Factors controlling the formation and occurrence of petroleum in Norwegian petroleum systems, as revealed by considerations of chemical and isotopic compositions

Autor: Murillo, W.
Přispěvatelé: Horsfield, Brian, Technische Universität Berlin, Schwarzbauer, Jan
Jazyk: angličtina
Rok vydání: 2021
Předmět:
Popis: Establishing genetic correlations between oils and between oils and their source rocks is especially difficult in basins with multiple source rocks where oil mixing has occurred. It is therefore of paramount importance to employ multiparameter approaches based on a combination of source-related molecular markers across different fractions of oils and source rock extracts in order to perform meaningful oil-oil and oil-source correlations rather than simply relying on classical correlation protocols based on biomarkers. Furthermore, the complexity of petroleum mixtures demands that compound-specific isotope analysis (CSIA) rather than bulk isotope analysis are implemented, as CSIA enables the identification of multiple organic matter sources in oils, condensates and source rock extracts by comparing the isotopic compositions of individual hydrocarbons of different chain length. The main objective of this dissertation has been to investigate the source, maturation, alteration and mixing of petroleum in two basin-specific case studies, (1) the Hammerfest Basin (HB), Norwegian Barents Sea and (2) the South Viking Graben (SVG), Norwegian North Sea. For this purpose, multiparameter approaches that combine the molecular composition of different petroleum components, such as light hydrocarbons, n-alkanes, sterane and triterpane biomarkers, resin-derived biomarkers, heterocyclic and polycyclic aromatic hydrocarbons in conjunction with compound-specific stable carbon and hydrogen isotope compositions of alkanes have been employed. The present research work also addresses the issue of how best to unravel and quantify the relative input of different source rocks contributing to mixed oils using δ13C values of individual petroleum hydrocarbons. Molecular and isotopic evidence revealed distinct petroleum mixing processes involving source, age and thermal maturity variations in reservoirs of the HB. The mixtures originated from hydrocarbons derived from Type-II and Type-III kerogen-rich source rocks, which displayed only small maturity variation within the main stage of oil generation or between the peak and late-oil generation stages. Nonetheless, mixtures of hydrocarbons generated from source rocks at multiple levels of maturity were identified in the Goliat field. δ13C values of n-alkanes (>C15) were valuable for oil-source rock correlation and even quantification of the relative contribution from distinct source rocks. They enabled the differentiation of Triassic and Jurassic source contribution and also provided new insights into an additional Paleozoic-source input in the HB. Moreover, several petroleum alteration processes were recognized in Jurassic and Triassic reservoirs, including microbial degradation, water washing, evaporative fractionation, influx of gas-condensate charge and advance level of thermal maturation. In the SVG, heterocyclic and polycyclic aromatic compounds proved useful in the differentiation of mixed petroleum from Jurassic source rocks of distinct organic matter types, depositional environments and lithologies. According to the relative contribution of oils from Type-III kerogen rich source rocks, seven populations of mixed petroleum were identified by combining source-related ratios of heterocyclic and polycyclic hydrocarbons and δ13C values of n-alkanes, pristane (Pr) and phytane (Ph). The 13C-enrichments of (C10-C14) n-alkanes, and Pr and Ph were good indicators of the scale of the terrigenous source contribution and allowed the quantitative determination of the proportional contribution of hydrocarbons from Jurassic source rocks enriched in Type-II and Type-III kerogens to complex mixtures of petroleum. The estimated mixing proportions correlated linearly with concentration data, supporting the use of compound-specific stable carbon isotope composition for quantitative assignment of sources in mixed oils generated at moderate thermal maturity. Furthermore, hydrogen CSIA of n-alkanes proved to be a powerful tool to discriminate petroleum mixtures and provided an improved resolution to unravel complex petroleum mixtures from multiple Jurassic source rocks in the SVG. Multiparameter approaches that include the molecular composition of different petroleum fractions as well as δ13C and δD values of individual alkanes allowed to gain new insights into the source origins of petroleum mixtures and the assessment of diverse secondary alteration processes as well as a more complete and comprehensive understanding of the multiple petroleum systems in the HB and SVG.
