Исследования при бурении морских опорных скважин по программе



Предыдущая | Следующая

Содержание

Исследования при бурении морских опорных скважин по программе COST. На северо-восточном склоне банки Кортес (внешняя часть южнокалифорнийского шельфа) в 1975 г. был пробурен разрез мощностью 3353 м. Целью бурения было получение информации о стратиграфии, структуре и геохимии этого неразведанного района, входящего в состав бордерленда южной Калифорнии. Геотермический градиент в скважине рассчитывался по данным измерения температуры прибором, периодически опускавшимся на стальном тросе. До глубины 3050 м он в среднем был равен 3,2°С на 100 м, но на больших глубинах было отмечено его повышение. Истинный геотермический градиент, вероятно, несколько выше замеренного, так как время, затраченное на спуск и подъем прибора, не превышало двух часов (скв. OCS-CAL 75-70 № 1 [459]).

Газовый каротаж выявил лишь небольшие количества метана. При изучении керна и шлама не было отмечено никаких признаков нефти. Встреченные в шламе на глубине 1225 м частички твердого битуминозного вещества были определены как гильсонит — материал, использовавшийся при цементаже обсадной колонны на глубине 472 м. Этот цемент был разрушен при спуске более глубокой обсадной колонны (глубина 1186 м). Обломки твердого углеводородистого вещества были встречены также в 15-сантиметровом слое песчанистого алевролита, залегавшего на глубине 2662 м в кровле пласта песчаника с градационной слоистостью, которая указывала на его турбидитное происхождение. Оно напоминало пиробитум, который был пере-отложен мутьевым потоком.

В десяти образцах керна из интервала 1008—3328 м было определено содержание органического углерода. Исследовались также углеводороды Ci5+ из битумоидов, а также выход продуктов при пиролизе — ДИП (методы 2, 3 и 7 из табл. 12-2) [111]. Эти три вида анализов позволили ответить на три важнейших вопроса: об обогащенности пород органическим веществом, о качественных характеристиках последнего (наличии нефте- и газогенерирующих свойств или их отсутствии) и о степени его зрелости.

Частично эти данные представлены на рис. 12-2, 12-3 и 12-4. Содержание органического углерода (рис. 12-2, а) оказалось высоким в олигоценовых и верхнеэоценовых отложениях, но весьма низким в более глубоких частях разреза. Так как это

 

Рис. 12-3. График зависимости содержания углеводородов С15+ от концентрации органического углерода.

Образцы пород, расположенные ниже диагональной линии, обычно характерны для незрелых либо для угленосных континентальных отложений. Выше диагональной линии локализуются типичные нефтематеринские породы и слабо преобразованные горючие сланцы.

1 — образцы из скв. OCS-CAL 75-70 № 1, глубина менее 2135 м; 2—образцы из той же скважины, глубина более 2440 м; 3 — образцы из скв. COST В-2, глубина менее 1220 м; 4 — образцы из той же скважины, глубина 3430—3715 м; 5 — образцы из аптских и альбских отложений, интервал 665—695 м, скв. 391, рейс 44 DSDP; 6 — миссисипские и пермские глины месторождения Прадхо-Бей на Аляске; 7—юрские и меловые глины того же месторождения. Использованы данные Клейпула и др. [111], Шолле [522], Деро и др. [145] и Моргриджа и Смита [432].

кластические осадки, в значительной мере, сложенные материалом, принесенным с суши, то возможно, что часть органического углерода в них представлена аллохтонным материалом и не может быть источником нефти или газа. Это подтвердили данные пиролиза (рис. 12-2,6 и г), показавшие, что концентрации свободных и возникающих в процессе пиролиза углеводородов оставались весьма низкими в образцах пород с глубин более 1524 м. Только породы, залегающие на глубинах менее 1500 м, способны генерировать углеводороды в количестве, достаточном для формирования промышленных залежей нефти. Однако отложения, слагающие эту часть разреза, находятся на низкой стадии преобразования. Значение отношения углеводородов к неуглеводородным компонентам (рис. 12-2, б) в верхней части разреза (выше 1500 м) менее единицы, что свидетельствует о незрелости органического вещества (ср. с данными в табл. 10-4). Кроме того, в образцах с глубины менее 2134 м содержание углеводородов Ci5+1 %, т. е. попадают на графике в разряд «зрелых» отложений. Тем не менее подобные данные полезны в качестве приблизительного показателя. Другим свидетельством низкой зрелости потенциально нефтепроизводящих пород верхней части разреза является то, что при пиролизе по методу Клейпула и др. [111] максимум выхода продуктов приходится на интервал около 475—490°С. В разрезе той же опорной скважины на глубине 3328 м было отмечено общее увеличение выхода продуктов пиролиза при 520°С. Граница между незрелыми и зрелыми породами по данным пиролиза находится в интервале 2438—2743 м.

