Tutkimus öljy- ja kaasulöydöksiä varten

Sarja

Treatise in Petroleum Geology

Osa

Petroolijärjestelmän kriittiset elementit

Luku

Lähdekivien arviointi

Tekijä

Carol A. Law

Linkki

Web page

Store

AAPG Store

Depositioympäristö on hallitseva tekijä määriteltäessä, minkälaista orgaanista ainesta kivestä löytyy. Kalliossa esiintyy vain kahdenlaista orgaanista ainetta: maasta peräisin olevaa ja vesilevästä peräisin olevaa. Lämpö ja paine muuttavat orgaanisen aineen humin-nimiseksi aineeksi ja sitten kerogeeniksi. Aika ja lämpötila muuttavat kerogeenin öljyksi.

Mitä on kerogeeni?

Geokemistit määrittelevät kerogeenin sedimenttikivien orgaanisen ainesosan osuudeksi, joka ei liukene tavanomaisiin orgaanisiin liuottimiin. Kerogeenit koostuvat erilaisista orgaanisista aineista, kuten levistä, siitepölystä, puusta, vitriiniitistä ja rakenteettomasta materiaalista. Kalliossa esiintyvien kerogeenien tyypit säätelevät suurelta osin kyseisessä kalliossa syntyvien hiilivetyjen tyyppiä. Erilaiset kerogeenityypit sisältävät erilaisia määriä vetyä suhteessa hiileen ja happeen. Kerogeenin vetypitoisuus on määräävä tekijä öljyn vs. kaasun saannolle primäärisissä hiilivetyjä tuottavissa reaktioissa.

Rakenteisiin kerogeeneihin kuuluvat puumaiset, ruohomaiset, vitriiniitti ja inertiniitti. Amorfiset kerogeenit ovat ylivoimaisesti yleisimpiä, ja niihin kuuluu suurin osa levämateriaalista.

Kerogeenin laatu

Van Krevelenin kaavio.

Saatavilla olevan kerogeenin tyyppi määrittää lähdekiven laadun. Mitä öljypitoisempi kerogeeni on, sitä laadukkaampi se on. Sedimenttikivissä esiintyy neljää perustyyppiä kerogeeniä. Lähdekivessä voi esiintyä yhtä tyyppiä tai tyyppien sekoitusta. Seuraavassa taulukossa luetellaan ja määritellään nämä neljä kerogeenin perustyyppiä.

Kerogeenityyppi Pääasiallinen hiilivetypotentiaali Vedyn määrä Tyypillinen kerrostuneisuus ympäristö
I Öljylle altis Runsas Lacustrine
II Öljylle ja kaasulle altis Kohtalainen Merellinen
III Kaasulle altis Pieni Maanpäällinen
IV Ei kumpikaan (koostuu pääasiassa vitriiniitistä) tai inertti aine Ei mikään Maanpäällinen(?).)

Parametrien erot

Alla olevassa taulukossa on esimerkkejä hiilivetyjen muodostumisvyöhykkeiden, kypsyyden ja muuntumissuhteen välisistä suhteista II- ja III-tyypin vakiokerogeeneille tietyn hautautumis- ja lämpöhistoriamallin perusteella. Merkittävin ero on syvyydessä öljynmuodostuksen alkamiseen, jossa 1000 m3,280.84 ft erottaa näiden kahden kerogeenityypin öljyikkunoiden yläosan.

Hiilivetyjen muodostumisvyöhyke Vitriiniitti refl., % Ro, Tyyppi II Vitriiniitti refl.., % Ro, tyyppi III Muuntumissuhde, %, tyyppi II Muuntumissuhde, %, tyyppi III Nykyinen syvyys, m, tyyppi II Nykyinen syvyys, m, tyyppi III
Alkava öljy 0.55 0.85 5 12 2200 3200
Onset peak rate generation 0.65 1.00 17 31 2600 3500
Käynnistyvä kaasu/halkaisunesteet 0.95 1.35 88 64 3400 4050

Muuntosuhde

Kuva 1 . Copyright: Genex 1-D basin-mallinnusohjelmiston tulokset, Courtesy Institute Français du Petrole.

