ИЗМЕНЕНИЕ
СОСТАВА НЕФТЕЙ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ НЕФТЕПОЯСНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко (Институт химии нефти СО РАН)
В практике
нефтяной геологии районирование нефтегазоносных территорий является одной из
важных проблем, привлекающих внимание специалистов. Вопросами нефтепоясного
районирования занимались многие ученые, в частности, О.К. Баженова, А.А. Бакиров,
И.О. Брод, В.П. Гаврилов, Б.А. Соколов, О.А. Радченко, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хаин
и др. [1-3]. Под поясом нефтенакопления понимается ассоциация нефтегазоносных
бассейнов (НГБ), связанных с близкими по свойствам крупными тектоническими
элементами земной коры, в пределах которых образование и накопление нефти и
газа протекали под влиянием сходных геодинамических режимов недр. В основе схем
поясного районирования лежат тектоническая характеристика недр и их
геологическая история. В связи с этим интерес представляет исследование
зависимости химического состава нефтей от нефтепоясного районирования
территории.
В настоящее
время не существует общепринятой схемы нефтепоясного районирования. Наиболее разработанной
и учитывающей все основные нефтегазоносные территории мира, на наш взгляд,
является схема нефтепоясного районирования В.П. Гаврилова (1999). Анализ
свойств нефтей в зависимости от поясного районирования, результаты которого
изложены в настоящей работе, проводился на основе геоинформационного подхода
(Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2004) с использованием схемы нефтепоясного
районирования В.П. Гаврилова [2] и базы данных по химии нефти (Ан В.В., Козин
Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2000), включающей около 14000 записей по всем
основным НГБ мира.
Общая характеристика поясного
районирования нефтеносных территорий
На карте-схеме
нефтепоясного районирования по данным [2] и тектонического районирования
территории земного шара выделяются 24 пояса нефтенакопления, которые относятся
к одному из трех типов: субдукционному, рифтогенному и депрессионному. Согласно
концепции В.П. Гаврилова нефтегазоносные регионы формируются под влиянием трех
основных геодинамических режимов: субдукционного, рифтогенного и
депрессионного. Субдукционный режим характеризуется "закрытием"
океана и возникновением на его месте континентальной структуры. Поэтому пояса
этого типа располагаются по окраинам современных платформ. Например,
Восточно-Азиатский пояс огибает Сибирскую, Южно-Китайскую и Австралийскую
древние платформы, Западно-Американский - Северо- и Южно-Американские,
Африкано-Индийский - Африкано-Аравийскую, Аравийскую и Индостанскую и др. (рис. 1).
Рифтогенный режим
присущ внутри- или окраинно-континентальным системам рифтов, поэтому
рифтогенные пояса либо связаны с окраинами современных материков
(Восточно-Североамериканский, Восточно-Южноамериканский, Западно-Африканский
пояса), либо располагаются внутри них (Красноморский и Западно-Сибирский
пояса).
С депрессионным
режимом, характерным для крупных внутриплатформенных впадин, связаны
депрессионные пояса нефтенакопления, которые выделяются во внутренних областях
древних платформ - Центрально-Североамериканский пояс в Северо-Американской
платформе, Центрально-Африканский - в Африкано-Аравийской и Южно-Африканской
платформах и Центрально-Китайский - в Северо-Китайской древней платформе.
Субдукционные,
рифтогенные и депрессионные пояса нефтенакопления формировались и развивались в
разные периоды геологического времени. Общая площадь, занимаемая поясами (по
схеме В.П. Гаврилова), составляет около 130 млн км2,
они охватывают практически все нефтегазоносные территории континентов. Разные
пояса нефтенакопления различаются по площади: самые крупные пояса - это
Восточно-Азиатский (34 млн км2) и Западно-Американский (около 20 млн
км2) - относятся к субдукционному поясу, а самые мелкие - Западно- и
Восточно-Индийские пояса - к рифтогенному типу (0,08 и 0,09 млн км2
соответственно). Пояса различаются не только по площади, но и по числу входящих
в них НГБ (рис. 2, табл. 1). В поясах
субдукционного типа находится 77 НГБ, в рифтогенных - 13, а в депрессионных -
10.