Распределение насыщенных углеводородов по данным газовой хроматографии битумоидов (рис. 12-4) также свидетельствует об очень слабой преобразованности отложений из верхних интервалов разреза. На рис. 12-4, а можно видеть типичный бимодальный спектр, характерный для ассоциации биогенных углеводородов в слабо преобразо'ванных породах. Второй максимум соответствует преимущественно стеранам и тритерпанам. Сравните этот рисунок с рис. 7-22, который характеризует слабо преобразованные, погруженные на небольшие глубины (1500 м) отложения из бассейна Дуала, и с рис. 7-27, на котором изображены слабо измененные при катагенезе горючие сланцы Ирати. В битумоиде, хроматограмма которого приведена на рис. 12-4, а, также доминируют пристан, фитан и другие изо-преноидные углеводороды.

Значения отношения нечетных углеводородов к четным (CPI и ОЕР) в ряду С25—С32 слишком высоки, чтобы квалифицировать материнские породы, из которых был извлечен битумоид (хроматограмма на рис. 12-4,6), как достаточно зрелые. Образец же, представленный на рис. 12-4, в, относится к числу «зрелых», о чем свидетельствует сравнительно однородное распределение пиков нечетных и четных «-парафинов в битумоиде.

На основании результатов вышеописанных исследований можно сделать следующий вывод: олигоценовые и верхнеэоце-новые отложения обогащены органическим веществом, но находятся на ранних стадиях постседиментационного преобразования, породы же, залегающие ниже 2130 м, достигли зрелости, однако, обеднены органическим материалом. Открытие крупных скоплений нефти в этом районе маловероятно. В глубоких частях разреза можно встретить газ, однако низкий выход продуктов пиролиза и низкие показатели газового каротажа говорят о слабых перспективах открытия промышленных скоплений

газа. Более детальная оценка глубоких интервалов разреза, находящихся на благоприятной стадии преобразования органического вещества, должна заключаться в микроскопическом изучении керогена и уточнении выхода С02 в процессе пиролиза.

Это даст возможность определить в породах долю органического вещества континентального генезиса, а также содержание пере-отложенного органического вещества. Наибольшую информацию о последнем даст измерение отражательной способности витринита.

Проведенное исследование показывает, что дальнейшие поиски должны быть сосредоточены в районах, где олигоцено-вые и верхнеэоценовые отложения погружены на большие глубины. Обогащенность этих пород органическим веществом свидетельствует о том, что они должны оказаться прекрасными нефтепроизводящими отложениями, если достигнут стадии зрелости.

Опыт данного исследования показывает также, какую важную геохимическую интерпретацию можно получить из анализа относительно небольшого числа образцов. Как уже говорилось выше, при бурении первых поисковых скважин необходимо отбирать образцы через каждые 15—30 м с дополнительным отбором на наиболее важных литологических границах. Впрочем, чтобы получить первое представление об изменениях, происходящих с увеличением глубины погружения пород в разрезе мощностью 3050 м, необходимо обследовать всего 30—40 образцов. После того как будут определены основные геохимические границы, можно, если это необходимо, провести дополнительные анализы. Так, в исследовании, о котором шла речь в данном разделе, полезным было бы дополнительное изучение образцов из критического интервала глубин 1830—2745 м, где происходит переход к зрелым породам.

Другая опорная скважина (COST В-2) была пробурена до глубины 4890 м на внешней части атлантического шельфа США [522]. Современный геотермический градиент здесь равен 2,3°С на 100 м, а температура на забое скважины составляла около 135°С. Это интересный пример исследования, так как выводы были сделаны по нескольким параметрам, определенным в различных лабораториях.

Наиболее древние отложения, вскрытые бурением,— нижнемеловые. По диаграмме Коннана (рис. 4-17), зная температуру на забое скважины (135°С), можно предположить, что скважина достигла зоны генерации нефти. Это предположение, справедливое при условии, что скорость накопления осадков была одинаковой в течение всего времени их формирования, для данного случая не является обязательным. Значение отражательной способности витринита в нижней части вскрытого разреза равно примерно 0,75%. Это подтверждает вывод о том, что температура на забое скважины действительно отвечает фазе максимальной генерации нефти в породах. График изменения содержаний углеводородов по отношению к общему содержанию

органического углерода указывает на то, что породы, слагающие верхнюю часть разреза (до глубины 1220 м), еще находятся в зоне незрелого органического вещества, Тогда как породы, залегающиё ниже 3355 м, достигли стадии зрелости (рис. 12-3).

