МАТЕРИНСКАЯ ПОРОДА



Предыдущая | Следующая

Содержание

МАТЕРИНСКАЯ ПОРОДА

Что такое нефтематеринская порода? Этот вопрос интересовал геологов с давних пор. Ньюберри [446] рассматривал образование нефти в песках Бериа в районе Мекки, Огайо, как -результат низкотемпературного прогревания органического вещества горючих сланцев формации Гамильтон. Позднее было установлено, что «черные сланцы Огайо» являются материнскими для нефти и газа в Огайо и Кентукки. Тогда геологи считали, что наиболее перспективным для поисков месторождений нефти в Кентукки является район, где песчаник Камберленд непосредственно перекрывает эти сланцы.

Несколькими десятилетиями позднее Снайдер [562] сформулировал общее мнение геологои-нефтяников следующим образом: «Можно считать почти общепризнанным, что органические вещества захороняются главным образом в глинистом иле и в меньшей степени в известковистых илах, мергелях и в песчанистых илах. Грубозернистые пески и гравий, а также очень чистые карбонатные отложения обычно не содержат сколько-нибудь заметного количества органического материала. Поэтому главным образом глины и битуминозные известняки рассматриваются в качестве материнских пород для нефти и природного газа». Далее Снайдер отмечал, что некоторые глинистые и карбонатные породы с пористыми и проницаемыми участками могут быть как материнскими породами, так и коллекторами.

При поисках нефти геологи-нефтяники учитывали роль структуры, наличие природного резервуара с достаточной пористостью и проницаемостью, а также тип покрышки. Если же при соблюдении всех этих условий нефть или газ не обнаруживались, это объяснялось главным образом отсутствием материнских пород. Такой вывод основывался скорее на интуиции, чем на каких-либо твердых данных об особенностях материнской породы, так как представления об этих особенностях были весьма смутными.

Нефтематеринскую породу можно определить как тонкозернистую осадочную породу, которая в естественном состоянии генерировала и выделяла углеводороды в количестве, достаточном для образования промышленного скопления нефти или газа. Определения, которые не включают миграцию и аккумуляцию, имеют слишком общий характер, так как фактически все тонкозернистые осадочные породы образуют какое-то количество углеводородов. Методы распознавания материнских пород обычно основываются на практике изучения типа, количества и уровня зрелости органического вещества в породах, связанных с продуктивными отложениями. Кроме того, сопоставление нефти в залежи и в материнской породе помогает установить, из какой именно породы нефть поступила в коллектор.

В 1931 г. Американский нефтяной институт и Геологическая служба США субсидировали фундаментальное исследование Паркера Д. Траска по определению диагностических критериев распознавания нефтематеринских отложений. В течение последующих десяти лет Траск исследовал 32 000 образцов из скважин и 3000 образцов из обнажений, отобранных по всей территории США. К сожалению, аналитические методы, применявшиеся в те дни, были весьма несовершенными. Траск определял следующее: содержание углерода; восстановительное число, которое равняется количеству 0,4 н. хромовой кислоты (в см3), восстановленной одним граммом породы; содержание азота; цвет; выход летучих веществ. Единственным параметром, устойчиво изменявшимся по мере увеличения расстояния от материнского пласта до пласта-коллектора, было отношение содержания азота к восстановительному числу. Оно было низким в отложениях, близких к нефтяным зонам, и высоким в отложениях, удаленных от них [618]. Траск экстрагировал битумоиды из материнских пород кипящим четыреххлористым углеродом. Выход в среднем составлял 550 млн-1. Такой битумоид наверняка содержал жидкие углеводороды, аналогичные содержащимся в нефти; к сожалению, Траск не мог использовать современные нам методы хроматографического разделения и анализы, которые позволили бы ему установить материнскую породу данной нефти.

Первое доказательство сопоставимости состава нефти в материнской породе и в коллекторе было представлено в работе Ханта и Джеймисона [305]. Эти исследователи размельчали породу до частиц очень малого размера и экстрагировали из нее битумоид комбинированным органическим растворителем, смешивающимся как с нефтью, так и с водой,— обычно бензолом и метанолом. Экстракты разделялись на хроматографической колонке и фракционировались на микродистилляторе для непосредственного сопоставления с нефтями из коллекторов. Это исследование показало, что жидкие углеводороды, сравнимые с нефтями в коллекторских породах, были автохтонными по отношению к практически всем глинистым и карбонатным

породам. Так как объем неколлекторских пород значительно превышает объем коллекторов, очевидно, что огромные количества нефти все еще заключены в материнских пластах. Было подсчитано, что на площади ~2080 км2 бассейна Паудер-Ривер в глинистых отложениях Фронтиер все еще содержится ~500 млн. т нефти. Методика экстракции, разработанная Хантом и Джеймисоном в начале 50-х годов, позднее была использована Смитом [559] для установления наличия жидких углеводородов в современных отложениях.

На методику экстракции углеводородов и идентификацию материнских пород с помощью бензол-метанол-ацетоновой смеси был получен патент [307]. Согласно этому патенту, хорошая материнская порода содержит 40—400 кг (3—30 баррелей) углеводородов на акр* фут (~1200 м3); удовлетворительная— 13—40 кг (1—3 барреля), бедная — 0—13 кг (0—1 баррель) .

Между тем Филиппи, работавший в компании Shell, получал жидкие углеводороды из материнских пород путем экстракции 2,3-диметилбутаном, а затем — диэтиловым эфиром. В 1957 г. он опубликовал анализы глин из разных районов, а также определил свойства материнских пород на основе содержания в них углеводородов. Эти данные, вместе с более поздней оценкой Бейкера [34], основанной на его изучении формации Чероки, приведены в табл. 7.1. Эти качественные определения являются эмпирическими, и их основное различие проявляется в нижнем и верхнем концах шкалы. Хант и Мейнерт, а также Бейкер считали содержание углеводородов в материнской породе 50— 150 млн-1 достаточным для образования промышленных зале-

Таблица 7.1

жей, тогда как Филиппи рассматривал этот уровень как граничный.

В этих ранних исследованиях материнские породы оценивались по количеству содержащихся в них углеводородов, тогда как в настоящее время установлено, что многие другие факторы, такие, как степень зрелости, имеют большее значение,, чем содержание углеводородов. Более точные анализы тонкозернистых отложений позволяют в настоящее время ответить на следующие вопросы. Содержится ли в породе органическое вещество, способное генерировать нефть или газ? Насколько* это вещество восприимчиво к термическим воздействиям? Как долго и при какой температуре органическое вещество прогревалось до образования углеводородов? Обладает ли порода способностью выделять углеводороды после того, как они образовались? Так как ответы на эти вопросы относятся к осадочным бассейнам всего мира, распознавание нефтематеринских пород становится все менее эмпирическим и более основанным на главных химических и физических параметрах.

Содержание