Die Herstellung genetischer Korrelationen zwischen Ölen und zwischen Ölen und ihren Quellgesteinen wird in einem Becken mit mehreren Quellgesteinen aufgrund der Ölmischung im Reservoir schwieriger. Es ist daher von größter Bedeutung, Multiparameter-Ansätze zu verwenden, die auf einer Kombination von quell-bezogenen molekularen Markern in verschiedenen Fraktionen von Ölen und Quellgesteinsextrakten basieren, um aussagekräftige Öl zu Öl- und Öl zu Quellen-Korrelationen anstelle der auf Biomarkern basierenden klassischen Korrelationsstudien aufzuzeigen. Darüber hinaus erfordert das Auftreten komplexer Erdölmischungen die Durchführung einer verbindungsspezifischen Isotopenanalyse (CSIA) anstelle einer Massenisotopenanalyse, da CSIA die Identifizierung mehrerer Quellen organischer Stoffe in Ölen, Kondensaten und Quellgesteinsextrakten durch Vergleich der Isotopenzusammensetzungen von einzelnen Kohlenwasserstoffen unterschiedlicher Kettenlänge ermöglicht. Das Hauptziel dieser Dissertation ist es, die Herkunft, Reifung, Veränderung und Vermischung von Erdöl in zwei beckenbezogenen Fallstudien zu untersuchen: (1) das Hammerfest-Becken (HB) in der norwegischen Barentssee und (2) dem Süd-Viking-Graben (SVG) in der norwegischen Nordsee. Zu diesem Zweck werden Multiparameter-Ansätze verwendet, die die molekulare Zusammensetzung verschiedener Erdölkomponenten wie leichte Kohlenwasserstoffe, n-Alkane, Steran- und Triterpan-Biomarker, von Harz abgeleitete Biomarker, heterocyclische und polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe in Verbindung mit verbindungsspezifischem stabilem Kohlenstoff und Wasserstoff Isotopenzusammensetzungen von Alkanen betrachten. Die vorliegende Forschungsarbeit befasst sich auch mit dem Problem der Entschlüsselung und Quantifizierung des relativen Beitrags verschiedener Quellgesteine zu den gemischten Ölen unter Verwendung von δ13C-Werten einzelner Erdölkohlenwasserstoffe. Molekulare und isotopische Hinweise ergaben unterschiedliche Erdölmischprozesse, bei denen Schwankungen der Quelle, des Alters und der thermischen Reife in den HB-Reservoirs auftreten. Gemische resultierten aus Kohlenwasserstoffen, die aus kerogenreichen Quellgesteinen vom Typ II und Typ III mit geringen Reifegradschwankungen innerhalb der Hauptstufe der Ölentstehung oder zwischen der Spitzen- und der späten Ölentstehungsstufe stammen. Dennoch wurden im Goliat-Feld Gemische von Kohlenwasserstoffen identifiziert, die aus Quellgesteinen mit unterschiedlichen Reifegraden entsprangen. δ13C-Werte von n-Alkanen (>C15) waren für die Korrelation von Ölquellgesteinen und sogar für die Quantifizierung des relativen Beitrags von verschiedenen Quellgesteinen hilfreich. Sie ermöglichten die Unterscheidung des Beitrags von Trias- und Juraquellen und lieferten neue Einblicke in einen zusätzlichen Beitrag aus paläozoischen Quellen in der HB. Darüber hinaus wurden in jurassischen und triassischen Reservoirsverschiedene Erdölveränderungsprozesse erkannt, darunter mikrobieller Abbau, Wasserauswaschungen, Verdunstungsfraktionierung, Einströmen von Gaskondensatladungen und fortschreitende thermische Reifung. In dem SVG erwiesen sich heterocyclische und polycyclische aromatische Verbindungen als nützlich bei der Differenzierung von gemischtem Erdöl aus jurassischen Quellgesteinen mit unterschiedlichen Arten organischer Stoffe, Ablagerungsumgebungen und Lithologien. Entsprechend dem relativen Beitrag von Ölen aus kerogenreichen Quellgesteinen des Typs III wurden sieben Populationen von gemischtem Erdöl identifiziert, indem quellbezogene Verhältnisse von heterocyclischen und polycyclischen Kohlenwasserstoffen und δ13C-Werten von n-Alkanen, Pristan (Pr) und Phytan (Ph) kombiniert wurden. Die 13C-Anreicherungen von (C10-C14) n-Alkanen sowie Pr und Ph waren gute Indikatoren für das Ausmaß des Beitrags der terrigenen Quelle und ermöglichten die quantitative Bestimmung des proportionalen Beitrags von Kohlenwasserstoffen aus jurassischen Quellgesteinen, die mit Typ II und Typ III Kerogenen zu komplexen Erdölmischungen angereichert sind. Die geschätzten Mischungsverhältnisse korrelierten linear mit den Konzentrationsdaten, was die Verwendung einer verbindungsspezifischen stabilen Kohlenstoffisotopenzusammensetzung für die quantitative Zuordnung von Quellen in gemischten Ölen unterstützt, die bei mäßiger thermischer Reife erzeugt wurden. Darüber hinaus erwies sich die Wasserstoff-CSIA von n-Alkanen als leistungsstarkes Instrument zur Unterscheidung von Erdölmischungen und bot eine verbesserte Auflösung, um komplexe Erdölmischungen aus mehreren jurassischen Quellgesteinen im SVG zu entschlüsseln. Multiparameter-Ansätze, die molekulare Zusammensetzung verschiedener Erdölfraktionen sowie δ13C- und δD-Werte einzelner Alkane umfassen, ermöglichten neue Einblicke in die Herkunft von Erdölgemischen und die Bewertung verschiedener sekundärer Alterationsprozesse sowie ein vollständigeres und umfassenderes Verständnis der vielfältigen Erdölsysteme in der HB und SVG.
Databáze: OpenAIRE
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