керогена в нафтиды в непосред-' ственно прилегающих к куполам отложениях. Это немаловажно при поисках, так как соляные купола весьма распространены во многих прибрежных районах, например в бассейне Алжеро—Провансаль в Средиземном море [56] и в Мексиканском заливе [667]. В последнем регионе отмечено более 150 соляных куполов (salt domes and knolls), занимающих полосу длиной 725 км и шириной от 65 до 200 км, которая начинается примерно в 445 км к северо-западу от полуострова Юкатан. Термин domes относится к погруженным структурам, не выраженным в рельефе, тогда как knolls — это структуры, выделяющиеся в рельефе в виде холмов.

В 1968 г. в соответствии с Программой глубоководного бурения DSDP на своде одного из таких куполов (knoll) была пробурена скважина (станция 2, рейс 1) на глубине 3572 м от поверхности океана. Керн, насыщенный нефтью, был извлечен из отложений с глубины 137 м. Было установлено, что эти отложения являются той частью типичного ангидритового кепрока Мексиканского залива, в которой происходило активное превращение ангидрита в гипс, кальцит и серу. Результаты

Рис. 7-15. Сравнение изотопного состава углерода, метана, этана, пропана,

изобутана, «-бутана, газа в целом, а также связанной с ними нефти в кепроке

купола Челленджер с изотопным составом углерода газов двух соляных

куполов бассейна Мексиканского залива (по Эрдману [194]).

1 проба газа из купола Челленджер; 2 — две пробы газа с побережья Мексиканского залива.

изотопного анализа углерода и серы показали, что сера образовалась в результате окисления H2S, а кальцит — вследствие микробного окисления метана или нефти (и преобразования сульфатов.— Ред.). В керне также содержалось около 400 зерен спор и пыльцы позднеюрского возраста, унаследованных, вероятно, от подстилающей диапировой соли [134].

Нефть и попутный газ были весьма детально проанализированы в нескольких лабораториях крупных нефтяных компаний с использованием наиболее эффективных для того времени методов. Было установлено, что это, вне всякого сомнения, типичная нефть кепрока района побережья Мексиканского залива, менее зрелая, чем «средняя» нефть.

На рис. 7-15 изотопный состав углерода углеводородных компонентов газа, отобранного из кепрока этого купола, сравнивается с изотопным составом газа двух нефтей, связанных с соляными куполами побережья Мексиканского залива. Образцы незрелого газа обычно характеризуются резким увеличением значений 6,3С от метана к этану и пропану. Очевидно, что газ из рассматриваемого купола является наименее зрелым из трех представленных примеров, так как ему соответствует наиболее крутая кривая. Кроме того, форма этой кривой является нормальной для газа, связанного с нефтью пз материнского вещества морского происхождения. Газы из материнского

23 Заказ № 372

Рис. 7-16. Относительное содержание изомеров гептана в нефтях купола Чел-

ленджер и других месторождений (по Дейвису и Брею [134]).

н-Ст — н-гептан; 3-МГ — 3-метилгексан; 2-МГ — 2-метилгексан; 2,3-ДМП — 2,3*ДИМетил-пентан; 3-ЭП — 3-этилпентан; 2,4-ДМП — 2,4-диметилпентан; 2,2-ДМП — 2,2-диметилпен-тан; 3,3-ДМП — 3,3-диметилпентан; 2,2,3-ТМП — 2,2,3-триметилпентан.

вещества континентального происхождения обычно характеризуются более высоким содержанием 13С..

Фактическая глубина, на которой образовалась эта нефть, неизвестна, но почти несомненно, что она мигрировала сюда с больших глубин. Несмотря на то что геотермический градиент материнских отложений вблизи соляного купола может вдвое превышать градиент типичного нефтяного бассейна, глубина, на которой обнаружена нефть, была недостаточной для образования зрелой нефти.

Незрелость этой нефти устанавливается по малому содержанию низкокипящих углеводородов. Кроме того, на ее незрелость указывает также соотношение индивидуальных углеводородов. Например, парафины с разветвленной цепью в большом количестве содержатся в незрелых нефтях, тогда как в зрелых нефтях отмечается наибольшее содержание нормальных соединений. На рис. 7-16 показано, что по соотношению гептановых изомеров нефти купола Челленджер сопоставимы с третичными нефтями месторождения Спиндлтоп и Страттон-Ридж, но отличаются от большинства мезозойских и палеозойских нефтей.

