見出し画像

炭化水素および石油・ガス鉱床の形成の非生物的深部起源

Azzurra

執筆者
Vladimir G. Kutcherov
提出日: 2011 年 11 月 19 日 公開日: 2013 年 1 月 16 日
DOI: 10.5772/51549

１．はじめに

炭化水素の非生物的深部起源説は、石油が深部起源の原始物質であると認識している [Kutcherov、Krayushkin 2010]。この説は、炭化水素化合物が地球のアセノスフェアで生成され、深部断層を通って地球の地殻に移動する、と説明している。そこで、それらはあらゆる種類の岩石のあらゆる種類の構造的位置で石油とガスの鉱床を形成する (図 1)。したがって、石油とガスの蓄積は、

図 1.

炭化水素と石油鉱床の形成の起源の図。

これは地球の地下水化の自然過程の一部と考えられており、この過程が今度は地球の水圏、大気圏、生物圏の形成の原因となっています。最近まで、炭化水素の深海非生物起源説を受け入れる上での障害となっていたのは、地球のアセノスフェアの条件下で複雑な炭化水素系が合成される可能性を裏付ける、信頼性が高く再現性のある実験結果がなかったことです。

２．炭化水素の深海起源説のマイルストーン

炭化水素の深海起源説によると、炭化水素の合成には以下の条件が必要です:

  • 十分に高い圧力と温度

  • 炭素と水素の供与体/供給源

  • 熱力学的に好ましい反応環境

現代の統計熱力学の方法に基づく理論計算により、次のことが立証されています:

  • 炭化水素の重合は、600～1500 度 C の温度範囲と 20～70 kbar の圧力範囲で発生します [Kenney 他、2002]

  • これらの条件は、地球の深部、70～250 km の深さで発生します [Carlson 他、2005]

サーモバリック条件

アセノスフェアは、地表から 80～200 km 下にある地球の層です。アセノスフェアの温度は依然として比較的高いが、圧力は下層マントルに比べて大幅に低下している。これにより、マントルが部分的に溶融した状態が作り出される。アセノスフェアは、時間の経過とともに流動する可塑性固体である。マントル内で炭化水素流体が生成される可能性がある場合、それはアセノスフェア領域でのみ生成される可能性がある。ネイチャー誌に掲載された論文 [Green et al. 2010] には、深さ 200 km までの熱圧力条件に関する最新の考察が示されている (図 2)。

組成

炭素の供与体

Mao et al., 2011 は、少量の鉄を加えると、沈み込むスラブの圧力と温度条件で安定した一連の多形体でドロマイト炭酸塩を安定化できることを実証し、それによって炭酸塩を深部マントルに運ぶメカニズムを提供します。[Hazen et al., 2012] では、著者は深部内部に地球の炭素の 90% 以上が含まれている可能性があると示唆しています。地殻内の炭素の考えられる供給源を図 3 に示します。

水素の供与体

最近 Nature に発表された実験データ [Green et al. 2010 年] は、最上部マントルの水貯蔵容量は「パーガサイトが大部分を占め、約 1.5 GPa で最大約 0.6 wt% H2O (30% パーガサイト) となり、2.5 GPa で約 0.2 wt% H2O (10% パーガサイト) まで減少する」ことを示しています。水素の別の可能性のある発生源は、一部の鉱物 (黒雲母、白雲母) に含まれるヒドロキシル基です。

図 2.
深部における温度圧力条件 [Green et al. 2010]。

図 3.

地殻内の炭素源 (R. Coggon および K. Nakamura の画像から引用)。

提示されたデータから得られる結論は次のとおりです。

深さ 100 km では、温度は約 1250 K、圧力は 3 GPa です。深さ 150 km では、温度は約 1500～1700 K、圧力は 5 GPa です。

炭素の供与体 (炭素自体、炭酸塩、CO2) と水素 (水、鉱物のヒドロキシル基) の両方が、アスフェノスフェアに十分な量で存在します。熱力学的に好ましい反応環境 (還元条件) は、FeO の存在によって作り出される可能性があります。アスフェノスフェアの塩基性岩石および超塩基性岩石には、FeO がいくつか存在することが記録されています。

したがって、炭素と水素の供与体/源である FeO の存在下で、アスフェノスフェアの塩基性岩石および超塩基性岩石で炭化水素の非生物的合成が起こり得ます。この場合の合成の可能な反応は次のように表すことができます。

