Внешняя часть западноатлантической континентальной окраины



Предыдущая | Следующая

Содержание

Внешняя часть западноатлантической континентальной окраины. Скв. 388 была пробурена в соответствии с Проектом глубоководного бурения DSDP Национального научного фонда в нижней части континентального подножия у мыса Хаттерас; другие скважины (389—391) бурились в Блейк-Багамской котловине. Эти точки представляли значительный интерес как будущие районы поискового бурения в открытом море. Лаборатории четырех нефтяных компаний, три академических института,

Геологическая служба США и Французский институт нефти принимали участие в геохимических исследованиях образцов осадков и пород. При этом использовались все возможные методы изучения нефтематеринских отложений (2—10, табл. 12-2). Четыре образца, извлеченные с глубины 332 м (скв. 388А), и около 15 образцов из разреза скв. 391А и 391С до глубины 1393 м, были изучены различными лабораториями. Из других скважин было получено слишком мало образцов, пригодных для анализа вследствие плохого выхода керна. Подробные результаты геохимических исследований опубликованы в предварительном отчете по рейсу 44 Проекта глубоководного бурения под редакцией Бенсона и Шеридана [51].

Газ был обнаружен лишь в очень немногих образцах керна, извлеченных в процессе бурения. Концентрация углеводородов С2—С5 в общем составе газа равнялась примерно 7юо количеств, фиксируемых в других районах, например в Черном море или Капской и Ангольской котловинах близ берегов Юго-Западной Африки.

Основные выводы, сделанные по результатам различных геохимических исследований, были близки, хотя и выявились некоторые незначительные расхождения. Количество органического вещества в миоценовых и меловых отложениях является .достаточным для генерации нефти или газа, если не считать нижнемеловую часть разреза глубже 1200 м. Органическое вещество в скв. 391 имеет в значительной степени континентальное происхождение, т. е. обладает преимущественно газогенерационным потенциалом. Пробуренная часть осадочного чехла характеризуется незрелым органическим веществом, хотя некоторые данные указывают на то, что наиболее глубокие образцы из этого разреза располагались вблизи верхней границы зоны генерации нефти.

На рис. 12-5 представлены некоторые геохимические данные относящиеся к скв. 391. Это — распределение органического углерода, максимум концентрации которого приходится на верхнеальбские отложения. Визуальное изучение керогена показало, что в миоценовых осадках он на 75 % и более представлен аморфным органическим веществом морского происхождения, остальное приходится на гумусовое вещество, принесенное с континента. Содержание аморфного вещества понижается в меловых образцах при одновременном увеличении концентрации гумусового и переотложенного органического вещества. Доу [167] выделил две разновидности переотложсп-ного витринита в меловых и юрских отложениях.

О незрелости отложений со всей очевидностью свидетельствовали цвет керогена, данные пиролиза и ГХ—МС-анализа битумоидов, отношение углеводородов к неуглеводородным

соединениям, а также значения отражательной способности витринита. Последние приведены на рис. 12-5. Значения отношения углеводородов к неуглеводородным компонентам по всему изученному разрезу близки к значениям, которые характерны для молодых, современных осадков (ср. с рис. 12-2 и табл. 10-4). Результаты измерения отражательной способности витринита показывают, что осадки в интервале 1400—1600 м должны находиться в зоне генерации нефти. Расхождения в данном случае можно объяснить тем, что представленные на рис. 12-5 прямые строились лишь по 6—8 точкам, отвечающим замерам отражательной способности первичного витринита. Этого недостаточно, так как даже незначительное изменение угла наклона прямой существенно влияет на определение глубины. Желтый цвет керогена, которому отвечает индекс созревания + 1, был характерен для всей совокупности образцов, полученных при бурении скв. 388 и 391, за исключением образца 391 С-52-2, поднятого с глубины 1393 м. В последнем слу-

чае кероген имел оранжевый цвет (индекс +2), что свидетельствует о его нахождении на той стадии катагенеза, с которой связана генерация нефтяных углеводородов.

Результаты оценки степени зрелости отложений в дальнейшем были подтверждены данными пиролиза, который проводился в двух различных лабораториях. Определение температуры максимальной генерации углеводородов показало, что все исследованные отложения по крайней мере до глубины 959 м (наиболее глубокий уровень, которому соответствовали проанализированные с помощью пиролиза образцы) являются недостаточно зрелыми. О незрелости отложений свидетельствовали и другие показатели, в том числе обилие изопреноидов, стеранов, тритерпанов, нечетных «-парафинов и свободных хлоринов. При воздействии повышенных температур хлорины обычно превращаются в металлопорфирины.

Исследование состава органического вещества показало, что даже если эти отложения и достигнут зрелости, они будут генерировать главным образом газ и лишь ничтожное количество нефтяных углеводородов. В экспериментах с применением пиролиза был действительно получен газ, выход углеводородов С15+ был весьма незначительным. Если на основании данных пиролиз-флуоресцентного анализа породы с отличными нефтематеринскими качествами оцениваются показателем порядка нескольких тысяч, то меловые породы из указанных районов получат оценку от 0 до 3, а миоценовые осадки — 12. Последнее указывает на то, что меловые отложения не могли бы генерировать нефть, даже если бы достигли зрелости.