В табл. 12-3 представлены дополнительные геохимические данные. В породах, залегающих выше 1800 м, кероген представлен аморфным веществом, способным продуцировать нефть. Ниже этой глубины в разрезе преобладает углистое вещество (остатки древесной и травянистой растительности), способное генерировать газ. Это подтверждается изменениями отношения Н/С; в отложениях верхней части разреза его значения выше единицы, тогда как в интервале 1525—1830 м они становятся ниже единицы. Низкие значения Н/С, равные 0,6, отмечены и на глубине 610 м. Выход углеводородов С4—С7 из отложений верхней половины разреза (0—2745 м), а также из отложений интервала 4270—4880 м ничтожно мал, однако он относительно высок в интервале 2745—4270 м. В нескольких образцах из этой части разреза были определены также высокие концентрации углеводородов Cis+. Однако детальный газохроматографический анализ показал, что доля биогенных углеводородов в их составе выше, чем доля углеводородов, образованных в про-

Таблица 12-3

Результаты геохимических исследований отложений, пробуренных скв. COST В-2 (Балтиморский каньон, Восточное побережье США, данные Шолле [522])

цессе термальной трансформации органического вещества в недрах. Газовая хроматография углеводородов ряда С4—С7 показала также присутствие значительного количества циклических углеводородов, что типично для незрелых отложений. Максимум выхода углеводородов при пиролизе — ДИП никогда не наблюдался при температуре 488°С, которая по Клейпулу и др. [111] отвечает границе зоны зрелости. Впрочем, интерпретация максимальных температур пиролиза зависит от условий проведения анализа. При пиролизе по методике Эспиталье и др. [197] температуры мак&шального выхода продуктов из отложений, находящихся в зоне слабых постседиментационных трансформаций, составляют 400—435°С, в зоне генерации нефти (зоне зрелого органического вещества) 435—460°С, в зоне генерации глубинного газа — более 460°С.

Другими показателями недостаточной зрелости пород являются значение CPI, которое на глубине 3660 м составляет 1,5, а также высокое содержание пристана в породе. Впрочем, присутствие пристана является скорее свидетельством наземного происхождения органического вещества, чем показателем степени его зрелости (табл. 7-5).

Анализ всей совокупности геохимических данных и показателей степени зрелости отложений, вскрытых скважиной COST В-2 [522], показывает, что верхняя часть разреза до глубины 2745 м сложена слишком незрелыми отложениями (по всем характеристикам), чтобы в них генерировались углеводороды в количестве, достаточном для образования промышленных скоплений нефти. Здесь нельзя исключать возможности формирования залежей биогенного (диагенетического) метана, хотя нет таких методов, которые позволили бы установить это.

От 2745 м до забоя скважины (4890 м) органическое вещество пород более чем на 80 % сложено остатками наземной растительности и характеризуется слишком низкими значениями отношения Н/С, чтобы оно могло продуцировать в значительных масштабах нефтяные углеводороды. Однако оно могло генерировать газ или конденсат.

Таким образом, остается вопрос: где будет генерироваться газ или конденсат? В отчете по скважине COST В-2 высказано предположение, что это происходит глубже интервала, пройденного скважиной. Оно основывалось на допущении, что максимум генерации нефти соответствует интервалу 3350—4880 м, следовательно, максимальная генерация газа и конденсата должна происходить соответственно глубже.

В гл. 7 говорилось, что в общем зона распространения конденсата находится ниже зоны генерации нефти. Из этого правила, однако, имеются исключения. Сноудон [563] отмечал, что древесные смолы выделяют конденсат нафтенового состава в интервале, где отражательная способность витринита (R0) составляет 0,45 %• Он полагает, что как газ, так и конденсат в бассейне Свердруп, Канада, могли формироваться при низких значениях R° и высоких значениях CPI, свидетельствующих о том, что вмещающие породы еще только приближаются к уровню полной зрелости. Хотя древесные смолы и не были детально изучены в качестве возможного источника нефтяных углеводородов, известно, что они выделяют дитерпены, из которых в условиях зоны зрелости органического вещества могут образоваться циклические (нафтеновые и ароматические) углеводороды бензин-керосинового ряда. Смолы содержатся в ядровой древесине, коре и листьях деревьев [601], а производные дитерпана широко распространены в экстрактах из бурых и длиннопламенных углей. Древесные смолы могли быть тем исходным веществом, из которого образовались легкие циклические углеводороды, установленные в составе органического вещества наземного происхождения в интервале 2745—4270 м скв. В-2.

На вопрос о том, как рано может формироваться в промышленных количествах извлекаемая нефть, пока не дано удовлетворительного ответа. При испытании пластов во многих районах были обнаружены керосины, конденсаты и смолистые нефти специфического состава, которые ассоциируются с глинистыми отложениями, характеризовавшимися значениями CPI выше 1,3 и R° менее 0,4 %. Это наблюдалось, например, в Камеруне, Африка, в дельте реки Маккензи, Канада, и на Арктических островах. Для того чтобы определить границу созревания различных типов органического вещества как морского, так и наземного происхождения, потребуется большой объем исследований. До тех пор пока не появилось новых более надежных данных, мы вправе предполагать, что район бурения скважины В-2 потенциально перспективен на газ или конденсат на глубинах более 2745 м, если допустить, что соответствующие отложения содержат достаточное количество органического вещества. Однако в диапазоне 4420—4880 м содержание органического углерода в целом слишком низкое (в среднем менее 0,2 %) для того, чтобы можно было обоснованно говорить об углеводородном потенциале пород.

Содержание