Главная -> Словарь

Нефтегазоносных провинций

Результаты исследований суммированы в табл. 1, где приведены результаты анализа 100 типичных нефтей различных нефтегазоносных бассейнов Советского Союза. На рис. 1 представлены хромато-граммы нефтей различных химических типов, о которых более подробно будет сказано далее.

Нефти типа Б1 по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено-ароматического основания. Они, как правило, содержат мало легких фракций. Характерной чертой нефтей этого типа является полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое количество других разветвленных алканов . Среди циклоалканов наблюдается преобладание бицикличе-ских над моноциклическими углеводородами. Нефти типа Б1 чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов Советского Союза на глубинах 500—1000 м. Наиболее характерными нефтями являются нефти Южного Каспия и Севера Западной Сибири . По классификации Карцева , они относятся к кайнотипным нефтям.

более слабая активность биогенных процессов может быть здесь восполнена фактором времени. Особенно большую роль должны играть при этом возможности переноса кислорода подземными водами. Другим не менее важным фактором, от которого зависит степень, да и сама возможность биологического преобразования нефтей, являются палеотемпературы нефтяных месторождений. В главе '1 уже отмечалось, что максимум нахождения парафинистых нефтей приходится на глубины 2000 м, что соответствует средней пластовой температуре 90° С. В то же время максимум концентраций нефтей типов А2, Б2 и Б1 лежит значительно выше и соответствует средней температуре 40° С. Эти наблюдения хорошо согласуются с данными работы Филиппи , где на примерах нефтей различных нефтегазоносных бассейнов была найдена четкая связь между свойствами нефтей и температурой их залегания. Во всех случаях граница между парафинистыми и биологически измененными нефтями находилась в пределах 60 — 70° С, что, очевидно, связано с границей прекращения активной микробиологической деятельности, лежащей в пределах 50 — 60° С.

Петровым исследовано 320 образцов нефтей практически всех крупных нефтегазоносных бассейнов Советского Союза: Типано-Печорского, Волго-Уральского, Западно- и Восточно-Сибирского,

В Советском Союзе к нефтегазоносным бассейнам относятся Южно-Каспийская впадина, Урало-Поволжье, Западная Сибирь. К числу крупнейших по запасам нефти относится Ирано-Аравийский бассейн. В США крупными нефтегазоносными бассейнами являются Пермский, Западный внутренний, бассейн Мексиканского залива, Калифорнийский. Ряд нефтегазоносных бассейнов сравнительно недавно был выявлен в Африке — Сахарский, Ливийский и др. Нефтегазоносные бассейны имеются в странах Южной Америки, в Индии и Китае, а также в Западной Европе, Канаде и Австралии.

Помимо нефтегазоносных бассейнов суши, в последнее время были выявлены многочисленные месторождения нефти и газа в тол-

На рис. 16 показано расположение основных нефтяных и газовых месторождений Советского Союза. К числу наиболее известных нефтегазоносных бассейнов относится Южно-Каспийская впадина. Залежи нефти и газа приурочены здесь к очень молодым по геологическому возрасту породам и располагаются в складчатых очень нарушенных структурах.

В Советском Союзе, помимо упомянутых, имеется еще ряд нефтегазоносных бассейнов. Сюда относятся Азово-Кубанский, Северо-Каспийский, Днепровско-Донецкий, Тимано-Печорский, Каракумский, Восточно-Сибирский и другие бассейны.

На рис. 18 показаны нефтегазоносные бассейны Северной и Южной Америки. В США крупными нефтегазоносными бассейнами являются Пермский, Западный внутренний. Калифорнийский, бассейн Мексиканского залива. Последний охватывает не только сушу, но и прилегающую площадь залива. На этой площади производится добыча нефти из месторождений, находящихся под морским дном. В США и Канаде имеется еще ряд нефтегазоносных бассейнов.

