Asphaltene als geochemische Marker: Eine Fallstudie in der norwegischen Nordsee

Passive Kontinentalränder gehören zu den vielversprechendsten Gebieten für zukünftige Erdölexploration und beinhalten 35% der weltgrößten Erdöl- und Erdgasfelder. Ein Problem in zukünftigen Explorationsgebieten stellt jedoch die Verfügbarkeit von Muttergesteinsproben dar. Da zu erwarten ist, daß die Muttergesteine in zunehmend größeren Tiefen anzutreffen sind, steigen die Bohrkosten stark an. Dies wiederum hat zur Folge, daß die Verfügbarkeit von Muttergesteinsmaterial in Zukunft nicht gewährleistet ist. Ein direktes Resultat der Knappheit an Muttergesteinsmaterial sind daraus resultierenden fehlenden geochemischen Informationen, wie z.B. über den Gehalt an organischem Material (TOC) sowie über dessen Qualität (Kerogentyp). Vorhersagen bezüglich des zeitlichen Ablaufs der Kohlenwasserstoffgenese sind ohne geeignetes Probenmaterial nicht zu treffen. Daraus resultiert das wachsende Interesse an alternativem Probenmaterial, wie z.B. den Erdölasphaltenen. In der vorliegenden Arbeit wurden Proben der wohlbekannten Draupne Formation, aus dem Viking Graben der norwegischen Nordsee, im Hinblick auf ihr zeitliches Kohlenwasserstoffgeneseverhalten und die Zusammensetzung künstlich generierter Produkte analysiert. Die Draupne Formation wurde in der Literatur widerholt als exzellentes Typ II Muttergestein erwähnt. Allerdings haben Analysen am vorliegenden Probesatz gezeigt, daß eine große Bandbreite von Tmax–temperaturen mit Schwankungen von 23°C vorliegen. Diese Variationen entsprechen unterschiedlichen Versenkungstiefen von 700-800m, einen geothermischen Gradienten von 3°C/100m vorausgesetzt. Somit ist die Wahl der dominanten ölgenenerierenden Fazies problematisch, vor allem da bis zu 50% der Draupne Formation thermisch stabiles Kerogen zu enthalten scheinen. Des weiteren sind die Produkte aus künstlichen Reifungsexperimeten von Muttergesteinsmaterial nach der MSSV Methode deutlich aromatischer als die Zusammensetzung von natürlichen Ölen im Arbeitsgebiet. Es konnte gezeigt werden, daß ein einzelner kinetischer Datensatz, basierend auf einem einzelnen Ölasphalten, nahezu das gesamte Fenster der Kohlenwasserstoffgenese abdeckt, welches durch den gesamten Muttergesteinsprobensatz vorhergesagt wird. Des weiteren ähnelt die Zusammensetzung der künstlich generierten Produkten der Asphaltene stärker der Zusammensetzung der natürlichen Öle. Der Vergleich mit einer neuartigen Gesamtgesteinskineti offenbarte eine überzeugende Übereinstimmung und untermauert die Anwendbarkeit von Ölasphaltendaten, im Speziellen für heterogen ausgeprägte Muttergesteine. Die Anwendung von Muttergesteins- und Asphaltendaten in einer Beckensimulation zeigte, daß die auf den Ölasphaltendaten basierenden Resultate besser mit natürlichen Beobachtungen übereinstimmen, als die Vorhersagen basierend auf Muttergesteinsdaten. Die Ergebnisse dieser Arbeit belegen, daß auf Typ II Ölasphalten basierende Daten für Petrolem System Studies verwendet werden können, wenn kein Muttergesteinsmaterial vorhanden ist.Continental passive margins fronting major oceanic basins are amongst the most prolific areas for the exploration of future hydrocarbon occurrences including 35% of the world’s giant oil and gas fields. A problem, however, in future venture areas is the availability of appropriate source rock material as these samples are due to being found buried in increasingly greater depth. As this will dramatically increase the drilling costs the availability of source rock samples is likely to be diminishing in the future. Indeed a lack of source rock samples is associated with a lack of important geochemical information like amount and quality of organic matter (TOC and kerogens type) as well as a lack of timing predictions of hydrocarbon generation based on kinetic experiments and basin modelling simulations. This explains the interest in an alternative sample material to replace the missing information from the source rocks. In the current work source rock samples from the well studied Draupne Formation of the Norwegian Viking Graben were analysed in terms of their hydrocarbon generation behaviour and composition of generated products. The Draupne Formation is a widely accepted and cited extraordinarily good type II oil generating source rock. However, the present sample set exhibits a great variability when it comes to timing predictions of hydrocarbon generation resulting in variations of the Tmax temperature by 23°C, equivalent to 700-800m difference in burial depth, assuming a geothermal gradient of 3°C/100m. Thus the choice of the main oil generating facies is critical especially as up to 50% of the Draupne Formation seem to contain a thermally stable organofacies. Furthermore, artificially generated products from closed system MSSV pyrolysis yield products characterised by constantly higher aromaticities as compared to natural oils from the area. It was shown that a single kinetic dataset from an oil asphaltene with a significantly broader generation window covers almost the entire spectrum of the source rock samples. Furthermore the artificially generated products from asphaltene MSSV pyrolysis are much closer to the composition of the natural oils. The comparison to a novel merged source rock kinetic showed a convincing match and underlines the applicability of the asphaltene data especially for heterogeneous source rocks. The application of asphaltene data in a basin modelling simulator yields results consistently closer to those observed in nature than those based on source rock data in terms of hydrocarbon timing and compositional predictions. The current results proof that marine type II asphaltene derived data can be applied to petroleum system studies when no source rock data is available