  • 還元マントル物質 + マントルガス → 酸化マントル物質 + 炭化水素または

  • 化学ラジカルの組み合わせ (メチレン (CH2)、メチル (CH3))。これらのラジカルのさまざまな組み合わせにより、石油およびガス炭化水素のあらゆるスケールが定義され、世界のさまざまな鉱床からの石油の近い特性と遺伝的類似性も生じます。

さまざまなマントル物質の主な元素組成を表1に示す[Carlson et al., 2005]

表 1.
さまざまなマントル物質の主要元素組成

３．実験結果

上部マントル条件下で炭化水素合成の可能性を裏付ける最初の信頼性と再現性のある実験結果の 1 つが [Kutcherov et al., 2002] によって発表されました。著者らは CONAC 高圧チャンバーを使用しました。実験には、容積 0.6 cm3 のステンレス鋼とプラチナのカプセルを使用しました。充填されたカプセルを高圧チャンバーに入れ、加圧してから特定の圧力と温度まで加熱しました。必要な時間チャンバー内で処理した後、500 K/s 程度の速度で室温まで急冷し、その後圧力を常圧まで下げました。反応生成物の組成は、質量分析、ガスクロマトグラフィー、X 線によって調査しました。合成における最初の反応物は、化学的に純粋な FeO (ウスタイト)、化学的に純粋な CaCO3 (方解石)、および再蒸留水でした。試験的な実験により、合成は次の反応で説明できることが示されました。

nCaCO3+(9n+3)FeO+(2n+1)H2O→nCa(OH)2+(3n+1)Fe3O4+CnH2n+2　E1

ここで、n≤11 です。

[Scott et al., 2004]は、レーザーと抵抗加熱によるダイヤモンド アンビル セル法を使用して、圧力 5～11 GPa、温度範囲 800～1500 K での CaCO3-FeO-H2O 系の挙動をその場で調査しました。分析には、ラマン分光法と X 線シンクロトロン回折法を使用しました。一般に、[Kutcherov et al., 2002] によって提案された反応スキームは、Scott らの実験結果によって確認されました。

CaCO3+12FeO+H2O→CaO+4Fe3O4+CH4　E2

同じ初期反応物とサーモバリック条件を使用した [Kutcherov et al., 2002] と [Scott et al., 2004] の実験結果を比較すると、次のことがわかります。ダイヤモンド アンビル セルでのラマン分光法の場合 [Scott et al., 2004] はメタンのみが検出されました。[Kutcherov et al., 2002] では、ヘキサンまでの炭化水素の混合物が検出されました。この違いは、さまざまな理由で説明できます。[Kutcherov et al., 2002] の場合と同様に、メタンよりも重い飽和炭化水素の量は、炭化水素の分子量が増加すると大幅に減少するはずです。DAC でのラマン分光法の感度は、ガス クロマトグラフィーを使用した CONAC チャンバーでの比較的大容量の実験と比較すると、飽和炭化水素を検出するのに十分ではありません。また、セル内の鉄含有物質からの蛍光は、ダイヤモンド アンビル セル内に分散したこれらの飽和炭化水素を分析する際の障害となる可能性があります。

上記の説明を確認するために、圧力範囲 1～14 GPa、温度範囲 900～2500 K での純粋なメタンの挙動が研究されました [Kolesnikov 他、2009]。実験では、メタンは上記の圧力範囲で 900 K 未満の温度で安定していることが示されました。温度範囲 900～1500 K、2～5 GPa では、メタンからより重いアルカン (エタン、プロパン、ブタン) が形成されることが観察されました。

CH4→C2H6+C3H8+C4H10+H2　E3

1500 K を超える温度では、メタンは炭素 (グラファイト) と分子状水素に解離します。

CH4→C+H2　E4

[Kolesnikov et al., 2009]では、マントルの酸化還元条件も、部分的に鉄 (0) に変換されて酸化還元緩衝剤を形成する磁鉄鉱 (Fe3O4) のシステムに導入することでモデル化されました。

Fe3O4 の導入は、メタン変換の熱圧条件に影響を与えませんでした。反応生成物には純粋な鉄と水が検出されました。これにより、次の反応経路を示唆できる可能性があります。

CH4+Fe3O4→C2H6+Fe+H2O　E5

CH4+Fe3O4→C+Fe+H2O　E6

上部マントル条件下で無機化合物から天然ガスを合成できる可能性を裏付ける実験結果は、[Kutcherov et al., 2010] で発表されました。CONAC 高圧チャンバーとスプリット スフィア高圧装置 [6] で得られた実験結果を表 2 に示します。反応生成物の分析には、ガス クロマトグラフィーと X 線技術を使用しました。

