Some aspects of the organic geochemistry of petroleum fluids

Zusammenfassung

Die Zusammensetzung von Petroleumfluiden wird hauptsächlich bestimmt von:

• (i) Dem Ablagerungsmilieu der Muttergesteine.

• (ii) Der Temperatur der Abgabe.

• (iii) Dem biologischen Abbau und der Phasentransformation nach dem Verlassen der Muttergesteine

Häufig ist es möglich, das Ablagerungsmilieu des Muttergesteines und seine Temperaturgeschichte (vor und nach der Abgabe) anhand der Zusammensetzung einer Petroleumprobe zu bestimmen. Diese Information hilft bei der Suche nach weiteren Vorkommen in einer Region. Unser Vorschlag ist, diese Annäherung öfter zu verwenden, um Modelle für die Erzeugung und Migration von Petroleum zu verifizieren.

Normalerweise geht man davon aus, daß Petroleum-Akkumulationen in permeablen Speichern sowohl in mechanischem Gleichgewicht als auch vertikal im chemischen Gleichgewicht vorliegen. Bestätigt wird diese Annahme durch eine unter der Oberfläche und entlang der Akkumulation konstant bleibende Flüssigkeitsdichte, die mit der Tiefe zunimmt, was als gravitative Trennung bezeichnet wird. Sogar in permeablen Speichergesteinen existieren laterale Unterschiede in der Zusammensetzung, deren Ursache in dem Vorgang der Speichergesteinsfüllung liegt und die weder durch Diffusion noch durch Konvektion ausgeglichen werden können. Als Fazit läßt sich feststellen, daß ein chemisches Gleichgewicht oft nicht zustande kommt und laterale Unterschiede im Chemismus von heutigen Öl- und Gaslagerstätten üblich sind.

Abstract

The most important influences on the compositions of petroleum fluids are:

• (i) The depositional environment of their source rocks;

• (ii) The temperature at which they were expelled from their source rocks, and

• (iii) Biodegradation and phase transformations after they have left their source rocks.

In many cases, the composition of a petroleum sample may allow the depositional environment of its source rock, and its temperature history (before and after expulsion) to be determined. This information assists the search for more petroleum in a region; we suggest that this approach should be used more frequently to validate models of petroleum generation and migration.

In the second part of the paper, we discuss the origin and nature of the differences in petroleum composition which are frequently found within individual petroleum reservoirs. Petroleum accumulations in permeable reservoirs are normally found to be inmechanical equilibrium and verticalchemical equilibrium; this is manifested by constant subsurface fluid density at any given depth across the accumulation, and increases in subsurface density with depth, known as gravitational segregation. However, even in permeable reservoirs,lateral differences in composition, inherited from the reservoir filling process, are not totally eliminated by mixing processes such as diffusion and convection. Thus, lateral chemical equilibrium is often not achieved, and lateral compositional variations are observed in present-day oil and gas reservoirs. These observations are justified in terms of order of magnitude estimates for the rates at which reservoirwide mixing occurs. A case history is presented.

Résumé

Les facteurs qui ont le plus d'influence sur la composition des fluides pétroliers sont:

• (1) le milieu de dépôt des roches-mères,

• (2) la température à laquelle les fluides ont quitté les roches-mères,

• (3) la biodégradation et les changements de phase intervenus après ce départ.

Dans de nombreux cas, la composition d'un échantillon de pétrole permet de déduire le milieu de dépôt de sa rochemère et son histoire thermique (avant et après l'expulsion). Ces informations sont utiles dans la recherche de réserves supplémentaires dans une région donnée; nous proposons que ce type d'approche soit utilisé plus fréquemment en vue de contrôler les modèles relatifs à la genèse et à la migration du pétrole.

On constate d'une manière générale que les accumulations de pétrole dans des réservoirs perméables sont en équilibremécanique et en équilibrechimique vertical; cette situation se traduit par une densité constante à chaque niveau de profondeur dans l'accumulation et par un accroissement de cette densité avec la profondeur, dénommé ségrégation gravitative. Toutefois, même dans des réservoirs perméables, des différenceslatérales de composition. héritées du processus de remplissage du réservoir, ne sont pas entièrement éliminées par les phénomènes de diffusion et de convection. Il en résulte que l'équilibre chimique latéral est souvent imparfait et que des variations latérales de composition s'observent dans les réservoirs actuels d'huile et de gaz.

Краткое содержание

Состав нефтяных флюи дов зависит гл. обр. от:

• 1/ условий отложения ма теринских пород,

• 2/ температуры, при кото рой шло выделение их и з материнских пород,

• 3/ и биологического раз ложения и преобразов ания фаз после выхода их из материнских пород.

По составу нефти част о удается определить условия отложения нефтемате ринских пород и их тем пературную историю до и после выд еления нефти. Эти данн ые помагают при разведк е на другие залежи в ре гионе. Авторы предлагают пр оводить такие опреде ления в каждом конкретном сл учае, как можно чаще, чт обы подтвердить модель о бразования и миграци и нефти.

Обычно исходят из тог о, что накопление нефт и в пермеабельных колле кторах происходит пр и наличие механического и хими ческого равновесия. Э то предположение подтверждается неиз менностью плотности жидкостей под поверх ностью и вдоль регион а скопления. Повышение плотности с глубиной вызывает разделение нефти /жид костей/ под воздейств ием силы тяжести. Даже в пе рмеабельных коллект орах существуют различия состава в латерально м направлении, причины которых зало жены в заполнении пород-коллекторов, и н а которые не влияют ни диффузионные, ни конвекционные про цессы. В результате можно отметить, что ча сто здесь до химическ ого равновесия не доходи т, и что различия химиз ма в латеральном простирании обычны д ля залежей нефти и газа сегодняшнего дн я.