Рис. 7-17. Содержание аренов в углеводородах Ci8+ нефти купола Челленджер по сравнению с их содержанием в других нефтях (по Дейвису и Брею [134]).

Отношение циклогексана к циклопентану в нефти купола Челленджер высокое, что характеризует либо незрелую нефть, либо исходное органическое вещество неморского происхождения. Так как другие данные свидетельствуют о морском происхождении исходного органического вещества, то этот факт позволяет сделать вывод о незрелой нефти. В ней присутствует несколько изопреноидных углеводородов, в том числе фарне-зан, пристан и фитан. Содержание нафтенов среди низкокипя-щих углеводородов необычайно высокое, что в соответствии с методом определения возраста, предложенным Янгом и др. [674] (гл. 8), указывает на молодой возраст углеводородов.

Три лаборатории, используя четыре различных метода, установили, что эта нефть обладает высоким содержанием ароматических углеводородов (рис. 7-17). Высокое содержание нафтеновых и ароматических компонентов характерно для незрелых нефтей. Например, очень незрелая нефть, извлеченная из песка с глубины 38 м в дельте Ориноко, содержала около 70 % ароматических углеводородов во фракции Ci5+ [342]. Масс-спект-рометрия высокого разрешения ароматической фракции, полученной путем стандартного хроматографического разделения, показала, что она содержала около 23% гетеросоединеипп. Так как во всех этих анализах использовалась аналогичная методика разделения, вполне вероятно, что отмеченная высокая ароматичность является следствием более высокой концентрации гетсросоединений с конденсированными ароматическими кольцами в незрелых нефтях.

Масс-спектрометрический анализ ванадиловых порфиринов из нефти купола Челленджер показал, что они типичны для нефти морского происхождения с умеренной термической историей.

Наличие типичной незрелой нефти на небольшой глубине на соляном куполе Сигсби имеет важное значение для глубоководного бурения за пределами континентального шельфа. Если геотермические градиенты на континентальных подножиях и в других районах с мощной толщей осадочных пород достаточно высоки, эти обширные территории океанов представляют интерес для поисковых работ на нефть и газ.

Углеводороды бензинового ряда. Углеводороды С4—С7 в незрелых осадочных породах встречаются в небольших количествах, от 10-8 до 10~6 г/г С0рг [299]. Эти углеводороды, составляющие примерно 7з обычных нефтей, образуются вместе с тяжелыми углеводородами при катагенезе. В табл. 7-6 срав-

Таблица 7-6

нивается содержание низкокипящих алканов в слабо уплотненных осадках, которые не были подвержены воздействию температуры выше 40°С, и в зрелых породах, находящихся на стадии катагенеза. Содержание низкокипящих углеводородов (бензинов) в последних в сотни тысяч раз выше, чем в первых. Зрелые породы представлены хорошо известными материнскими отложениями, связанными с промышленными резервуарами (за исключением последнего примера). Куонамское обнажение представляет интерес в связи с тем, что оно столь же богато легкими углеводородами (бензиновая фракция), как и хорошо известные материнские породы, а это указывает на возможность получения из этих отложений сланцевой нефти. Биккенина и Шапиро [57] идентифицировали около 50 индивидуальных низкокипящих углеводородов в этих ранне- и среднекембрийских породах Анабарской антеклизы. Хорошие материнские породы обычно должны содержать по меньшей мере 10~3 г/г Сорг низкокипящих углеводородов.

Тиссо и др. [608] отметили, что содержание низкокипящих углеводородов (бензинов) в тоарских глинах увеличивается более чем на один порядок в интервале глубин 750—2500 м. На рис. 7-18 (полулогарифмический график) показано увеличение выхода газа и низкокипящих углеводородов с глубиной из керна ряда скважин Парижского бассейна. Увеличение выхода газа и низкокипящих углеводородов с глубиной происходит быстрее, чем углеводородов С15+. Наибольшее увеличение отмечается в интервале 1,5—2 км. Аналогичное значительное увеличение выхода низкокипящих углеводородов уже отмечалось для

глинистого шлама из канадской скважины (рис. 5-13). В этом примере наибольшее увеличение происходило в интервале глубин 1,5—1,7 км.