炭素供与体が CaCO3 の場合 (実験 1 と 2)、生成された混合物のメタン濃度は、「脂肪」 (重質炭化水素が豊富) 天然ガス (Vuktilskoe ガス田の場合) と同じでした。炭素供与体が個々の炭素の場合 (実験 3 と 4)、炭化水素の組成は「乾燥」 (メタンが豊富) 天然ガス (Severo - Stavropolskoe ガス田の場合) と一致しました。急速冷却 (クエンチング) により、反応生成物に CH4 と C2H6/C2H4 が固定されます。 4 時間冷却した後 (実験 4)、反応生成物中の CH4 および C2H6/C2H4 の量は数十倍に増加し、C4H10/C4H8 までのより重い炭化水素が出現します。したがって、高圧で形成される流体の冷却時間 (たとえば、表面へのジェット移動の過程) は、流体の最終組成に大きな影響を与えます。最初の流体の冷却速度が低下すると、混合物中により重い飽和炭化水素が合成されます。次に、最初の段階で急冷する場合 (実験 3)、反応は次のようになります。

Fe+H2O→FeO+H2　E7

ゆっくり冷却した場合（実験4）、反応は

3Fe+4H2O→Fe3O4+4H2　E8

第二段階では、どちらの場合も、炭化水素は炭素と水素から反応して形成されると想定される。

nC+(n+1)H2→CnH2n+2　E9

nC+nH2→CnH2n　E10

冷却により、Fe(0)と水との反応の平衡は水素の生成と鉄の酸化の強化の方向へシフトする。反応(8)には反応(7)よりも多くの水素が含まれるため、反応(9)と(10)における炭化水素の量が増加する。しかし、冷却時間の影響は明らかであるものの、この効果の完全な説明にはさらなる調査が必要である。

４．炭化水素の非生物起源深部起源の観点から見た石油・ガス鉱床の形成

炭化水素の非生物的深部起源説は、流体力学的（油圧的）流体運動が存在しない限り、石油とガスの貯留層内での横方向の移動を否定します。

表 2.

CONAC 高圧チャンバーおよびスプリット スフィア高圧装置で得られた実験結果

油水 (またはガス水) 界面の孔径および表面張力に関連する毛細管力 (このプロセスはラプラス方程式で説明されます) は、一般に、地下の天然の多孔質で浸透性のある媒体における油とガスの浮力 (ナビエ-ストック方程式による) の 12 ～ 16 千倍強力です。炭化水素の非生物起源の深部起源の理論によると、油とガスの集積は次のように発生します。深部断層とその羽根状節理または亀裂を通って地殻下層から上昇する深部石油含有流体は、高圧下で任意の岩石に注入され、そこに分布します。このようにして形成された油とガスの集積の炭化水素組成は、地殻の岩石への注入中の流体の冷却速度によって異なります。深部からの注入炭化水素のさらなる供給がいつどこで停止しても、深海の石油含有流体の注入が再開されない限り、流体は地球の地殻のいかなる形態（背斜、向斜、水平および傾斜層）にもそれ以上移動しません。 上述の石油およびガス鉱床形成のメカニズムの最も説得力のある証拠は、ディープベイスン（図3）、ミルクリバー、サンファン（カナダのアルバータ州と米国のコロラド州）などの巨大ガス田の存在です。 これらの巨大ガス田の形成は、石油およびガスの蓄積プロセス中に石油とガスの横方向の移動が存在するかどうかに疑問を投げかけています。 これらの巨大ガス田は、生物的石油起源および流体力学的に制御された移動の仮説によれば、ガスは生成されるが蓄積されないはずの向斜に発生します。膨大な量のガス（ディープ ベイスンで 12.5 x 1012 立方メートル、サン ファンで 935 x 109 立方メートル、ミルク リバーで 255 x 109 立方メートル）は、非常に細粒で、堅く、不浸透性の粘土岩、粘土、頁岩、および堅い砂岩とシルト岩に集中しています [Masters、1979]。これらの岩石は通常、石油地質学では根源岩、帽岩/シール岩として認められていますが、石油と天然ガスの普遍的に認められた貯留岩ではありません。ここのガスで飽和した堅い岩石はすべて、上方に向かって粗粒で多孔性が高く、浸透性の高い帯水層に等級付けされており、上方へのガスの移動を妨げる目に見える構造的、岩相的、地層学的障壁はありません。したがって、上記のガス田の膨大なガス量は、非常に大きな浮力を持っていますが、水で飽和した貯留岩の細孔内の毛細管抵抗を克服することはできません。ガスは、密な不浸透性砂に集中しており、それが徐々に連続的に水で飽和した粗粒で多孔性が高く、浸透性の高い砂に変化します。