Анализ свойств
показателей состава нефтей в поясах нефтенакопления
Рассмотрим
изменение химического состава нефтей в зависимости от их принадлежности к
разным типам поясов нефтенакопления. Для этого был проведен геостатистический
анализ изменения состава нефтей с использованием базы данных (Ан В.В., Козин
Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2000) и геоинформационного подхода (Полищук
Ю.М., Ященко И.Г., 2004). Так, палеозойские нефти в поясах субдукционного типа
распространены наиболее широко (41 %), а мезозойские и кайнозойские нефти в
поясах этого типа представлены почти в равных долях (30 и 28 % соответственно)
(см. табл. 1). В рифтогенных поясах в основном отмечаются
мезозойские нефти (86 %), в поясах депрессионного типа, как и в случае
субдукционных поясов, большая часть приходится на палеозойские нефти (51 %).
Из результатов анализа
пространственных изменений показателей химического состава нефтей в зависимости
от их принадлежности к разным типам поясов нефтенакопления следует, что нефти
рифтогенных поясов по сравнению с нефтями субдукционных и депрессионных поясов
содержат меньше серы, смол, асфальтенов и парафинов, а нефти депрессионных
поясов по химическому составу наиболее сернистые, парафинистые, смолистые и с
более высоким содержанием асфальтенов (табл. 2).
Следовательно,
проведенный геостатистический анализ позволил выявить закономерность
пространственных изменений показателей состава нефтей в зависимости от их
принадлежности к разным типам поясов нефтенакопления: содержание серы,
парафинов, смол и асфальтенов в нефтях в среднем возрастает при переходе от
рифтогенных поясов к субдукционным и от субдукционных к депрессионным. Более
наглядно эта закономерность иллюстрируется на графиках (рис. 3).
Анализ графиков показывает, что зависимость содержания серы, парафинов, смол и
асфальтенов от типа нефтепоясного районирования достаточно хорошо аппроксимируется
уравнением линейного вида:
у = ах + b,
где a и b - коэффициенты линейной аппроксимации поясов (табл. 3).
Выводы
Геостатистический
анализ пространственных изменений показателей состава нефтей в зависимости от
принадлежности к поясам нефтенакопления разного типа (по В.П. Гаврилову) с
использованием геоинформационного подхода и информации из базы данных показал,
что содержание серы, смол, асфальтенов и парафинов в нефтях в среднем
увеличивается в несколько раз при переходе от пояса одного типа к другому в
следующей последовательности: рифтогенные - субдукционные - депрессионные.
Результаты проведённого анализа вносят вклад в понимание особенностей
нефтепоясного районирования и могут быть использованы в практических задачах
нефтепоисковой геологии.
Литература
1.
Баженова O.K. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин,
Б.А. Соколов, В.Е. Хаин // Под ред. Б.А. Соколова.
- М.: Изд-во МГУ, 2000.
2.
Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования
в литосфере // Геология нефти и газа. - 1999. - № 10. (По
данной ссылке статья отсутствует, возможно в №6 за 1998 г.)
3.
Радченко О.А. Геохимические закономерности
размещения нефтеносных областей мира. - Л.: Недра, 1965.
Abstract
Geostatistical
analysis of data on sulfur, paraffin, resin and asphaltene contents in
dependence of petroliferous belt zoning was carried out. The scheme of oil belt
zoning by Gavrilov and database on chemical properties of oils including about
14,000 information units on oils from 103 principal oil-bearing basins in the
World was used. The relationships between of sulfur, paraffin, resin and
asphaltene contents and types of petroliferous belt were revealed. It is shown
that contents of these oil components increase in average in several times by
transition from petroliferous belt of one type to petroliferous belt of other
type in sequence: riftgenic - cubductive - depressive belts.
