Исходный камень

В нефтяной геологии нефтематеринской породой называют горную породу, которая произвела углеводороды или могла бы генерировать углеводороды. ^[1] Материнские породы являются одним из необходимых элементов действующей нефтяной системы . Это богатые органическими веществами отложения, которые могли откладываться в различных средах, включая глубоководные, морские , озерные и дельтовые . Горючий сланец можно рассматривать как богатую органическими веществами, но незрелую нефтематеринскую породу, из которой практически не образовалось и не было выделено нефти. ^[2] Методики картирования недр нефтематеринских пород позволяют идентифицировать вероятные зоны залегания нефти в осадочных бассейнах, а также месторождениях сланцевого газа .

Виды нефтематеринских пород

Материнские породы классифицируются по типам содержащегося в них керогена , что, в свою очередь, определяет тип генерируемых углеводородов: ^[1]

Материнские породы типа I образуются из остатков водорослей, отложившихся в бескислородных условиях в глубоких озерах: они имеют тенденцию к образованию парафинистой сырой нефти под воздействием термического стресса во время глубокого захоронения.
Материнские породы типа II образуются из морских планктонных и бактериальных остатков, сохранившихся в бескислородных условиях морской среды: они производят как нефть, так и газ при термическом растрескивании во время глубокого захоронения.
Материнские породы типа III образуются из наземного растительного материала, разложенного бактериями и грибами в кислородных или субкислородных условиях: они имеют тенденцию генерировать в основном газ с сопутствующими легкими маслами при термическом растрескивании во время глубокого захоронения. Большинство углей и углистых сланцев обычно относятся к нефтематеринским породам III типа.

Созревание и изгнание

С увеличением захоронения более поздних отложений и повышением температуры кероген внутри породы начинает разрушаться. Эта термическая деградация или крекинг высвобождает углеводороды с более короткой цепью из исходных больших и сложных молекул, встречающихся в керогене. ^[1]

Углеводороды, образующиеся из термически зрелой нефтематеринской породы, сначала выбрасываются вместе с другими поровыми флюидами из-за эффектов внутреннего избыточного давления в нефтематеринской породе, вызванного генерацией углеводородов, а также уплотнением . После попадания в пористые и проницаемые пласты-носители или в плоскости разломов нефть и газ затем движутся вверх к поверхности в рамках общего процесса, обусловленного плавучестью, известного как вторичная миграция .

Картирование нефтематеринских пород в осадочных бассейнах

Области, подстилаемые термически зрелыми генеративными нефтематеринскими породами в осадочном бассейне, называются генеративными бассейнами, впадинами или еще углеводородными кухнями . Картирование этих региональных нефтегазогенерирующих «углеводородных кухонь» возможно путем интеграции существующих данных о материнских породах в карты сейсмических глубин, которые структурно повторяют материнские горизонты. Это статистически наблюдалось в мировом масштабе. ^[3] что зоны с высокими показателями успешности поиска нефти и газа обычно коррелируют в большинстве типов бассейнов (таких как внутрикратонные или рифтовые бассейны ) с нанесенными на карту «генеративными депрессиями». Случаи миграции нефти на большие расстояния в неглубокие ловушки вдали от «генеративных впадин» обычно наблюдаются в форландовых бассейнах .

нефтематеринских пород Помимо указания на зоны высокого нефтяного потенциала в осадочном бассейне, картирование недр с указанием степени термической зрелости также является основным инструментом для выявления и широкого определения месторождений сланцевого газа .