５．最近の海底拡大中心部の天然ガスと石油

深海非生物起源の石油とそれが地殻に浸透する現象は、海洋の最近の海底拡大中心部で起きている。拡大中心部の全長 (55,000 km) の 99 % は火成岩で占められているが、拡大中心部を覆う堆積層の厚さは 450 ～ 500 m を超えない [Rona, 1988]。さらに、海底下の対流​​熱水系は、海底の黒と白の「スモーカー」から熱い (170 ～ 430 ℃) 水を排出する。現在までに、この種の熱水系は 100 個以上特定されており、それぞれ大西洋、太平洋、インド洋で「ALWIN」、「Mir」、「Nautile」、「Nautilus」などの潜水艦を使用した科学調査によって研究されている。石油の深部非生物起源に関する彼らの観察は次のとおりです。

  • 深海のリフトバレーの底にある「煙突」からは、熱水、メタン、その他のガス、石油流体が噴出しています。メタンを噴出する高さ 800 ～ 1000 メートルの活発な「煙」が、大西洋中央海嶺 (MAR) に沿って 1200 km の距離にわたって 12oN から 37oN の間で 20 ～ 40 km ごとに発見されています。MAR のサイトである TAG (26oN)、Snake Pit (23oN)、Logatchev (14o45'N)、Broken Spur (29oN)、Rainbow (37o17'N)、Menez Gwen (37o50'N) は、最も興味深いものです。

  • マントル起源の超塩基性岩が底部に露出しているレインボーサイトでは、以下の物質の存在が実証されています（クロマトグラフィー/質量分析法による）：CH4、C2H6、C3H8、CO、CO2、H2、H2S、N2、および分岐アルカン、二芳香族化合物とともにn-C16〜n-C29アルカンからなる石油[Charlou et al.、1993、2002]。現代科学では、n-C11〜n-C22アルカン、フィタン、プリスタン、芳香族炭化水素を実際に生成する微生物はまだ知られていません。

  • TAG サイトには、底質、堆積岩 [Simoneit、1988 年、Thompson 他、1988 年]、埋没有機物、根源岩は存在しません。熱水は、微生物にとって非常に高温 (290/321 度 C) です。ベッジャトア マットは存在しますが、それは「スモーカー」から少し離れた場所でしか見つかりませんでした。

  • 活発な海底熱水系は、東太平洋海膨 (EPR) の全長にわたって硫化金属鉱床を産出しています。13oN の EPR 軸には堆積物はありませんが、ここでは脂肪族炭化水素が黒い「スモーカー」の熱い熱水流体に存在しています。ここの硫化金属鉱石では、奇数の炭素原子が優勢な n-C25 以上のメタンとアルカンが確認されています [Simoneit、1988]。

  • 石油の集積は、カリフォルニア湾（グアイマス盆地）と太平洋のエスカナバ・トラフ、ゴルダ海嶺[Gieskes et al., 1988; Koski et al., 1988; Kvenvolden et al., 1987; Lonsdale, 1985; Peter et al., 1988; Simoneit, 1988; Simoneit et al., 1982; Thompson et al., 1988]における「ALVIN」潜水艦と深海掘削によって研究されてきた。これらの場所は堆積物で覆われている。しかし、Simoneit、Lonsdale [1982]によると、そこで確認された石油流体は熱水起源であり、そこではまだ根源岩は確認されていない。

  • 地球上の他の場所については、潜水艦による科学的調査により、メタンの「プルーム」は紅海、ガラパゴス諸島付近、マリアナおよびトンガの深海溝、カリフォルニア湾などの海底の「スモーカー」またはその他の熱水系で発生することが立証されています。[Baker et al., 1987; Blanc et al., 1990; Craig et al.1987; Evans et al., 1988; Horibe et al., 1986; Ramboz et al., 1988]。ジャマイカ沖の海底の裂け目から放出される非生物起源のメタン（105-106 立方メートル/年）も知られています[Brooks, 1979]。

図 4.