Results of
carried out analysis make a contribution to understanding of specific
characteristics of oil-belted zoning and can be used in practical purposes of
oil prospecting geology.
Таблица 1
Распределение нефтей поясов нефтенакопления по возрасту пород
|
Тип пояса
|
Пояса нефтенакопления
|
НГБ поясов (число образцов бассейна в базе данных)
|
Объем выборки
|
Распределение нефтей по возрасту
|
|
Палеозой
|
Мезозой
|
Кайнозой
|
|
Субдукционный
|
1- Предкордильерский
|
Бофорта (14), Западно-Канадский (103)
|
8467
|
3509
|
2530
|
2374
|
|
2- Предаппалачский
|
Предаппалачский (25)
|
|
3-Западно-Американский
|
Блэк-Меса-Кейпаровиц (3), Вентура-Санта-Барбара (20),
Верхне-Амазонский (10), Верхней и Средней Магдалены (11), Грейт-Валли (50), Гуаякиль-Прогрессо
(5), Денвер (19), Западный Внутренний (58), Иллинойский (16), Лос-Анджелес
(25), Мексиканского залива (188), Мендоса (5), Неукен (4), Нижней Магдалены
(6), Парадокс (14), Пермский (106), Предуошитский (16), Санта-Мария (7), Сан-Хуан
(11), Хаф-Мун-Салинас-Кайама (6)
|
|
4-Предандийский
|
Баринас-Апуре (11), Центрально-Предандийский (18)
|
|
5- Альпийский
|
Аданский (1), Адриатический (25), Амударьинский (641), Афгано-Таджикский
(218), Венский (44), Каракумский (28), Карпатский (377), Паннонский (108),
Предальпийский (10), Предкарпатско-Балканский (52), Рейнский (7), Северо-Кавказский
(1539), Северо-Крымский (89), Северо-Предкарпатский (9), Северо-Эгейский (1),
Сицилийский (6), Трансильванский (25), Южно-Каспийский (415)
|
|
6-Африкано-Индийский
|
Андалузско-Предрифский (16), Ассамский (22), Бенгальский
(12), Восточно-Атласский (1), Восточно-Средиземноморский (7), Западно-Тельский
(2), Нижнеиндский (10), Персидского залива (207), Сахаро-Ливийский (174), Южно-Тельский
(1)
|
|
7-Предуральский
|
Волго-Уральский (3022), Прикаспийский (475), Тимано-Печорский
(387), Тургайский (58)
|
|
8-Предверхоянский
|
Лено-Вилюйский (151)
|
|
9-Восточно-Азиатский
|
Акита (12), Вогелкоп (3), Восточно-Калимантанский (9), Гипсленд
(11), Иравадийско-Андаманский (10), Исикари (3), Ниигата (35), Охотский
(323), Папуа (10), Пенжинский (7), Саравакский (9), Северо-Тайваньский (8), Северо-Яванский
(12), Серамский (2), Сиамский (1), Таранаки (4), Фанг (4),
Центрально-Суматринский (12), Южно-Суматринский (7)
|
|
Рифтогенный
|
10- Свердрупский
|
Свердруп (11)
|
2451
|
182
|
2102
|
98
|
|
11-Восточно-Североамериканский
|
Нет данных
|
|
12-Восточно-Южноамериканский
|
Магелланов (7), Реконкаву (7), Сан-Хорхе (4), Сержипи-Алагоас
(7), Эспириту-Санту (1)
|
|
13-Западно-Африканский
|
Гвинейского залива (64), Западно-Марокканский (2)
|
|
14-Западно-Европейский
|
Аквитанский (16)
|
|
15-Североморский
|
Центрально-Европейский (115)
|
|
16-Красноморский
|
Нет данных
|
|
17-Восточно-Африканский
|
Нет данных
|
|
18-Западно-Сибирский
|
Западно-Сибирский (2958)
