ВОЗРАСТ НЕФТИ В ПРИРОДНОМ РЕЗЕРВУАРЕ



Предыдущая | Следующая

Содержание

ВОЗРАСТ НЕФТИ В ПРИРОДНОМ РЕЗЕРВУАРЕ

Геологов и геохимиков всегда интересовала проблема возраста нефти. Ее решение позволило бы упростить установление возможных материнских пород, в частности, для нефтей, мигрировавших на большие расстояния. К сожалению, нефти не содержат атомных часов, которые были успешно использованы для определения возраста пород. Временами для этой цели предлагались споры и пыльца, но их диаметр, в основном превышающий 15 мкм, препятствует их миграции с жидкими или газовыми углеводородами. Частицы такого размера не способны мигрировать через уплотненные глины или алевролиты, хотя они могут быть высвобождены в результате перекристаллизации карбонатных пород или растворения эвапоритов.

Точные аналитические методы, такие, как газовая хроматография—масс-спектрометрия, в комплексе с' компьютерными считывающими системами сделали возможным определения возраста нефтей, основанные на изменениях в ходе созревания некоторых углеводородных структур. В 1967 г. Резников сообщал о методе оценки возраста нефтяных скоплений, основанном на изменениях процентного содержания нафтенов, парафинов и ароматических углеводородов в бензинах. Ранее упоминалось, что нафтены, очевидно, подвергаются диспропорционированию с образованием парафинов и ароматических углеводородов. Резников [492] установил линейную зависимость между углеводородным составом нефтей и температурой и возрастом нефтей в природном резервуаре. Для калибровки он использовал набор нефтей, которые считались автохтонными по отношению к резервуарам, в которых они были найдены. Возраст исследуемой нефти устанавливался путем определения ее углеводородного состава, измерения температуры в залежи и решения соответствующего уравнения.

Янг и др. [675] усовершенствовали метод Резникова, используя более сложный подход к оценке термической истории пластов. Они также использовали углеводороды С]5+ для подтверждения возраста, полученного по другому диапазону углеводородов. В диапазоне легких бензинов (С5—С7) они измеряли концентрации десяти нафтенов, семнадцати парафинов и двух ароматических углеводородов. Основная реакция диспропорцио-нирования Резникова: 4 нафтеновых УВ = 3 парафиновых УВ +

1 ароматический УВ. Возраст нефти определяется по количеству парафинов и ароматических углеводородов, образовавшихся из нафтенов. Для определения возраста по углеводородам С|Г), анализируются только нафтены. Основное уравнение1: бицпкли-ческие нафтены + трициклические нафтены — моноцпклические нафтены. Возраст определяется по степени преобладания последних над первыми.

Возраст, рассчитанный с помощью изучения углеводородов по методу Янга и др., в основном соответствует геологическим интерпретациям возраста нефтей. Это соответствие более четко проявлено для нефтей из терригенных природных резервуаров, чем из карбонатных. Такая ситуация может быть объяснена тем, что среди стандартов нефтей, используемых в данном методе, недостаточно автохтонных нефтей из кайнозойских карбонатных резервуаров. Кроме того, имеются трудности в оценке палеогеотермических градиентов, подсчете срезанных разломами частей разреза и оценке резких изменений в скорости осадко-накопления. Нефти в резервуарах, сложенных одновозрастными породами, но погружавшихся на разные глубины, не могут иметь одинакового возраста. Для конденсатов необходима отдельная калибровка, так как они могут представлять собой фазовое разделение некоторых углеводородов на различных стадиях погружения.

Несмотря на эти проблемы, метод представляется многообещающим и уже был успешно использован в решении давно возникших вопросов, связанных с происхождением нефтей различных природных резервуаров. Например, некоторые геологи считали, что нефти миоценовых резервуаров месторождений Боливар в бассейне Маракайбо, Венесуэла, не являются автохтонными, а мигрировали из эоценовых материнских отложений по зоне несогласия. Расчеты показали, что большинство этих нефтей имеют эоценовый возраст и подтвердили правильность концепции. Некоторые нефти в отложениях миоценового и мелового возраста бассейна Маракайбо были определены этим методом как автохтонные.