1. Закономерности распределения нефти и ее производных , выражающиеся в том, что более 90 % нефтяных залежей и значительных нефтепроявлений приурочены к осадочной оболочке Земли — стратисфере, а большинство крупных тектонических впадин, выполненных субаквальными отложениями, нефтеносны, причем запасы нефти и углеводородных газов примерно пропорциональны объему субаквальных осадочных пород нефтегазоносных бассейнов.

Вторая половина XX в. была периодом бурного развития нефтегазового комплекса в мире. Рост добычи, в свою очередь, полностью определяется минерально-ресурсной базой — подготовленными к разработке запасами нефти и газа, являющимися продуктом геологоразведочных работ. При этом решающее значение имеет открытие крупных нефтегазоносных бассейнов и освоение в них гигантских месторождений.

Для подтверждения возможности органического синтеза нефти были проведены прямые лабораторные экспериментальные исследования . Так, еще в 1888г. немецкий химик К. Энглер впервые в мире произвел перегонку рыбьего жира при давлении 1 МПа и температуре 42 °С и получил 61 % масс, масла плотностью 0,8105, состоящего на 90 % из углеводородов, преимущественно парафиновых от Сь и выше. В тот же период им были получены углеводороды из растительных масел: репейного, оливкового и др. В 1919 г. акад. Н.Ф. Зелинский произвел перегонку сапропелита оз. Балхаш и получил 63,2 % смолы, 16 % кокса и 20,8 % газа. Газ состоял из метана, окиси углерода, водорода и сероводорода. После вторичной перегонки смолы были получены бензин, керосин и тяжелые масла, в состав которых входили парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды. В 1921 г. японский ученый Кобаяси получил искуственную нефть при перегонке рыбьего жира без давления, но в присутствии катализатора — гидросиликата алюминия. Подобные опыты были проведены затем и другими исследователями. Было установлено, что природные алюмосиликаты — глины-являются катализатором в химических реакциях нефте — образования. Акад. А.Д. Архангельский глинистые породы назвал нефтепроизводящими, или нефтематеринскими. Подтверждающие органическую концепцию нефтесинтеза результаты дали также исследования самих осадочных пород различного геологического возраста на присутствие углеводородов. Органические вещества в пределах 0,2 — 0,9 % от массы осадочных пород были обнаружены во всех оседочных образованиях — от докембрия до современных осадков, причем глины оказались в среднем в 2 — 4 раза богаче органическим веществом, чем пески и карбонаты. Более богатыми органикой оказались глинистые породы нефтегазоносных провинций. Так, глины девонских отложений Волго —Урала и юрских отложений Западной Сибири содержали до 10— 15 % органического вещества. Исследования химического состава органических веществ осадочных пород, определяемого по степени растворимости в различных растворителях, показали, что они состоят из битумоидов , гуминовых кислот и на 70 —80 % из нераство —

11.2. ХИМИЧЕСКИЕ ТИПЫ НЕФТЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ СОВЕТСКОГО СОЮЗА

Нами было исследовано около 600 проб нефти из 12 нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей Советского Союза. Нефти отбирались практически из всех стратиграфических комплексов от плиоцена до протерозоя с глубин от 300 до 5500 м. Нефти, лишенные бензина, условно названные нами "дегазированными", составляют около 16 %. Большую часть исследованных нефтей составляют нефти I типа , меньшую — IV типа .

Нефтями наследуется от О В пород также и информация о количестве и составе порфиринов. Т.Д. Ботневой и Н.С. Шуловой были изучены порфирины в нефтях многих нефтегазоносных провинций Советского Союза. Было отмечено, что нефти разных стратиграфических подразделений характеризуются как разным содержанием порфиринов, так и неодинаковым их соотношением. При сопоставлении порфиринов нами принимались во внимание только те нефти, которые не подвергались гипергенным или катагенным преобразованиям. Поэтому особенности в составе и содержании ванадиевых и никелевых порфиринов, по всей вероятности, следует считать унаследованными этими нефтями от ОВ нефтематеринских пород.

