Северное море



Предыдущая | Следующая

Содержание

Северное море. За время существования залежей и составе легких нефтей и газоконденсатов происходят изменения. И.чмс-нения могут происходить и во время отбора обрачцои. Чтобы свести до минимума их эффект, Эрдман и Моррис 11!),Ч| использовали для корреляции отношения концентрации углеиодо-родных соединений, близких по химической структуре и темпе-

ратурам кипения. На основе газохроматографических анализов фракции Сг—Сю нефтей они вычислили 16 таких отношений. На рис. 11-10 сравниваются отношения концентраций углеводородов двух нефтей из района Северного моря и нефти из штата Юта, США, близкой к ним по химическим и физическим свойствам. Отношения рассчитывались по следующей формуле:

где в числителе дано отношение концентраций углеводородов а и b в нефти А, а в знаменателе — отношение концентраций углеводородов а и b в нефти В. Если две нефти совпадают по

составу, R будет равно 1. Например, отношение концентрации циклопентана к концентрации 2,3-диметилбутана для двух нефтей из района Северного моря (сплошная линия) немного больше 1. Это же отношение для одной из нефтей Северного моря и нефти из штата Юта (пунктирная линия) около 25.

Близость составов двух нефтей из района Северного моря, произошедших из одних и тех же материнских пород, демонстрирует слабое отклонение сплошной линии от вертикальной линии R= 1. Нефть из штата Юта сильно отличается от нефти из района Северного моря, о чем свидетельствуют значительные отклонения пунктирной линии от вертикали R = 1.

Западно-Канадский бассейн. Деро и др. [143] подразделили более 100 нефтей Западно-Канадского бассейна на три группы на основе следующих параметров:

1. Соотношение содержания алканов и дистиллята, выкипающего до 210 °С, ароматических соединений и суммы смол и асфальтенов.

2.    Соотношение н- и изоалканов, циклоалканов и ароматических соединений во фракции с температурой кипения выше 210 °С.

3.    Соотношение циклоалканов с одним-двумя и тремя или более кольцами.

4.    Соотношение изопреноидов и «-алканов.

5.    Распределение тиофеновых компонентов.

6.    Содержание серы.

К группе I относятся нефти, встречающиеся в верхне- и нижнемеловых резервуарах, к группе II принадлежат нефти низов мела, а также юрских и миссисипских отложений, группа

III включает нефти верхне- и среднедевонских отложений. Нефти группы II наиболее богаты ароматическими и асфальтовыми компонентами, тиофенами и серой и имеют самое низкое содержание алканов. Значение отношения изопреноидов к «-алканам для нефтей этой группы самое низкое. В нефтях группы I обнаружено наиболее, высокое содержание алканов и самое низкое содержание ароматических углеводородов и серы. Нефти групы I отличаются от нефтей группы III более низким содержанием моно- и бициклоалканов, а также бензотиофенов. Наблюдаются некоторые отклонения от этой схемы.

Нефти Западно-Канадского бассейна можно подразделить на эти же три группы и на основе отношений концентраций индивидуальных углеводородов (табл. 11-4). Нефть группы I из отложений формации Вайкинг характеризуется гораздо более высокими значениями отношения толуол/бензол (графа 5 в табл. 11-4), чем нефти других групп. Кроме того, эти нефти содержат меньше поликонденсированных нафтенов (циклоалканов) по сравнению с моноциклическими нафтенами (графа 3), чем другие нефти. Нефти группы II из залежей в отложениях формации Менвилл отличаются от девонских нефтей группы III более высокими значениями отношения я-гептан/1,2-г/7аяс-ди-метилциклопентан (графа 2) и более низким значением отношения метилциклопентан/метилциклогексан (графа 4).

Корреляция значений этих отношений для нефтей одной и той же формации говорит о том, что каждая формация имеет свои материнские породы, которые генерируют нефть определенного состава. Отношения концентраций углеводородов изменяются в процессе созревания, что в некоторых случаях затушевывает генетические различия. Так как созревание может происходить и в материнских породах, и в нефтях, трудно сказать, вызваны ли изменения состава нефтей с глубиной преобразованием нефти в залежах или изменениями состава нефти, поступающей в резервуар из материнских пород. Значение отношения «-гептан/метилциклогексан (графа 1) зависит в основном от природы исходного органического вещества. Значение

отношения я-гептан/1,2-г/?аяе-диметилциклопентан (графа 2) уменьшается с возрастом. Отношение суммы концентраций поли-конденсироваииых нафтенов с 4—6 кольцами к сумме концентраций моноциклических нафтенов (колонка 3) обычно уменьшается с глубиной, потому что поликонденсированные нафтены подвергаются ароматизации, в то время как моноциклические нафтены образуются в большем количестве. По данным Тиссо и др. [611], в Парижском бассейне это отношение заметно уменьшается в интервале глубин от ~750 до 2500 м. В Западно-Канадском бассейне наблюдается иная картина: самые высокие значения этого отношения получены для нефтей из низов мела (формация Менвилл); для нефтей из девонских

отложений формации Бивер-Хилл-Лейк величины этого отношения выше, чем для нефтей из меловой формации Вайкинг. Это, вероятно, обусловлено различиями в исходном органическом веществе. Величина отношения метилциклопентан/метилцикло-гексан (графа 4) уменьшается с глубиной, например, в нефтях побережья Мексиканского залива, но в западной Канаде более высокие значения этого отношения обнаружены у нефтей более глубоко погруженных палеозойских отложений. Уменьшение величины отношения толуол/бензол (графа 5) связано в основном с увеличением содержания бензола в более древних, более зрелых нефтях.

Отношения концентраций индивидуальных углеводородов в бензиновой и керосиновой фракциях особенно эффективны для корреляции в сочетании с данными об изотопном составе углерода.

Здесь приведены лишь немногие примеры отношений концентраций индивидуальных-углеводородов, используемых геохимиками для сопоставления нефтей. Одни отношения зависят от природы материнского органического вещества, другие — от температуры, третьи, например отношение 2-метилпентан/З-метилпентан, мало зависят и от типа исходного органического вещества, и от глубины погружения вмещающих отложений. Некоторые отношения хемофоссилий, например отношение пристан/фитан, увеличиваются при повышении температуры до определенного максимума, а затем уменьшаются. Изменения, обусловленные увеличением температуры (глубины), могут быть незаметны на фоне существенных различий в характере материнского вещества. Этот метод является в какой-то мере методом проб и ошибок, когда геохимик находит наилучшие параметры для решения данной проблемы на основе прошлого опыта. При . рассмотрении достаточно большого количества параметров между любыми двумя образцами нефти могут быть обнаружены различия в химическом составе. Логический подход к решению этой проблемы заключается в том, чтобы найти химические параметры, наиболее важные для получения необходимой геологической информации, будь то идентификация материнских пород или изучение изменений, связанных с увеличением глубины погружения отложений.

Содержание