アルバータ州の断面図。ディープ ベイスンのガス飽和砂を示しています [Masters 1979]。

フロリダの東 2,300 マイルにある大西洋中央海嶺に沿った最近の調査により、ロスト シティ熱水地帯の大西洋底から噴出する水素に富んだ流体は、地球のマントルにおける炭化水素の非生物的合成によって生成されたことが確認されています (図 3) [Proskurowski 他、2008]。量的に言えば、海底拡大中心は、年間 1.3 109 立方メートルの水素と 16 107 立方メートルのメタンを噴出する可能性があります [Welhan 他、1979]。

以下で説明するデータは、次のことを裏付けています:

記載されている石油噴出量に相当する根源岩は入手できません。

最近の海底拡大中心部の天然ガスと石油流体は、マントル流体の垂直移動の結果として説明できます。

６．天然ダイヤモンドに含まれるビチューメンと炭化水素

天然ダイヤモンド、カーボナド、キンバーライトにビチューメンと炭化水素が含まれていることは、深海石油起源の証拠として考慮される可能性があります。顕微鏡下で天然ダイヤモンド、カーボナド、キンバーライトを研究した結果、いくつかの国の多くの科学者が、特定の方法により開かれた多数の一次流体包有物を発見しました。一次流体包有物の流体内容物は汚染されることなく回収され、質量分析法/ガスクロマトグラフィーによって研究されました。アフリカ、アジア、ヨーロッパ、北米、南米のサンプルで行われたこのような調査の結果は、次のように要約できます。

ダン・カール、フィンシュ、キンバリー、ロバーツ・ビクターなどの有名なダイヤモンド産出鉱山は、南アフリカのキンバーライトパイプにあります。アフリカ楯状地は、顕著な分離転位と非造山性マグマ活動が特徴で、7000万年前から3000万年前の間にタンガニーカ湖、マラウイ湖、ビクトリア湖周辺の地域で多数のカーボナタイトとキンバーライトの貫入岩と爆発パイプを生み出しました[Irvine、1989]。これらの湖は東アフリカ大地溝帯にあります。この谷の縁と分離縁は、アフリカ楯状地の結晶質岩で構成されています。この地域のダイヤモンドのサンプル258個が顕微鏡で調査されました[Deines et al.、1989]。調査では、調査したすべてのサンプルに一次流体包有物が存在することが示されました。これらのサンプルは、約 1.3 10-6 Pa および 200 ℃ の真空中で小さな粒子に分解されました。各サンプルからガス混合物が採取されました。混合物の質量分析/ガスクロマトグラフィーによる研究は、表 3 に示されています。

同じ炭化水素とガスの混合物が、コンゴ、ブラジル [Melton et al., 1974] およびザイール [Giardini et al., 1982] の天然ダイヤモンドからも検出されました (表 3)。

質量分析計を使用して、アーカンソー州産の天然ダイヤモンド 7 個について、主要な流体包有物の組成が調べられました。調査の結果、すべてのサンプルにさまざまな種類の炭化水素が存在することが確認されました (表 3) [Melton et al., 1974]。

ブラジルのカーボナードでは、主要な流体包有物は一連の重炭化水素で構成されています (表 3)。ロシア東シベリアのミール、ルスロヴォエ、ウダッチノエ東部ダイヤモンド含有パイプのダイヤモンド結晶とキンバーライトから回収されたパイロープ (Mg3Al2(SiO4)3) とオリビンには、さまざまな炭化水素が含まれています (表 3) [Kulakova 他、1982 年、Kaminski 他、1985 年]。Makeev 他 [2004 年] によると、ブラジル産ダイヤモンドとロシアのヨーロッパ地域の中部ティマン、ウラル、ビシェラ産ダイヤモンドの結晶面には、9 ～ 27 種類の金属膜が見つかり、研究されました。これらの膜は、アルミニウム、カドミウム、カルシウム、クロム、セリウム、銅、金、鉄、ランタン、鉛、マグネシウム、ネオジム、ニッケル、パラジウム、銀、スズ、チタン、イッテルビウム、イットリウム、亜鉛、ジルコニウム、さらには Au2Pd3 などの貴金属で構成されています。これらの膜の厚さは、マイクロメートルの数分の 1 から数マイクロメートルです。これらの膜は、金とパラジウムの溶融物に溶解した炭素からダイヤモンドが成長した証拠です [Makeev、Ivanukh、2004]。キンバーライトとランプロファイアのパイプのダイヤモンド結晶の粗さは、地球の上部マントル、遷移マントル、下部マントルの各ゾーンの貴金属液滴のサイズによって異なります。

表 3.