Исходные породы мирового класса

Некоторые нефтематеринские породы относятся к «мировому классу», что означает, что они не только очень высокого качества, но также мощные и имеют широкое географическое распространение. Примеры включают в себя:

От среднего девона до нижнего Миссисипи широко распространенные морские бескислородные нефтегазоматеринские пласты в районах Среднего Континента и Аппалачей Северной Америки: (например, формация Баккен в бассейне Уиллистон , сланцы Антрим в бассейне Мичиган , сланцы Марселлус в Аппалачском бассейне). ).
Киммериджская глина . Этот верхней юры морской аргиллит или его стратиграфические эквиваленты образовали большую часть нефти, обнаруженной в Северном и Норвежском морях . ^[4]
Формация Ла-Луна . Эта формация позднего мела (в основном туронского периода ) произвела большую часть нефти на северо-западе Венесуэлы . ^[5]
позднего карбона Угли . Угли этого возраста давали большую часть газа в южной части Северного моря, Нидерландском бассейне и северо-западной части немецкого бассейна. ^[6]
Формация Ханифа . Эта слоистая, богатая карбонатами толща верхней юры является источником нефти на гигантском месторождении Гавар в Саудовской Аравии . ^[7]

См. также

Бассейновое моделирование

Ссылки

^ Jump up to: ^а ^б ^с Ферридей, Тим; Монтенари, Майкл (2016). «Хемостратиграфия и хемофации аналогов нефтематеринских пород: анализ с высоким разрешением последовательностей черных сланцев из нижнесилурийской формации Формигосо (Кантабрийские горы, северо-запад Испании)» . Стратиграфия и временные рамки . 1 : 123–255. doi : 10.1016/bs.sats.2016.10.004 – через Elsevier Science Direct .
^ Хайн, Нью-Джерси (2001). Нетехническое руководство по нефтяной геологии, разведке, бурению и добыче . Книги Пеннвелла . п. 164. ИСБН 9780878148233 .
^ Джерард Демезон: «Концепция генеративного бассейна» в: Мемуары № 35 Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG): «Нефтяная геохимия и оценка бассейна», 1984, под редакцией Джерарда Демеисона и Рулофа Дж. Мурриса, ISBN 0-89181-312-8
^ Общая нефтегазовая система кимериджских сланцев провинции Грабен Северного моря - Бюллетень Геологической службы США
^ Джеймс, К.Х. 2000. Среда обитания углеводородов Венесуэлы, Часть 2: залежи углеводородов и объемы генерации и накопления. Журнал нефтяной геологии, 23, 133–164.
^ Общее описание нефтегазовой системы каменноугольного периода-Ротлигенда и сводка результатов оценки - Бюллетень Геологической службы США
^ Общие нефтяные системы палеозоя и юры, поднятия Большого Гавара и прилегающих провинций Центральной Саудовской Аравии и северной части Аравийско-Персидского залива - Бюллетень Геологической службы США

Внешние ссылки

Исходные рок-публикации

[:0-1] Jump up to: ^а ^б ^с Ферридей, Тим; Монтенари, Майкл (2016). «Хемостратиграфия и хемофации аналогов нефтематеринских пород: анализ с высоким разрешением последовательностей черных сланцев из нижнесилурийской формации Формигосо (Кантабрийские горы, северо-запад Испании)» . Стратиграфия и временные рамки . 1 : 123–255. doi : 10.1016/bs.sats.2016.10.004 – через Elsevier Science Direct .

[Hyne-2] Хайн, Нью-Джерси (2001). Нетехническое руководство по нефтяной геологии, разведке, бурению и добыче . Книги Пеннвелла . п. 164. ИСБН 9780878148233 .

[3] Джерард Демезон: «Концепция генеративного бассейна» в: Мемуары № 35 Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG): «Нефтяная геохимия и оценка бассейна», 1984, под редакцией Джерарда Демеисона и Рулофа Дж. Мурриса, ISBN 0-89181-312-8

[4] Общая нефтегазовая система кимериджских сланцев провинции Грабен Северного моря - Бюллетень Геологической службы США

[5] Джеймс, К.Х. 2000. Среда обитания углеводородов Венесуэлы, Часть 2: залежи углеводородов и объемы генерации и накопления. Журнал нефтяной геологии, 23, 133–164.

[6] Общее описание нефтегазовой системы каменноугольного периода-Ротлигенда и сводка результатов оценки - Бюллетень Геологической службы США

[7] Общие нефтяные системы палеозоя и юры, поднятия Большого Гавара и прилегающих провинций Центральной Саудовской Аравии и северной части Аравийско-Персидского залива - Бюллетень Геологической службы США

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]