Vertailtaessa 1-D-malleista saatuja hiilivetyjen syntymäkäyriä ja transformaatiosuhdekäyriä voidaan kehittää samankaltainen suhde kuin syntymäkypsyyden suhteen. Jos vitriiniittiheijastumatietoja on saatavilla, muunnossuhteen ja kypsyyden välistä suhdetta voidaan käyttää ennustamaan (1) hiilivetyjä tietyssä syvyydessä synnyttäneen kerogeenin prosenttiosuutta ja (2) hiilivetyjen tuottoa.

Esimerkki

Kuvan 1 perusteella määritetään, että syvyydellä 2,6 km2,600 m
8 530,184 ft
102 362,26 mallinnetussa kaivossa on tällä hetkellä öljyntuottamisvyöhyke ja noin 25 % lähdekivien kerogeenista tässä syvyydessä on tuottanut hiilivetyjä. Hiilivetyjen muodostumisen ja kypsyyden välisestä suhteesta tiedämme, että 2,6 km2,600 m
8 530,184 ft
102 362,26:n syvyydessä tässä porausreiässä vitriiniittiheijastavuus ( Ro) on 0,7 %. Jos altaan toinen kaivo sisältää samanlaisia lähdekiviä ja sen kypsyys on 0,7 % Ro kohdassa 3,7 km3,700 m
12,139.108 ft
145,669.37 in, voimme ennustaa, että kohdassa 3,7 km3,700 m
12,139.108 ft
145,669.37 in oleva jakso on kypsynyt nestemäistä tuotantoa varten ja se on tuottanut nestemäisiä hiilivetyjä, jolloin noin 25 % sen kerogeenista on muutettu hiilivedyiksi.

Kerogeenityypit

Lähde- ja migraatioprosessit ja arviointitekniikat

Sarja

Käsittelykäsikirja

Osa

Petroleumin synty ja migraatio

Luku

Petroleumin lähdekivet ja orgaaniset faasit

Tekijä

S. R. Jacobson

Linkki

Web page

PDF

PDF-tiedosto (vaatii käyttöoikeuden)

Store

AAPG Store

Seuraavissa kerogeenityyppien kuvauksissa kerrotaan kerogeenityyppien biologisesta syötteestä, stratigraafiasta ja niiden öljyä tuottaviin ominaisuuksiin määräävästä laskeutumisesta. Kerogeenityypit määritellään H/C- ja O/C-arvojen perusteella (tai HI ja OI Rock-Evalin perusteella). Termisesti epäkypsissä näytteissä kemiallisesti äärimmäiset kerogeenityypit I ja IV (ja näin ollen vastaavat orgaaniset faasit A ja D) sisältävät makroseraaleja, joilla on suhteellisen yhtenäiset kemialliset ominaisuudet. Näitä äärijäseniä hallitsevat eniten ja vähiten vetyä sisältävät ainesosat. Muut kerogeenityypit (ja näin ollen niiden vastaavat orgaaniset faasit) ovat usein makrojen sekoituksia. Mikroskooppi on paras menetelmä orgaanisen aineksen sekakokoonpanojen ainesosien erottamiseen.

Ennen kerogeenityyppien erottelukriteerien luettelemista on tärkeää ottaa huomioon ”mineraalimatriisivaikutus”. Jotkin mineraalien (polaarinen savi) ainesosat hidastavat hiilivetyjen vapautumista jauhemaisista kokonaisista kallionäytteistä Rock-Eval-pyrolyysin aikana, mikä aliarvioi määrä-, laatu- ja lämpökypsymistietoja. Vaikka tämä tekijä, mineraalimatriisivaikutus, on orgaanisen geokemian asiantuntijoiden hyvin tuntema, se jätetään usein huomiotta tulkittaessa Rock-Eval-riippuvaisia arvoja, joita käytetään kerogeenityypin ja orgaanisen fasiitin määrittämiseen. Mineraalimatriisivaikutus syntyy, kun polaariset savet reagoivat polaaristen orgaanisten molekyylien kanssa vedettömän Rock-Eval-menettelyn aikana.

Kuva 2 Muokattu Van Krevelenin kaavio orgaanisille fasiiteille A-D. (Jonesin mukaan.)