На рис. 12-3 нанесены содержание органического углерода и выход углеводородов Cis+, которые были определены в образцах из аптской и альбской частей разреза [143]. Все точки, распо-- ложенные ниже диагонали, отвечают зоне недостаточной зрелости. По данным элементного анализа на углерод, водород и кислород [143], в керогене рассчитывались также величины отношений Н/С и О/С. Полученные значения были нанесены на диаграмму, отражающую направление изменения различных типов керогена при катагенезе (рис. 12-6). За основу взят рис. 7-47, на котором показаны кривые созревания лейптинита, витринита и инертинита, а также примерное положение различных уровней отражательной способности витринита. На рис. 12-6 нанесены точки, отвечающие восьми образцам из скв. 391, которые характеризуют диапазон глубин от 665 до 959 м. Для сравнения приведены также данные, исследования керогена материнских пород силурийского — девонского возраста из ливийской части Сахары. Последний принадлежит к лейптинитовому типу и характеризуется низким отношением Н/С, что обусловлено генерацией нефти и газа. В отличие от

Рис. 12-6. Пути изменения основных типов керогена, выраженные посредством изменения отношений Н/С и О/С.

Ro — приблизительное положение различных уровней отражательной способности витринита. Использованы данные Эспиталье и др. [197], Деро и др. [145], Комера и Литл-джона [120].

1 —- кероген нефтематеринских пород силурийского и девонского возраста из Ливии; 2 — кероген аптских и альбских отложений из интервала 665—959 и скв. 391, пробуренной в рейсе 44 DSDP в Блейк-Багамской котловине; 3 — кероген мезозойских отложений, скв. 327А, глубина 390—463 м (восточнее Фолклендских островов); 4— кероген пород из разреза скв. 330, интервал 315—525 м.

этого керогена образцы, полученные при бурении скв. 391 (рейс 44), содержат витринитовое органическое вещество, приближающееся к стадии генерации углеводородов. Значения атомного отношения Н/С для керогена из разреза скв. 391

колеблются от 0,55 до 0,84, что отвечает стадии генерации газа.

Информацию о качестве и количество исходного органического вещества можно также получить из анализа распределения свободных углеводородов С4—С7, образующихся в отложениях. На рис. 12-7 приводятся сравнительные данные о содержании этих углеводородов в нанограммах на грамм органического углерода в осадках Черного моря. Ангольской и Капской котловин. Все образцы, помещенные на этом рисунке, находятся на стадии диагенеза, т. е. являются незрелыми. Эти осадки способны генерировать небольшое количество углеводородов С4—С7, хотя и являются потенциально нефтематеринскими. Представленные данные показывают, что образцы из скв. 361. 364 и 380 обладают нефтегенерационным потенциалом, в 100 раз превышающим таковой образцов из скв. 391 [309].

Ограниченная информация, имеющаяся по скв. 388, показывает, что миоценовые глины обладают достаточным содержа-

нием аморфного органического материала для того, чтобы генерировать нефтяные углеводороды. Однако они находятся на весьма низкой стадии постседиментационного преобразования.

Разнообразные геохимические исследования, проведенные несколькими лабораториями по материалам рейса 44, привели в основном к аналогичным заключениям, а именно, что меловые отложения в этой части западной Атлантики способны генерировать газ и весьма ограниченное количество нефти (либо неспособны продуцировать ее вообще). Однако для реализации своего потенциала они должны оказаться в условиях воздействия высоких температур. Следует все же подчеркнуть, что этот вывод основан на изучении весьма небольшого числа образцов, взятых в основном из одной точки. Обстановки накопления осадков могут меняться на относительно коротких расстояниях. Поэтому, чтобы подтвердить этот предварительный вывод, необходимо большее количество анализов из дополнительных точек.

В образцах из рейса 36 по Проекту глубоководного бурения DSDP (скв. 327А и 330 к востоку от Фолклендских островов в южной Атлантике) Комер и Литлджон [120] исследовали содержание и степень зрелости органического вещества осадков. Визуальные наблюдения позволили отнести кероген к аморфному и смешанному типам. Относительно высокая просвечиваемость палиноморф и значительное преобладание нечетных структур среди экстрагированных углеводородов свидетельствуют о незрелости органического вещества. Значения отношений Н/С и О/С по данным элементного анализа керогена нанесены на диаграмму (рис. 12-6). Они также подтверждают вывод о недостаточной зрелости вещества, так как большинство точек попадает между линиями, отвечающими значениям отражательной способности витринита R0, равным 0,4—0,5%. Образцы из скв. 327А и 330 обладают большим нефтегенерационным потенциалом, чем меловые отложения из скв. 391 в Блейк-Багамской котловине. Кероген из отложений, пробуренных скв. 327А, особенно обогащен лейптинитовым материалом и ложится на диаграмме рядом с точками, отвечающими сапропелевому керогену тоарских глин Парижского бассейна. Поэтому с ним связаны хорошие перспективы на нефть, если в других частях бассейна соответствующие отложения погружены на значительные глубины.

Содержание