Меловые нефти центральной части побережья Мексиканского залива



Предыдущая | Следующая

Содержание

Меловые нефти центральной части побережья Мексиканского залива. Важнейшей проблемой корреляции нефтей и материнских пород является выяснение изменений, происходящих с нефтью во время ее миграции из материнских пород и аккумуляции в подземных резервуарах. Относительное обогащение нефтей насыщенными компонентами и более высокое содержание ароматических углеводородов и (N, S, О)-соединений в материнских породах свидетельствуют об адсорбции или абсорбции более полярных ароматических и (N, S, О)-соединений. Янг и Мак-Айвер [674] измерили абсорбционную способность углеводородов в материнских породах и в нефти и на основе этих данных рассчитали равновесное распределение индивидуальных углеводородов между материнскими породами и коллекторами. Это позволило рассчитать состав гипотетической нефти, которая могла бы выделиться из данных материнских пород, и сравнить его с составом реальной нефти. Полученные результаты показывают, что можно предсказывать состав нефтей, генетически связанных с определенными материнскими породами; особенно это относится к более древним и глубоко погруженным отложениям. Точность прогнозов для некоторых молодых и неглубокозалегающих нефтей и материнских пород была менее удовлетворительной. Возможно, что в некоторых из этих случаев резервуары были заполнены нефтью, мигрировавшей из более древних и глубокозалегающих отложений. Между коллекторами и материнскими породами может быть достигнуто равновесное распределение углеводородов только в более древних и глубоко погруженных осадочных

отложениях. Это предположение основано на том, что состав нефти в залежах постоянно изменяется по мере поступления углеводородов из материнских пород.

На рис. 11-16 дан пример применения этого метода для сравнения нефти и материнских пород из нижней части ранее рассмотренной меловой формации Таскалуса. Сопоставляются отношения, характеризующие групповой состав углеводородов С15+ битумоидов из материнских пород и связанной с ними нефти (месторождение Конерли). По оси ординат отложены значения отношения суммы концентраций.парафинов (нормальных и разветвленных) (Р) и нафтенов (N) к концентрации аре-нов (Аг), а по оси абсцисс — значения отношений концентраций парафинов и аренов (P/Аг) и нафтенов и аренов (N/Ar). Эти данные получены методом хроматографии. Отношение (Р + N)/Ar для нефти составляет около 4, а для углеводородов, экстрагированных из глин,— около 1 (рис. 11-16). Это еще раз говорит о более высокой концентрации ароматических углеводородов в материнских породах по сравнению с нефтями в залежах (рис. 11-14), что обусловлено большей абсорбцией материнскими породами ароматических соединений. Янг и Мак-Айвер [674] рассчитали групповой состав нефти, выделяющейся из материнских пород, на основе данных определения абсорбционной способности глин Таскалуса по отношению к парафиновым, нафтеновым и ароматическим углеводородам. Абсорбционную способность измеряли на углеводородах бензиновой фракции (С5—С7), однако предполагается, что она приблизительно пропорциональна абсорбционной способности соответствующих углеводородных компонентов фракции Ci5+. Рас-

Рис. 11-17. Сравнение измеренных отношений углеводородов разных типов во фракции Ci5+ нефтей месторождений Конерли (тип I) и Бакстервилл (тип II) из формации Таскалуса с вычисленными отношениями тех же углеводородов в гипотетических нефтях из глин Таскалуса, аккумулировавшихся в трех разных обстановках осадконакопления (по Янгу и Мак-Айверу [674]).

считанные отношения также приведены на графике. Они очень близки к измеренным отношениям. Это показывает, что нефть в залежах генетически связана с «нефтью», рассеянной в материнских породах, и что различия в составе этих нефтей обусловлены абсорбционными свойствами органического вещества глинистых пород.

Кунс и др. [355] отмечают, что из двух типов нефтей, обнаруженных в породах формации Таскалуса, второй тип образовался из материнского вещества с более высоким содержанием компонентов морского происхождения. Об этом свидетельствуют данные, приведенные на рис. 11-7: нефти типа II имеют более высокое содержание углерода-13 и более низкую концентрацию твердых н-парафинов. Сравнение отношений концентрации разных типов углеводородов во фракции Ci5+ по методу Янга и Мак-Айвера приводит к тем же выводам. Измеренные отношения концентрации парафинов и нафтенов к концентрации ароматических соединений в нефти месторождения Конерли (тип I) сравниваются с вычисленными отношениями для гипотетической нефти, находящейся в равновесии с тонкозернистыми породами трех разных фаций формации Таскалуса (рис. 11-17). Это сравнение показывает, что нефть месторождения Конерли (тин 1) генетически связана с материнскими отложениями, аккумулировавшимися в обстановке приморских болот.

На рис. 11-17 приведены также аналогичные данные для нефти месторождения Бакстервилл (тип II). По диапазону значений рассматриваемых отношений к нефтям месторождения Бакстервилл наиболее близки гипотетические нефти из отложений прибрежно-морской обстановки осадконакопления. Следовательно, нефти типа II образовались из материнского вещества с более высоким содержанием органических компонентов морского происхождения. Таким образом, расчеты, основанные на способности осадочных пород сорбировать углеводороды, дают результаты, совпадающие с данными химических анализов [355].

Интерпретация результатов корреляции нефтей и материнских пород затруднена тем, что неизвестна степень фракционирования углеводородных компонентов во время их миграции из материнских пород в резервуар. Янг и Мак-Айвер [674] показали, что для корреляции можно успешно использовать параметры, изменяющиеся в результате миграции, например соотношение насыщенных и ароматических углеводородов, если может быть учтен эффект абсорбции нефтеобразующих компонентов органическим веществом материнских пород. В некоторых отношениях это более предпочтительный метод корреляции, потому что он учитывает степень фракционирования углеводородов при переходе их из материнских пород в резервуар. Это значит, что определение абсорбционной способности потенциальных материнских пород и содержания в них различных углеводородных компонентов во время поискового бурения в малоизученных районах даст возможность в деталях предсказать состав нефти до того, как она будет найдена.

Содержание