天然ダイヤモンド、カーボナド、クンバーライトからのガス混合物の調査結果

ダイヤモンド内の一次流体包有物の調査により、ダイヤモンドにビチューメンが含まれていることが分かりました。天然ダイヤモンド内に保存されている一次包有物はビチューメン包有物で、マントル炭化水素を含んでいます。これは、ダイヤモンドの深海での天然合成の原料が炭化水素流体であったことを証明しています。炭化水素流体はガス放出マントルを飽和させ、マントルのケイ酸塩を天然金属に還元することを可能にしました。ブラジルの天然ダイヤモンドは、ブラジルのマットグロッソ州にあるジュイネキンバーライトパイプフィールドから採取されました。ジュイネ後期白亜紀のキンバーライトには、表 4 に示されているように、異なる相と深度に関連する 5 つの鉱物群が含まれています。サン ルイス クリークの近くで採取されたジュイネ ダイヤモンドの 1 つは、下部マントル ダイヤモンドであり、下部マントル ビチューメンを含む主要な流体包有物で構成されていました [Makeev 他、2004]。

さまざまなパイプから採取された 213 個のダイヤモンドの δ13C が分析されました。δ13C は -1.88 から -16 ‰ の範囲です [Deines 他、1989]。天然ダイヤモンドの化学的および同位体的特性は、異なるマントル媒体と環境を反映しています。δ13C が -15 から -16 ‰ のダイヤモンドは、δ13C が -5 から -6 ‰ の天然ダイヤモンドよりも深い領域から採取されています。

結論:

ダイヤモンド、カーボナド、キンバーライトが深海で形成されることは間違いありません。

ダイヤモンド、カーボナド、キンバーライトに抑制された一次炭化水素包有物が存在することは、炭化水素マントル流体がマントル内でこれらの鉱物の合成の材料であったことを証明しています。

地球のマントルに非生物炭化水素流体が存在することは、科学的に証明された証拠です。

７．隕石衝突クレーター内の石油

隕石衝突クレーターの石油埋蔵量は大きな可能性を秘めています。現在、すべての大陸と世界の海底で約 170 の隕石衝突クレーターが確認されています。衝突による破砕は 35～40 km の深さまで発生し、地球のマントルにまで浸透します。衝突による破砕は、小惑星、火球、彗星が地球に衝突した結果生じます。巨大な宇宙物体が 15～70 km/s の速度で地球の表面に衝突すると、爆発が伴います。地球媒体におけるクレーター形成のメカニズムとモデルを研究した実験によると、超高速衝突により、さまざまな組成の岩石に 3000 度 C の温度と 600～900 kbar の圧力が生じ、岩石の崩壊、粉砕、蒸発/発散、酸化、水熱変換が起こります。上記の出来事とプロセスの結果として、隕石（彗星）の衝突は、あらゆる非貯留岩を多孔質で浸透性のある貯留岩に変化させます [Curran et al., 1977; Masaitis et al., 1980; Donofrio, 1981]。

石油埋蔵量は、世界中の陸上および沖合の隕石衝突クレーターの炭酸塩、砂岩、花崗岩で発見されています [Donofrio、1998 年、インド、2006 年] (表 4)。花崗岩は隕石衝突クレーターの結晶質基盤を構成し、炭酸塩と砂岩はクレーターの堆積性充填物を構成します。それらの産出深度は 61 ～ 5185 m と測定されています。総産出量は、石油が 4.8 ～ 333,879 m3/日、ガスが 7363 m3/日 ～ 39.6 x 106 m3/日です。総証明埋蔵量は石油が15,899 m3～4,770 106 m3、コンデンセートが48 106 m3、ガスが56.6 106～424.8 109 m3である[Donofrio、1998]。

最も石油が豊富な隕石衝突クレーターであるカンタレルはメキシコにあります。その累計生産量は、石油 1.1 109 m3 とガス 83 109 m3 を超えています。現在、3 つの生産地帯で残存回収可能埋蔵量は石油 1.6 109 m3、ガス 146 109 m3 に相当します。現在、206,687 m3/日の石油が生産されており、その 70 % は炭酸塩角礫岩からのみ回収されています。その多孔度は 8 ～ 12 %、浸透率は 3000 ～ 5000 ミリダルシーです

表 4.

最大かつ石油を産出する衝突クレーターのパラメータ

第三紀白亜紀境界にあるこの角礫岩は、直径が現在 240 km と測定されているチクシュルーブ衝突クレーターと遺伝的に関連しています [Grajales-Nishimura 他、2000]。

クレーター上部の角礫岩の平均多孔度、浸透性、水分飽和度、およびクレーター下部の結晶質地殻の破砕度とクレーター周囲の岩石を計算すると、直径 20 km の単一の隕石衝突クレーターの石油埋蔵量は、中東の石油およびガスの埋蔵量の合計を上回る可能性があります [Donofrio、1981]。 Donofrio [1981] はまた、過去 30 億年の間に地球に降り注いだ隕石・彗星の衝突によって、同様の直径の陸上隕石衝突クレーターが 3060 個できたはずだと推定しています。Krayushkin [2000] は、7140 個の海底隕石衝突クレーターは、約 12 1014 m3 の石油と 7.4 1014 m3 のガスに相当すると計算しています。

