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.
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. 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). 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.
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. Анализ графиков показывает, что зависимость содержания серы, парафинов, смол и асфальтенов от типа нефтепоясного районирования достаточно хорошо аппроксимируется уравнением линейного вида:
y = ax + b,
где a и b – коэффициенты линейной аппроксимации поясов
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 проведенного анализа вносят вклад в понимание особенностей нефтепоясного районирования и могут быть использованы в практических задачах нефтепоисковой геологии.
Литература
1. Баженова О.К. 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 нефтегазобразования в литосфере // Геология нефти и газа. – 1999. – № 10.
3. Радченко О.А. Геохимические закономерности размещения нефтеносных областей мира. – Л.: Недра, 1965.
Автор: .М.Полищук, И.Г.Ященко (Институт химии нефти СО РАН)