Филиппи [468] отмечал, что отношение низкокипящих углеводородов к общему содержанию углеводородов в глинистых породах бассейнов Лос-Анджелес и Вентура увеличивается от 10 до 26 % при повышении температуры с 125 до 150°С.Всвязи с тем, что геотермический градиент в бассейне Вентура равен 2,6°С/100 м, а в бассейне Лос-Анджелес — 3,9°С/100 м, такое повышение температуры должно происходить в интервале глубин 3800—4700 м в первом и 2700—3300 м во втором бассейне. Данные Филиппи совершенно ясно показывают, что именно температура, а не глубина является определяющим фактором генерации углеводородов в материнских породах. Кроме того, эти данные показывают, что генерация низкокипящих углеводородов в интервале 125—150°С в этих бассейнах происходит быстрее, чем генерация углеводородов в целом.

Изменение хемофоссилий при катагенезе. Термическое разложение керогена с образованием нефти, происходящее при катагенезе, приводит к значительным изменениям хемофоссилий, что позволяет использовать их для оценки материнских пород. Преобладание цепей нормальных парафинов с нечетным числом атомов углерода, образованных биологическим путем, исчезает в результате разрыва более крупных молекул и образования молекул меньшего размера и разбавления цепей с нечетным числом атомов углерода равными количествами четных и нечетных цепей благодаря термической деструкции. Структуры холестана, образованные из холестерина, превращаются в разнообразные нафтеновые углеводороды и частично в полициклические ароматические углеводороды. Тетра- и пентацик-лические конденсированные нафтеновые углеводороды постепенно исчезают, тогда как доля моноциклических нафтенов увеличивается. Наиболее детальное исследование изменений индивидуальных углеводородов в глинистых породах с увеличением глубины погружения было впервые проведено Филиппи [465] на примере бассейнов Лос-Анджелес и Вентура в Калифорнии. Затем были выполнены аналогичные работы Тиссо и др. [608] по Парижскому бассейну и Альбрехта и Уриссона [8] по бассейну Дуала. Этими работами были заложены основы для современного применения хемофоссилий как в качестве чувствительных индикаторов влияния времени и температуры, так и в качестве параметров для корреляции материнских пород и нефтей.

Нормальные парафины с нечетным числом атомов углерода. В своей работе, посвященной углеводородам современных осадков и древних материнских пород, Брей и Эванс [79] установили, что в «-парафиновых цепях происходит уменьшение отношения нечетных гомологов к четным от современных осадков к древним отложениям и нефти. Они рассчитали коэффициент нечетности CPI (Carbon Preference Index), который показывает, во сколько раз в образце больше «-парафинов с нечетным числом атомов углерода, чем с четным (табл. 7-7). Они обнаружили, что в илах побережья Мексиканского залива «-парафины в диапазоне С24—С33 содержат в пять раз больше нечетных углеродных цепей, чем четных. Отношение CPI в парафинах древних глинистых пород составляет от 1 до 3, тогда как в нефти оно равно 1. Было установлено, что в результате преобразования органического вещества к нафтидам добавляются парафины с коэффициентом СР1=1, в связи с чем это отношение уменьшается в глинах в ходе их созревания. В дальнейшем авторы пришли к выводу, что хорошая материнская порода должна генерировать достаточно углеводородов, так чтобы коэффициент CPI содержащихся в ней «-парафинов сократился до уровня, соответствующего нефти, т. е. до 0,9—1,3.

Отношения нечетных «-парафинов к четным обычно используются для оценки материнских пород, однако при их интрепре-тации возникает ряд проблем. Одной из них является изменчивость материнского органического вещества. В гл. 4 указывалось, что морские организмы синтезируют цепи с нечетным числом атомов углерода только в низкомолекулярном диапазоне,

Таблица 7-7

Рис. 7-19. Роль наземных и морских организмов в накоплении нечетных молекул н-алканов в осадках (по Ханту [294]).