Даннингтон [176] долгое время считал,-что некоторые нефти Ближнего Востока, заполнившие резервуары в миоцене, образовались в материнских отложениях мелового и юрского возраста. Расчеты возраста этих нефтей подтвердили его гипотезу. На рис. 8-26 представлен расчетный возраст нефти по углеводородам С5—С7 для ряда месторождений района Персидского залива. Более детальные данные по этим и ряду других месторождений включены в табл. 8-6. Месторождения Хашме-Хаш, Марун, Агаджари и Раг-и-Сафид содержат нефть мелового возраста, заполнившую ловушки в миоцене. На месторождении Марун миоценовый резервуар находится на глубине 3261 м и меловой — на глубине 3536 м. Возраст нефтей обоих резервуаров, согласно подсчетам, около 106 млн. лет. Нефти месторождения Абу-Даби, в нижнем правом углу на рис. 8-26, имеют позднеюрский расчетный возраст, а нефти Саудовской Аравии — от ранне- до среднеюрского.

Разрез позднекайнозойских отложений Мексиканского залива у берегов Луизианы вызывал многочисленные споры отно-

Рис. 8-26. Возраст нефтей (в млн. лет) района Персидского залива, рассчитанный по углеводородам бензинового ряда С5—С7 (по Янгу и др. [675]).

Возраст резервуаров указан в скобках.

сительно происхождения плиоцен-плейстоценовых нефтей. Расчеты с использованием данных химического состава ясно показали, что эти нефти образовались в более древних отложениях. Например, нефть в природном резервуаре плейстоценового возраста месторождения Юджин-Айленд (блок 208, табл. 8-6), согласно расчетам, имеет среднемиоценовый возраст. На том же месторождении нефть в плиоценовом резервуаре имеет ранпе-миоценовый расчетный возраст. Другие нефти и плиоценовых резервуарах, включенных в табл. 8-6, также имеют миоценовый расчетный возраст. Янг и др. [675] подсчитали, что средняя разница между возрастом резервуара н рассчитанным по фрак-

 

Рис. 8-27. Относительное содержание парафинов и моно- и полициклических (до гексациклических) нафтенов в нефтях двух залежей морского месторождения Уэст-Дельта, блок 30, Луизиана (по Янгу и др. [675]).

Пунктир — проба из позднемиоценового природного резервуара, глубина 3764 м; сплошная линия — проба из плейстоценового природного резервуара, глубина 943 м.

ции С5—С7 возрастом нефти составляет 8,7 млн. лет. Для 70 нефтей месторождений части Мексиканского залива, прилегающей к Луизиане, возраст которых рассчитан по фракции ;Ci5+, эта разница составляет 5,3 млн. лет. Они также установили, что эти нефти образовались на глубинах от 1829 до 3353 м, глубже их современного положения в природных резервуарах. Интересно отметить, что возраст нефтей, полученный с помощью химических исследований, подтверждает выводы, сделанные на основе данных по отражательной способности витринита (рис. 7-43). Янг и др. признают, что в районе Мексиканского залива имела место значительная вертикальная миграция углеводородов и что нефти в отложениях моложе миоценовых редко бывают автохтонными.

Возраст углеводородов, рассчитанный с помощью фракции Ci5+, иногда бывает несколько заниженным вследствие биодеградации. Примером этого является месторождение Уэст-Дельта, блок 30, на глубине 943 м. Рассчитанный возраст нефти (2,2 млн. лет) ниже действительного, так как содержание моно-циклических нафтенов, которое должно было увеличиваться со временем, фактически уменьшилось вместе с парафинами вследствие микробного окисления.

На рис. 8-27 показано распределение парафинов и нафтенов в нефтях месторождения Уэст-Дельта, блок 30, с глубин 943 и 3763 м. Нефть с глубины 3763 м, которая залегает слишком глубоко, чтобы быть измененной, содержит 40 % парафинов, тогда как в нефти с малой глубины парафинов кет. В нефти с глубины 943 м значительно уменьшено содержание моноцик-лических нафтенов. В тех случаях, когда аналогичные процессы, проходящие без воздействия температур, приводят к изменению нефти, для определения ее возраста данная методика не может быть применена. Отсюда следует, что использование этого метода должно сопровождаться геологическими и геохимическими исследованиями для оценки причин изменения состава.

Содержание