Сопоставление критериев выделения генетических типов нефтей позволило дать анализ их информативности, которая оценивалась с нескольких позиций. Во-первых, следовало оценить возможность применения единых как в числовом, так и в качественном отношении критериев для генетической типизации нефтей в палеозойских отложениях Прикаспийской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП. Важно было выявить, какие параметры показывают четкие различия разных генотипов во всех рассмотренных регионах, а какие информативны только для каждой из указанных провинций или районов или даже отдельных зон нефтегазонакопления. Во-вторых, следовало оценить, как изменяются показатели генетических типов нефтей, залегающих в одновозрастиых отложениях рассмотренных районов. В-третьих, нужно было выяснить, какие наборы параметров наиболее характерны и универсальны для генетической типизации нефтей разных нефтегазоносных провинций.

в особенности в количественном выражении, параметров генетической типизации нефтей для всех трех провинций нет. В каждой из них отмечаются свои величины и свой набор генетических показателей. Наиболее универсальны параметры, отражающие в первую очередь структурные особенности парафиновых цепей, затем — ароматических и нафтеновых УВ. Однако численные значения отношений или "процентного содержания" показателя состава даже в нефтях, приуроченных к одноименным стратиграфическим комплексам, но в разных тектонических зонах, существенно разнятся. Так, например, один из универсальных показателей, отражающих структуру парафиновых цепей, Ц численно изменяется в нефтях "нижнепермского" генотипа от 5,7 до 11, в нефтях средне- и верхнекаменноугольных отложений от 5,2 до 10,6, нижнекаменноугольных — от 6,5 до 19,6, средневерхнедевонских — от 6,2 до 14,4. Эти данные приведены для всех трех нефтегазоносных провинций. В пределах каждой

по мере "сужения" объекта исследования: более четко генетическая типизация нефтей проводится в переделах отдельных нефтегазоносных провинций или в случае сложнопостроенных в тектоническом отношении территорий, в отдельных тектонических зонах.

Как видно из приведенных выше материалов, критерии выделения генетических типов нефтей могут быть региональными и локальными .

Генетические типы нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, в частности с Восточно-Европейской платформой, характеризуются определенными особенностями. Если взять одноименные стратиграфические комплексы, например среднедевонские отложения Тимано-Печорской, Волго-Уральской НГП и Припятского прогиба, то коэффициент Ц в нефтях этих отложений изменяется от 7,3 до 12 в первых двух и до 22 в третьем. Наблюдаются различия в суммарном содержании СНз-групп: в нефтях Тимано-Печорской НГП 29 %, Волго-Уральской НГП 46,6 %. Первые нефти имеют, кроме того, большую степень разветвленное™ парафиновых цепей. Однако имеются и общие признаки генотипов нефтей, залегающих в девонских отложениях, — генетические показатели, отражающие структуру нафтеновых УВ: соотношение моно- и бициклических, би- и трициклических нафтенов, содержание тетра-, пента- и гексациклических нафтенов в нефтях средневерх-недевонского генотипа в двух сравниваемых провинциях близки, так же как и средние значения Сб/Сн и Сн/Сф. Близко и содержание ванадиевых порфиринов.

Для "среднекаменноугольного" генотипа разных нефтегазоносных провинций характерны близкие значения коэффициента Ц , содержания СН2-групп в длинных и коротких цепях, соотношений нафтенов с разным числом колец, содержания и состав тиофеновых соединений. Суммарное содержание ароматических структур неодинаково в нефтях данного генотипа , разная и величина Сн/Сб .

Характерной особенностью генетических типов нефтей нефтегазоносных провинций, связанных с платформенными областями, являются различия иногда даже генетических показателей нефтей, залегающих в одновозрастных стратиграфических комплексах, но в разных тектонических зонах. Выше отмечалось, что это может быть связано с наличием нескольких зон генерации УВ, в каждой из которых имелись определенные различия в ОВ пород, что обусловлено разной геолого-биохимической характеристикой разных участков морских бассейнов седиментации.