но не в диапазоне С24—С33. Следовательно, их CPI очень близки к 1 (табл. 7-7). Осадки и породы, содержащие материнское вещество только морского происхождения, будут иметь -CPI, равное 1, как на поверхности, так и на любой глубине. В противоположность этому значение CPI наземных растений может достигать 20, а образцы, содержащие заметное количество вещества наземного происхождения, будут обладать значе* ниями CPI, значительно превышающими 1. Однако на практике образцы, подобные образцу глубоководных осадков из желоба Кариако, представленному в табл. 7-7, очень редки. Для образования таких осадков необходимо, чтобы в них не попало ни травянистое, ни древесное органическое вещество.

На рис. 7-19 схематически показано, как цепи с нечетным числом атомов углерода попадают в органическое вещество осадков. Во многих осадках «-парафины характеризуются преобладанием гомологов с нечетным числом атомов углерода как в диапазоне высоких, так и низких молекулярных весов. Например, на рис. 7-20 показано распределение «-алканов, экстрагированных из четырех образцов горючих сланцев Грин-Ривер из Колорадо. В образце с наименьшей глубины доминируют алканы С17 и С31. Первый мог образоваться из озерного планктона или из бактерий. В табл. 4-6 показано, что многие бактерии характеризуются высоким содержанием алкана Ci7-Алканы С29 и С31 в этом образце обязаны воскам наземных растений.

На рис. 7-20 также видно,’ что преобладание нечетных алканов постепенно уменьшается с увеличением глубины погружения отложений и на глубине 914 м оно уже едва заметно. Это результат генерации (под воздействием тепла) полного ряда алканов из керогена горючих сланцев. На рисунке показаны современные, а не максимальные глубины погружения.

Рис. 7-20. Относительнее содержание н-алканов Си—С36 в парафинах, экстрагированных из горючих сланцев Грин-Ривер, Колорадо (по Андерсу и Робин' сону [18]).

Преобладание нечетных парафиновых углеводородов в глинах формаций Грин-Ривер и Уосач бассейна Юинта настолько велико, что сохраняется в парафиновых нефтях (рис. 7-21). Некоторые нефти бассейна Юинта характеризуются наивысшим для нефтей значением CPI, равным 1,6. Другие нефти в этом бассейне, например нефть формации Ред-Уош, имеют величину CPI, изменяющуюся в нормальных пределах, т. е. 0,9—1,3. Нефть формации Коколин (рис. 7-21) характеризуется преобладанием нечетных алканов в диапазоне Ci3—Ci9, что характерно для органического вещества морского происхождения. Нефти формаций Джон-Крик и Пайн-Юнит, описанные Мартином и др. [418], также характеризуются преобладанием нечетных алканов в таком же низкомолекулярном диапазоне. В тех

Рис. 7-21. Преобладание нечетных гомологов среди низкомолекулярных алка-нов нефти, связанной с органическим веществом морского происхождения (месторождение Коколин, Мичиган), и среди высокомолекулярных алканов нефти, связанной с органическим веществом неморского происхождения (бассейн Юинта, Юта) (по Мартину и др. [418]).

случаях, когда нефти обладают несколько повышенным коэффициентом CPI (>1,0), соответственно более высокое отношение отмечается и в зрелых материнских породах.

Изменение распределения «-парафинов с глубиной в результате диагенетических и катагенетических превращений было установлено в ряде осадочных бассейнов. На рис. 7-22 показано распределение «-алканов в Ci2—С33 в отложениях бассейна Дуала для того же интервала глубин, что и выход углеводородов, представленный на рис. 4-16. Характер распределения «-алканов на глубине 1500 м является типичным для алканов в осадках, находящихся на завершающей стадии диагенеза, до начала воздействия значительных температур. Двухвершин-ность распределения является следствием наличия алканов как морского, так и наземного происхождения. При катагенезе происходят два типа изменений: постепенное уменьшение преобладания нечетных алканов вплоть до исчезновения его и смещение пика распределения в сторону низкомолекулярного диапазона вследствие синтеза молекул меньшего размера и крекинга крупных молекул. Когда материнская порода достигает значительной степени зрелости, чтобы генерировать достаточное количество нефти, максимум распределения алканов будет отмечаться в интервале Ci3—Ci8, причем уменьшение содержания алканов с увеличением длины цепи будет постепенным. Таким образом,

Рис. 7.22. Изменение распределения «-алканов с глубиной погружения в верх немеловых отложениях бассейна Дуала, Камерун (по Альбрехту [7]).