|
|
19-Западно-Индийский
|
Камбейский (40)
|
|
20-Восточно-Индийский
|
Нет данных
|
|
21-Западно-Австралийский
|
Перт (7)
|
|
Депрессионный
|
22- Центрально-Североамериканский
|
Биг-Хорн (31), Грин-Ривер (42), Крейзи-Булл-Маунтинс (9), Мичиганский
(20), Паудер-Ривер (27), Уиллистонский (40), Уинд-Ривер (34), Ханна-Ларами
(15)
|
225
|
115
|
99
|
11
|
|
23 - Центрально-Африканский
|
Нет данных
|
|
24 - Центрально-Китайский
|
Северо-Китайский (1), Сунляо (11)
|
Таблица 2 Характеристики
среднестатистического состава нефтей в зависимости от типа пояса нефтенакопления
|
Содержание, %
|
Тип
|
|
рифтогенный
|
субдукционный
|
депрессионный
|
|
Сера
|
Среднее значение
|
0,63
|
1,23
|
1,77
|
|
Доверительный интервал
|
0,03
|
0,04
|
0,50
|
|
Объем выборки
|
1603
|
4252
|
83
|
|
Парафины
|
Среднее значение
|
4,38
|
5,48
|
8,84
|
|
Доверительный интервал
|
0,23
|
0,19
|
7,82
|
|
Объем выборки
|
1495
|
3657
|
5,0
|
|
Смолы
|
Среднее значение
|
6,00
|
10,83
|
14,36
|
|
Доверительный интервал
|
0,23
|
0,28
|
5,96
|
|
Объем выборки
|
1376
|
3171
|
5,0
|
|
Асфальтены
|
Среднее значение
|
1,41
|
2,54
|
15,8
|
|
Доверительный интервал
|
0,10
|
0,12
|
-
|
|
Объем выборки
|
1397
|
3205
|
1
|
Таблица 3
Коэффициенты аппроксимации зависимости показателей химического состава от
нефтепоясного районирования
|
Показатель
|
Линейная
аппроксимация
|
Достоверность
аппроксимации R2
|
|
а
|
b
|
|
Сера
|
0,568
|
0,076
|
0,999
|
|
Парафины
|
2,230
|
1,773
|
0,921
|
|
Смолы
|
4,180
|
2,037
|
0,992
|
|
Асфальтены
|
7,195
|
-7,807
|
0,809
|
Рис.
1. КАРТА ТЕКТОНИЧЕСКОГО И ПОЯСНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ (по В.П. Гаврилову
[2]) НЕФТЕНОСНЫХ ТЕРРИТОРИЙ
1
- пояса субдукционного типа (1 - Предкордильерский, 2- Предаппалачский, 3 -
Западно-Американский, 4 - Предандийский, 5-Альпийский, 6-Африкано-Индийский,
7-Предуральский, 5-Предверхоянский, 9-Восточно-Азиатский); 2-пояса рифтогенного
типа (10-Свердрупский, 11- Восточно-Североамериканский,
12-Восточно-Южноамериканский, 13-Западно-Африканский, 14 - Западно-Европейский,
15 - Североморский, 16- Красноморский, 17- Восточно-Африканский, 18-
Западно-Сибирский, 19- Западно-Индийский, 20- Восточно-Индийский, 21 -
Западно-Австралийский); 3 - пояса депрессионного типа (22-
Центрально-Североамериканский, 23- Центрально-Африканский, 24 -
Центрально-Китайский); 4 - эпикарельская платформа; 5- позднепротерозойская
складчатость; 6- каледониды; 7- герциниды; 8- киммериды (мезозоиды); 9 -
альпиды
Рис.
2. КАРТА НЕФТЕПОЯСНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ С ОСНОВНЫМИ НГБ
1
- континенты; 2- НГБ; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Рис.
3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ В
ЗАВИСИМОСТИ ОТ НЕФТЕПОЯСНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
1
- сера; 2 - парафины; 3 - смолы; 4 - асфальтены