隕石衝突クレーターの石油とガスは、以下の理由により、生物起源のものではありません：

クレーター間の原岩は、隕石衝突地点にある他のすべての岩石とともに破壊され、分解され、溶解し、粉砕されます [Masaitis 他、1980]。

衝突後、クレーター中央の隆起を囲む高さ 100～300 メートルの同心円状の隆起と深さ 100～300 メートルの同心円状の溝を通って、クレーター以外の地域からクレーター内への横方向の石油の移動は不可能になります。

８．先カンブリア時代の結晶質基盤岩中の石油とガスの鉱床

地球の結晶質地殻は、世界 29 か国にある商業用石油およびガス鉱床のある 60 の堆積盆地の基盤です。さらに、その基盤の結晶質岩石に部分的または全体的に商業用埋蔵量がある油田およびガス田は 496 か所あります。そのうち 55 か所は巨大油田 (>500 Mbbls) に分類され、その中には 16 か所の非随伴ガス、9 か所のガス油田、30 か所の不飽和油田があります (表 5)。

表 5.

先カンブリア紀結晶質基盤岩の巨大および超巨大石油鉱床

これらには 9432 109 m3 の天然ガスと 32,837 106 トンの原油が埋蔵されており、これは世界の石油の証明済み埋蔵量の 18 %、天然ガスの証明済み埋蔵量の約 5.4 % に相当します。

結晶質基盤岩では、生産区間の深さは 900～5985 m の範囲です。井戸の流量は、石油の場合は 1～2 m3/日から 2,400 m3/日、ガスの場合は 1000～2000 m3/日から 2.3 106 m3/日です。結晶質基盤岩の鉱床厚は非常に多様です。米国のゴメス油田とパケット油田では 320 m です。中国の興隆台では680メートル、DDBの北側では760メートルである。石油で飽和した区間は、必ずしも結晶質基盤の真上にあるわけではない。そのため、ラパスおよびマラ油田（ベネズエラ西部）では結晶質基盤の上部から18〜20メートル下、カザフスタンのオイマシャ油田では基盤の上部から140メートル下で石油が発見された。スウェーデンのバルト楯状地では、1 Gravberg井が深さ6800メートルのシリヤンリング衝突クレーターの先カンブリア時代の火成岩から15m3の石油を産出した。バルト楯状地のコラ地域では、深さ7004〜8004メートルのコラ超深井戸によって先カンブリア時代の火成岩の石油で飽和した複数の層が貫通された。

石油の深海非生物起源説の探査への応用の最も成功した例の 1 つは、ウクライナのドニエプル・ドネツク盆地 (DDB) での探査である [Krayushkin 他 2002]。これは、30.6oE から 40.5oE の間を北西から南東方向に走るクラトン リフト盆地である。その北と南の境界は、それぞれ 50.0оN から 51.8oN と 47.8oN から 50.0oN にたどられる。DDB の北側の単斜斜面の堆積層には、塩類を含む層、岩塩ドーム、成層火山、酸性岩は含まれていない。また、この側面は、多数の共断層と対相断層の密集したネットワークによって特徴付けられる。これらの断層は、結晶質基盤とその堆積層のモザイク状の断層ブロック構造、石油と天然ガスの多数の断層トラップ（断層背斜）、交互に隆起（ホルスト）と谷（グラベン）を形成します。DDB の北側斜面の構造により、ドネツ褶曲帯または DDB のドニエプルグラベンからの横方向の石油移動は阻止されます。

その結果、DDB の北側斜面は、以前は「石油の源岩」が存在せず、活発で非常にダイナミックな自噴帯水層が存在するため、石油生産の見込みがないとされていました。しかし、しばらくして、この地域の見通しは、DDB の北側単斜斜面の結晶基盤の地質構造と地質構造の詳細な分析から始まり、石油の深海無生物起源​​説に従って再解釈され、再検討されました。その後、それぞれの地球物理学的および地球化学的な探査プログラムが、主に深層の石油を探索するために採用されました。

1980 年代後半から 1990 年代前半にかけて、DDB の北側で 61 本の井戸が掘削されました。そのうち 37 本が商業的に生産的であることが証明され (探査成功率は 57 % にも達しました)、フクラ、チェルネチナ、ユリエフカなどの地域で商業用の石油とガスの鉱脈が発見されました。合計 12 の石油とガスのフィールドが発見され、1991 年の価格で 43 億 8,000 万ドル、2008 年の価格で 263 億ドルの価値がありました。これらの新しい石油とガスの集積の発見に対して、I.I. チェバネンコ、V.A. クラユシュキン、V.P. クロチコ、E.S. Dvoryanin、V.V.Krot、P.T.Pavlenko、M.I.Ponomarenko、G.D.Zabelloは、1992年に科学技術分野でウクライナ国家賞を受賞した[Chebanenko et al.、2002]。