характер распределения алканов на глубине 2375 м отвечает зрелым породам и соответствует пику генерации нефти, как показано на рис. 4-16. Иной характер распределения алканов в образце с глубины 2500 м объясняется отличием исходного органического вещества; для некоторых пород зрелость наступила несколько позже. Однако со временем для органического вещества всех образцов характер распределения будет аналогичен представленному на рис. 7-22 для 2645 м и больших глубин. Распределение алканов в образце с глубины 3450 м соответствует очень зрелой материнской породе, которая уже прошла стадию генерации нефти и находится на стадии генерации

Рис. 7-23. Уменьшение преобладания нечетных углеводородов с повышением

температуры (на больших глубинах) (по Филиппи [465] и Бруксу [82]).

а — содержание углеводородов в глинах бассейна Лос-Анджелес; б — уменьшение отношения 2С2^/(С28+Сзо) в этих глинах; в ~~ уменьшение CPI н-алканов, экстрагированных из австралийских бурых и каменных углей, находящихся на разных стадиях катагенеза.

газа. Изменение в распределении «-алканов, показанное здесь, отмечается и в Парижском бассейне, где в глинах Жуй на глубине 700 м распределение «-алканов такое же, как в бассейне Дуала на глубине 1500 м, а в глинах Буши Парижского бассейна на глубине 2510 м распределение «-алканов такое же, как в бассейне Дуала на глубине 2375 м. Оценка максимальных глубин погружения дается по Парижскому бассейну.

Филиппи [465] отметил, что отношение 2С2д/(С28 + С30) в алканах из глин бассейна Лос-Анджелес уменьшается от 8 до 1 на пороге интенсивной генерации нефти (рис. 7-23,6). С увеличением выхода углеводородов отношение нечетных алканов к четным уменьшается, как показано на рис. 7-23, а и 7-23, б. Формула подсчета коэффициента нечетности, использованная при построении последнего графика, отличается от применяемой в этой книге. Как мы уже отмечали в гл. 4, алкан С29, использованный Филиппи, вероятно, является наиболее широко распространенным «-алканом наземного происхождения.

Для углей в связи с наземным происхождением их восков характерно сильное преобладание нечетных алканов. Брукс [82] отметил, что значение CPI уменьшается в ходе катагенеза

углей, достигая 1 в каменных углях с высоким выходом летучих компонентов при содержании ~80% связанного углерода (рис. 7-23, в). В восках углей, нефтей или осадочных пород эти изменения обнаруживаются при повышении температуры.

Уменьшение преобладания нечетных алканов над четными может быть смоделировано в лаборатории и использовано для оценки материнского потенциала глубоко погруженных формаций в тех случаях, когда имеются лишь приповерхностные образцы этих отложений. Если кероген способен генерировать нефть, то при умеренном нагревании образца (200—300°С) CPI уменьшится. Если же содержание керогена незначительно или если он способен генерировать только газ, CPI практически не изменится. В табл. 7-8 показано изменение коэффициента преобладания нечетных алканов над четными (ОЕР — odd-even predominance; формулу расчета см. в прилагаемом словаре) для различных осадочных пород после их прогревания в лаборатории в течение 12 сут при температуре 250°С. Прогревание образцов производилось в герметическом сосуде в вакууме. Подготовка образцов к прогреванию включала высушивание

Таблица 7-8

Влияние прогревания в лаборатории (в течение 12 сут при 250 °С) на образцы типичных осадочных пород (морского и смешанного происхождения) с высоким содержанием органического вещества [Эрдман, личное сообщение]

при отрицательной температуре, экстрагирование растворителями, высушивание и восстановление содержания воды. После прогревания образцы снова высушивались при отрицательной температуре и подвергались экстракции. Фракция «-алканов выделялась из битумоида путем адсорбционной хроматографии и аддукции мочевиной, предшествующих газовой хроматографии.

