ИССЛЕДОВАНИЕ МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ШЕЛЬФОВОМ БАССЕЙНЕ ЗАГРОС (Иран) ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ДИНАМИКИ ФЛЮИДОВ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ОЛИГОЦЕН-МИОЦЕНОВОГО ВОЗРАСТА
З. Шариатиния1, М. Хажижи2, С. Фейзния3, А. Ализай4, Ж. Леврессе5
1Dept. of Geosciences, University of Tehran, Tehran 141556455 Iran
2Australian Schools of Petroleum, University of Adelaide, Adelaide, SA 5005 Australia
3College of Natural Resources, University of Tehran, Iran
4Geological Survey of Pakistan, St. 17/2, Gulistan-e-Jauhar, Karachi Pakistan
5CGEO-UNAM, Campus Juriquilla, Querétaro 76230, México
Ключевые слова: Диагенез, флюидное включение, тяжелая нефть, Иран
Страницы: 83-105
Подраздел: ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Аннотация
Поле Кух-и Манд является поставщиком тяжелых углеводородов в прибрежном бассейне Загрос (Иран), залегающих в трещиноватых карбонатных породах, частично залеченных доломитовым, кальцитовым и ангидритовым цементом. Данные по коэффициенту отражения витринита из карбонатного коллектора указывают на низкий уровень зрелости нефти, соответствующий палеотемпературам порядка 50 °C. Наблюдаемый уровень зрелости (< 0.5 % R Th) не превышает значений, типичных для простого преобразования нефти при захоронении и основанных на оценках обстановки осадконакопления. Включения нефти в кальцитовом и доломитовом цементе, заполняющем трещины, свидетельствуют о ключевой роли этих трещин в миграции нефти.
Температурные профили, построенные по имеющимся данным изучения флюидных включений, которые показали наличие нефти в доломите, кальците и ангидрите, характеризуются заметными вариациями температур гомогенизации (Th). Флюидные включения (ФВ) из синтектонических кальцитовых жил гомогенизируются в интервале от 22 до 90 °С и показывают снижение солености от 22 до 18 мас. % NaCl-экв. При этом ФВ в ангидрите гомогенизируются при температуре менее 50 °С, что говорит о нагревании поровых флюидов и повышении их солености при захоронении вмещающей толщи. Диапазон Th включений в кальцит-доломитовом цементе свидетельствует об изменении состава водных растворов. Таким образом, можно сделать вывод об отложении этого цемента из флюидов — нефтяных дериватов. Микротермометрические данные изучения ФВ позволяют предположить, что в продуктивном пласте накапливались тяжелая нефть и высококонцентрированные водные растворы, а также показывают, что в резервуаре при гидростатическом давлении присутствовала недосыщенная нефть.
Данные по Th не подтверждают вертикальные перемещения горячих флюидов по разрезу, однако обширные латеральные перемещения флюидов, имеющие, вероятно, тектоническую природу, отвечали за дегидратацию в южной или западной частях залежи.
|