Pyrolyysin edelläkävijät havaitsivat, että jotkin mineraalit estävät hiilivetyjen irtoamista kokokalliopyrolyysin aikana, mutta eivät petrogeenin pyrolyysin aikana. Eri matriisin ainesosien vaikutus vaihtelee voimakkaimmasta heikoimpaan: illiitti > Ca-bentoniitti > kaoliniitti > Na-bentoniitti > kalsiumkarbonaatti > kipsi. Orgaaniseen rikkauteen liittyviä vaihteluita mineraalimatriisivaikutuksessa esiintyy kokokallionäytteissä, joiden TOC-arvot ovat alle 10 %.

Geologisen lämpökypsytyksen prosessit eroavat kallioperän pyrolyysin prosesseista. Kokokallion Rock-Eval-näytteet kuumennetaan nopeasti vedettömässä ympäristössä. Geologiset hautautumisprosessit aiheuttavat saville fysikaalisia ja kemiallisia muutoksia, jotka yleensä edeltävät kerogeenin hidasta ja järjestelmällistä termistä muuntumista (syntymistä) öljyksi. Nämä muutokset tapahtuvat vesipitoisissa ympäristöissä, jotka todennäköisesti vähentävät saven reaktiivista kykyä, yleensä ennen kuin merkittävää hiilivetyjen muodostumista on tapahtunut. Jonkinasteinen mineraalimatriisivaikutus kuitenkin todennäköisesti säilyy geologisissa olosuhteissa.

Kerogeenityyppi I

Kerogeenityyppi I koostuu pääosin eniten vetyä sisältävästä orgaanisesta aineesta, joka on säilynyt kallioperässä. Usein orgaaninen aines on rakenteetonta (amorfista) alginiittia, ja kypsymättömänä se fluoresoi kullankeltaisena ultraviolettivalossa (UV). Suuri osa tyypin I kerogeenista voi muuttua termisesti petroliksi, ja siksi se on harvoin havaittavissa termisesti kypsissä tai jälkikypsissä kivissä. Joskus termisesti epäkypsissä kivissä morfologisesti erottuva alginiitti on rakenteellisesti tai kemiallisesti yhdistettävissä tiettyihin levä- tai bakteerisukuihin. Näillä orgaanisen seinämän omaavilla mikrofossiileilla on korkeat H/C-arvot, koska ne ovat muodostaneet hiilivetyjä biologisesti. Esimerkkejä I-tyypin kerogeeniominaisuuksia omaavista puhtaista koostumuksista ovat seuraavat: (1) lakustrinen Botryococcus braunii -levä, joka toisinaan säilyttää diagnostisen kuppi- ja varsi-koloniaalisen morfologiansa ja/tai ainutlaatuisen kemiallisen yhdisteensä, botryokoktaanin; (2) Tasmanites spp. jotka ovat matalan suolapitoisuuden, viileän veden, merilevien kasviplanktonia, jolla on ainutlaatuisia fyysisiä piirteitä; ja (3) ordoviikin aikainen merellinen orgaanisten seinämien muodostama orgaanisten seinämien muodostama koloniaalinen mikrofossiili Gloeocapsomorpha prisca, jolla on sen diagnostinen fyysinen ulkomuoto ja yksilöllinen kemiallista luonnetta kuvaava tunnusmerkki. Siellä missä kerogeenityyppi I on laajalle levinnyt, se kartoitetaan orgaanisena fasiittina A. Se muodostuu tavallisesti järvien, jokisuistojen ja laguunien kerrostuneissa vesipatsaissa.

Kerogeenityyppi I keskittyy tiivistyneisiin jaksoihin, joissa detritaalisen sedimentin kulkeutuminen on vähäistä ja pääasiassa pelagista. Tiivistyneitä jaksoja esiintyy transgressiivisten systeemijaksojen offshore-fasioissa merellisissä ja lakustriiniympäristöissä. Vaikka terminologian laajentaminen merellisestä ympäristöstä lakustriiniympäristöön saattaa aluksi tuntua vieraalta, lakustriiniset kivet muodostuvat samojen dynaamisten prosessien seurauksena kuin merelliset kivet (esim, sedimentin tarjonta, ilmasto, tektoniikka ja vajoaminen), vaikka järvien pinnankorkeuden muutokset heijastavat usein pikemminkin paikallisia muutoksia valunnassa, haihtumisessa ja sedimenttialtaiden täyttymisessä kuin globaaleja ja suhteellisia merenpinnan korkeuden muutoksia, joita merellisten sedimenttien kohdalla edellytetään.