В образцах из Северного моря отмечается значительное уменьшение значения ОЕР, указывающее на то, что они представляют потенциально хорошую материнскую породу. В образцах из Папуа Новой Гвинеи образовалось мало дополнительных липидов, а ОЕР не опустилось ниже 2, что говорит о том, что они представляют плохую нефтематеринскую породу. При нагревании образцов из Северного моря в них образовалось гораздо больше липидов, чем в образцах из Новой Гвинеи.

Исследование Эрдманом (личное сообщение) образцов, полученных при глубоководном морском бурении, позволяет предположить, что время также может быть важным фактором, влияющим на уменьшение ОЕР. На рис. 7-24 представлены данные Эрдмана для большого числа глубоководных морских образцов различного возраста, отобранных с разных глубин. Ни один из этих образцов не подвергался воздействию температур, превышающих 50 °С. Несмотря на значительный разброс значений ОЕР вследствие различного участия наземного и морского материала в составе органического вещества, совершенно очевидно общее уменьшение коэффициента ОЕР с возрастом пород. Эрдман также сгруппировал образцы по трем глубинным интервалам и не обнаружил связи ОЕР с глубиной. Он пришел к выводу, что в молодых осадках ОЕР никогда не превышает 10 и со временем этот коэффициент непрерывно уменьшается независимо от температуры.

Никсон [447] использовал отношение нечетных гомологов к четным для алканов, экстрагированных из глин формации Моури (северо-запад США), чтобы оценить их нефтематеринский потенциал. Он установил, что в пределах широкого пояса, простирающегося от восточного Вайоминга на север через восточную Монтану и западную часть Северной и Южной Дакоты, общий выход битумоида из глин Моури характеризует их как хорошие нефтематеринские породы. Однако высокие значения CPI указывают на недостаточную генерацию нефти, за исключением тех районов, где глины Моури опускались на глубину, превышающую 2100 м, т. е. восточного Вайоминга и пограничных частей штатов, примыкающих к нему. Сравнение значений CPI для нематеринских и материнских отложений формации глин Моури представлено в табл. 7-9. В связи с тем, что нефти формаций Мадди и Ньюкасл, источником которых считается

Рис. 7-24. Изменение отношения ОЕР в отложениях различного возраста по Эрдману (личное сообщение).

Образцы получены при выполнении Программы глубоководного морского бурения DSDP. 1 — образцы с глубины 0—500 м от поверхности осадков; 2 — образцы с глубины 500— 1000 м; 3 — образцы с глубины более 1000 м.

формация Моури, имеют значение CPI от 0,9 до 1,15, Никсон пришел к выводу, что нефтематеринские породы должны характеризоваться значениями CPI не более 1,2. Уменьшение СР1до 1,2 происходит на глубине около 2130 м.

Пример с глинами Моури демонстрирует различие значений CPI в незрелом и зрелом керогенах (при условии, что они способны генерировать нефть). Кероген древесно-углистого типа сможет генерировать главным образом газ, и CPI алканов в его составе при созревании изменится мало. Так, органическое вещество глин формации Пирр мелового возраста (Вайоминг) содержит алканы с СР1~3, а у алканов непосредственно подстилающей глинистой формации Найобрара это отношение составляет от 1,3 до 1,5. Обе формации залегают достаточно глубоко, чтобы образовывать нафтиды, однако глины Пирр будут генерировать в основном газ, так как CPI содержащихся

в них алканов не уменьшается с глубиной погружения, что должно было бы произойти при нефтегенерации.

Отношение нечетных алканов к четным в диапазоне С24—С33 не может быть использовано для оценки нефтематеринского потенциала раннепалеозойских отложений в связи с отсутствием в то время наземной растительности. Кроме того, использование отношения нечетных алканов к четным мало эффективно для карбонатных отложений, содержащих в основном кероген морского происхождения, в котором имеется либо одинаковое количество нечетных и четных алканов, либо четные преобладают в высокомолекулярном диапазоне.

Содержание