Бассейн Уиллистон



Предыдущая | Следующая

Содержание

Бассейн Уиллистон. Для определения границ распространения эффективных материнских пород трех типов нефтей, выделенных Уильямсом [662] в бассейне Уиллистон и рассмотренных ранее в этой главе, Доу [164] использовал карты литофаний и данные геохимического исследования органического вещества и термической истории пород. Материнские породы трех типов нефтей в этом бассейне разделены девонскими (Прейри) и миссисипскими (Чарльз) соленосными отложениями, препятствующими смешиванию нефтей, которое возможно только вдоль зон разломов и трещин и за пределами площади распространения эвапоритов. К материнским здесь относятся породы, содержащие достаточно нефтегенерирующего вещества и захороненные на глубинах более 2000 м (или 1500 м ниже уровня моря). Никсон [447] определяет эту глубину как минимальную, необходимую для образования нефти в этом районе.

На рис. 11-13 показано стратиграфическое положение трех типов нефтей. Почти все нефти типа I и все нефтепроявления в породах формаций Уиннипег и Ред-Ривер находятся в пределах области, где глины Уиннипег залегают на глубинах более 1500 м ниже уровня моря. Нефть типа I .образуется в породах формации Ред-Ривер и аккумулируется в резервуарах более молодого возраста за пределами распространения тонких слоев ангидритов в верхней части формации Ред-Ривер. Нефти первого типа не встречаются в разрезе выше девонских эвапоритов Прейри, за исключением района Ричи, где произошла вертикальная миграция нефти по зонам трещиноватости, связанным с системой разломов Уэлдон—Броктон.

Используя описанные выше методы, Уильямс [662] сравнил битумоиды из .ряда потенциальных материнских пород разреза, изображенного на рис. 11-13, с тремя типами нефтей. Обнаружено сходство значений отношений изотопов углерода, группового состава углеводородов фракции С4—С7 и распределения «-парафинов Ci5+ в битумоидах из глин Уиннипег и нефтях типа I. Последние два параметра изображены на рис. 11-14 и 11-15. Преобладание «-парафинов С15 и Ci7, характерное для нефтей типа I, наблюдается также в экстрактах из глин Уиннипег.

В миссисипских отложениях источником нефти типа II могли

Рис. 11-13. Схематический стратиграфический разрез бассейна Уиллистон, на котором показано предполагаемое положение материнских пород трех типов нефтей и эвапоритовые флюидоупоры (по Доу [164]).

быть глины Лоджпол и Бэккен (Мадисон). Значения 613С для битумоидов из пород Лоджпол составляют от —27 до —28 %о, а для битумоидов из пород Бэккен и нефтей типа II от —29 до —30 %0. Это показывает, что источником нефти типа II являются глины Бэккен. Сходство между битумоидами из глин Бэккен и нефтями типа II видно также на рис. 11-14 и 11-15.

Средняя мощность глин Бэккен около 18 м; концентрация органического углерода вблизи депоцентра восточнее антиклинали Нессон более 10 вес. %. Глины содержат в основном аморфный кероген морского происхождения, дающий высокий выход «нефти», как показано на рис. 11-13. Добыча нефти из трещиноватых глин этой формации приурочена к глубинам более 1500 м ниже уровня моря. Некоторые нефти типа II встречаются в подстилающих девонских карбонатных породах (рис. 11-13) там, где самые верхние девонские резервуары контактируют с материнскими породами Бэккен по сбросам. Случаи просачивания нефти типа II из глин Бэккен (Мадисон) через эвапориты формации Чарльз неизвестны. Добыча нефти из отложений, перекрывающих материнские породы Мадисон,

Рис. 11-14. Групповой состав углеводородов фракции С4—С7 битумоидов из материнских пород и нефтей бассейна Уиллистон (по Уильямсу [662]).

Точки, соответствующие нефтям, находятся в пределах заштрихованных областей. Битумоиды из глин Уиннипег обозначены треугольниками, из глин Бэккен — кружочками, из глин Тайлер — квадратиками с точкой.

ведется только за пределами распространения этих соленосных отложений в районах, где наблюдается региональная постмис-сисипская поверхность несогласия. Доу [1.64] считает (см. гл. 6), что нефть из материнских пород Бэккен мигрировала вертикально вверх по зонам трещиноватости, связанным с антиклиналью Нессон, заполнила подземные резервуары в миссисипских отложениях Мишен-Каньон и Чарльз до замкнутого контура и затем мигрировала на север вдоль оси антиклинали (рис. 6-35). Часть нефти скопилась в местах выклинивания пористых слоев в отложениях Мадисон, но большая часть ее аккумулировалась там, где срезанные эрозией пористые породы были перекрыты юрскими красноцветными глинами. Доу пришел к выводу, что миграция вдоль поверхности несогласия происходила на расстояние почти 160 км от границ распространения эффективных материнских пород.

Сходство битумоидов из пенсильванских глин Тайлер и нефтей типа III очевидно (рис. 11-14 и 11-15). Другими возможными материнскими породами в этой части разреза являются глины Хис. Однако фракция углеводородов С4—С7 из этих пород содержит много циклических компонентов, поэтому точки для битумоидов из этих пород попадают в нижний правый угол

Рис. 11-15. Сравнение распределения н-парафинов Ci5+ в битумоидах из материнских пород и нефтях бассейна Уиллистон (по Уильямсу [662]).

/ — диапазон концентраций в нефтях; 2 — концентрации в битумоидах.

диаграммы рис. 11-14, за пределы области точек нефтей типа III.

Доу отмечает, что большая часть глин Тайлер в бассейне Уиллистон окислена и имеет красный, оранжевый и пестрый цвета. Добыча нефтей типа III ведется из небольшой зоны не-окисленных глин Тайлер, залегающей на глубинах более 1500 м ниже уровня моря в северо-западной части Северной Дакоты.

Проведенное сопоставление битумоидов из материнских пород и нефтей позволило подразделить нефти бассейна Уиллистон на три генетических типа, связать каждый тип нефти с конкретной материнской толщей, приблизительно подсчитать количество нефти, генерированной этими материнскими толщами, и

установить границы распространения эффективных материнских пород по площади. Этот пример наглядно показывает, какого* рода информация может быть получена путем комплексного использования геологических, геофизических и геохимических данных.

Содержание