Kerogeenityyppi II

Kerogeenityyppi II:lle puhtaassa (monomakeraalisessa) muodossa on tyypillistä suhteellisen vetypitoinen makeraalinen eksiniitti. Esimerkkeinä mainittakoon maakasvien itiöt ja siitepöly, pääasiassa merellisen kasviplanktonin kystat (akritarkit ja dinoflagellaatit) sekä jotkin maakasvien osat, kuten lehtien ja varsien kynsinauhat. Kerogeenityypin I tavoin kerogeenityypin II esiintyminen riippuu korkeasta biologisesta tuottavuudesta, mineraalisesta laimenemisesta ja rajoitetusta happipitoisuudesta. Puhdas eksiniittinen kerogeeni tyyppi II säilyy tiivistyneissä leikkauksissa, ja se edustaa makroseraaleja, jotka ovat hieman vähemmän vetypitoisia kuin kerogeeni tyyppi I.

Kerogeeni tyyppi II voi muodostua myös tyypin I kerogeenin osittaisesta hajoamisesta tai tyypin I ja tyyppien II, III ja IV vaihtelevista seoksista. Esimerkiksi eri alkuperissä muodostunut orgaaninen aines voi yhdistyä, esimerkiksi kun planktinen levämateriaali joutuu sedimentteihin, jotka sisältävät kulkeutuneita puumakeraamisia mineraaleja (kerogeenityyppi III). Kerogeenityyppi II on todettu transgressiivisten järjestelmien kulkureiteillä, joskus tyypin I kerogeenin laskeutumisesta maalle päin.

Kerogeenityyppi III

Kerogeenityyppi III sisältää riittävästi vetyä ollakseen kaasua tuottavaa, mutta ei tarpeeksi vetyä ollakseen öljypitoista. Puhtaassa muodossaan se koostuu vitriiniitistä, joka on maakasvien puusta muodostunut makeraali. Kuten muidenkin välivaiheen kerogeenityyppien kohdalla, erilaiset makeraaliseokset tai hajoamisprosessit voivat kuitenkin vaikuttaa kerogeeni tyyppi III:n muodostumiseen. Kivihiiltä muodostavissa ympäristöissä esiintyy useita eri kerogeenityyppejä. Suurin osa kivihiilestä muodostuu paralisiin soihin ja hylättyihin jokikanaviin. Vail et al. (painossa) havaitsevat, että alueilla, joilla sedimentin tarjonta on vähäistä, viilletyt laaksot sisältävät näitä sedimenttejä suistoalueiden tai rannikkotasankojen kerrostumina.

Kerogeenityyppi IV

Kerogeenityyppi IV on termi, jota orgaanisen geokemian tutkijat eivät yleisesti käytä, koska tyypin IV erottaminen tyypin III tyypistä III on hankalaa vain Rock-Eval-pyrolyysin avulla. Se on inertti (ei tuota hiilivetyjä) hiilivetyjä tuottavan spektrin loppujäsen. Kerogeeni tyyppi IV koostuu vedyn suhteen köyhistä aineosista, kuten inertiniitistä, joka on detritaalista orgaanista ainesta, joka on hapettunut suoraan lämpökypsytyksen, kuten tulipalon (hiili), tai biologisen tai sedimentologisen kierrätyksen avulla.

Vrt. myös

  • Rock Eval -analyysi käyttäen vetyindeksiä (HI) ja happi-indeksiä (OI)
  • Kerogeenityyppi ja laatu: Visuaalinen arviointi
  • Pyrolyysikaasukromatografia
  • Kypsyyden ja hiilivetyjen muodostumisen väliset suhteet
  • Kerogeenityyppi ja hiilivetyjen muodostuminen
  • Kerogeenityyppi ja kypsyys
  • Kerogeenityyppi ja muuntumissuhde
  • Avoimen- vs. suljetun järjestelmän sukupolven mallinnus
  • Van Krevelen -diagrammi
  • Tyypin I kerogeeni
  • Tyypin II kerogeeni
  • Tyypin IIS kerogeeni
  • Tyypin III kerogeeni
  • Tyypin IV kerogeeni
  1. Durand, B., 1980, Sedimentin orgaaninen aines ja kerogeeni: kerogeenin määritelmä ja määrällinen merkitys, teoksessa B. Durand, toim., Kerogen: Techniq, s. 13-14.
  2. Tissot, B. P. ja D. H. Welte, 1984, Petroleum Formation and Occurrence, 2 painos: New York, Springer-Verlag, 699 s. Petroleum geochemistry: The best overall reference for petroleum geochemistry.
  3. Dembicki, H., 2009, Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals: AAPG Bulletin, vol. 93, issue 3, pp. 341-356.
  4. 4.0 4.1 4.2 4.3 4.4 Espitalie, J., M. Madec, and B. Tissot, 1980, Role of mineral matrix in kerogen pyrolysis: Vaikutus öljyn muodostumiseen ja siirtymiseen: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 2009. 64, s. 59-66.
  5. 5.0 5.1 5.2 5.3 Horsfield, B., and A. G. Douglas, 1980, The influence of minerals on the pyrolysis of kerogen: Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 44, s. 1110-1131. M
  6. Orr, W. L., 1983, Comments on pyrolitic hydrocarbon yields in source-rock evaluation, in M. Bjoroy et al., eds., Advances in Organic Geochemistry 1981, s. 775-787.
  7. 7.0 7.1 7.2 7.3 Dembicki, H., B. Horsfield ja T. Y. Ho, 1983, Source rock evaluation by pyrolysis-gas chromatography: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 67, p. 1094-1103.
  8. 8.0 8.1 Katz, B. J., 1983, Limitations of Rock Eval pyrolysis for typing organic matter: Organic Geochemistry, v. 4, s. 195-199.
  9. Peters, K. E., 1986, Guidelines for evaluating petroleum source rocks using programmed pyrolysis: American Association Petroleum Geologists Bulletin, v. 70, s. 318-329.
  10. Crossey, L. J., E. S. Hagan, R. C. Surdam ja P. W. Lapointe, 1986, Correlation of organic parameters derived from elemental analysis and programmed pyrolysis of kerogen: Society of Economic Paleontologists and Mineralogists, s. 36-45
  11. Langford, F. F., and M. M. Blanc-Valleron, 1990, Interpreting Rock-Eval data using graphs of pyrolizable hydrocarbons vs. total organic carbon: American Association Petroleum Geologists Bulletin, v. 74, s. 799-80
  12. Jones, R. W., 1987, Organic Facies, teoksessa J. Brooks and D. H. Welte, eds., Advances in Petroleum Geochemistry, v. 2, Academic Press, London, s. 1-90.
  13. Moldowan, J. M., ja W. K. Seifert, 1980, First discovery of botryococcane in petroleum: Chemical Communications, v. 34, s. 912-914.
  14. Prauss, M., ja W. Riegel, 1989, Evidence from phytoplankton associations for causes of black shale formation in epicontinental seas: Neues Jahrbuch fur Geologie und Palaontologie, Monatshefte, v. 11, s. 671-685.
  15. Reed, J. D., H. A. Illich ja B. Horsfield, 1986, Ordovikialaisten öljyjen biokemiallinen evolutiivinen merkitys ja niiden lähde: Organic Geochemistry, v. 10, s. 347-358.
  16. Haq, B. U., J. Hardenbohl ja P. K. Vail, 1988, Mesozoic and Cenozoic chronostratigraphy and cycles of sea-level Change, teoksessa C. K. Wilgus et al., eds., Sea-Level Changes: An Integrated Approach, SEPM Special Publication 42, s. 71-108.
find literature about
Kerogeeni
Datapages-painike.png GeoScienceWorld-painike.png OnePetro-painike.png Google button.png
  • Alkuperäinen sisältö Datapagesissa
  • Kirjan löytäminen AAPG Storesta

Vastaa

Sähköpostiosoitettasi ei julkaista.