現在、DDB の北側斜面には 50 の商業用ガス田と油田があることが知られています。これらの地域の多くで掘削されたデータによると、北側斜面の結晶質基盤岩は、角閃岩、チャーノッカイト、閃緑岩、片麻岩、花崗岩、花崗閃緑岩、花崗岩片麻岩、ミグマタイト、ペリドタイト、片岩で構成されています。商業用油田のうち 32 の油田では、中期および前期石炭紀の砂岩に石油やガスが蓄積しています。他の 16 の油田では、同じ砂岩に貯留層がありますが、それらとは別に、結晶質基盤岩の角閃岩、花崗岩、花崗閃緑岩にも貯留層があります。2 つの油田では、結晶質基盤岩にのみ油田があります。

DDB の北側斜面での探査掘削により、先カンブリア時代の結晶質基盤岩複合体の結晶質基盤岩の上部から数メートルから 336 メートル下の深さに 5 つの石油貯留層が発見されました。先カンブリア時代の結晶質基盤岩では、結晶質基盤の上部から 760 メートル下の深さまでガスと石油の兆候が見つかっています。石炭紀の砂岩の貯留層のシール ロックは、より浅い頁岩層です。これは堆積層の石油プールの典型的なものです。先カンブリア時代の結晶質基盤岩の貯留層のキャップ ロックは、不浸透性で破砕されていない、基本的に水平な層状の結晶質岩帯で、これが花崗岩、角閃岩、および前述のその他の結晶質岩の破砕された、圧縮されていない、ベッド状の帯と交互になっています [Krayushkin 他、2001]。

DDB の北側での探査掘削は現在も進行中で、DDB の北側にある 100 x 600 km の石油埋蔵地帯で成果を上げ続けています。その証明済み石油埋蔵量はすでに 289,106 トン (原油価格 1 バレルあたり 50 米ドルで 2,300 億ドル) に相当します。DDB の北側は、48,000 平方キロメートルのエリアに石油換算で約 13,000 トン (約 80,000 バレル) に達する総「現地」石油資源の見通しにより、さらに魅力的です。DDB の南側も、22,000 平方キロメートルのエリアに石油換算で約 6,000 トンの石油資源の見通しにより、石油の可能性を無視することはできません。ここでは、結晶質基盤岩とその堆積層に、石油の兆候を示す有望な鉱脈がいくつか見つかります [Chebanenko et al., 1996]。

中国でも深海非起源石油が発見されています。巨大な新疆ガス田には約 400 1012 m3 の非起源天然ガスが含まれています [Zhang, 1990]。中国の石油地質学者は、火山島弧、泥火山の横断弧帯、横断弧リフト盆地、横断弧の大陸棚盆地、深断層帯、大陸棚盆地でこの量を推定しました。

結論:

従来の生物起源の石油の仮説によれば、DDB の北側は石油生産の可能性がないと判断されました。

石油の深海生物起源説に基づき、この地域で 50 の商業用ガスおよび石油鉱床が発見されました。これは、この説を裏付ける最良の証拠です。

９．深層および超深層の石油貯留層

この章のこの部分では、深部および超深部の石油鉱床の分布、位置、貯留層の状態が、従来の生物由来の石油起源によってどの程度説明できるかについて説明します。重要なポイントは次のとおりです。

  • 深部および超深部の石油田は、従来の生物起源石油仮説によって決定される「石油形成の主なゾーン」、つまり深さ 2～4 km より下にあり、例外的なケースでは最大 8 km の深さにあります。

  • これらの油田の貯留層温度は、従来の生物起源石油形成仮説の最適温度範囲よりもはるかに高くなっています。

  • 生物起源仮説では、深さと温度が増すにつれて炭化水素が破壊され、貯留層岩石の多孔性が低下し、石油埋蔵量が大幅に減少すると示唆されています。世界中の 5～10 km の深さに 1,000 を超える石油鉱床が存在することは、これらの点に反しています。以下をご覧ください。

深さ 4,500 ～ 10,685 メートルの堆積岩から石油や天然ガスを生産する商業用石油田は 1,000 か所以上あります。これらの油田は世界中の 50 か所の堆積盆地で発見されました。

ロシアでは、4000～4600mの深さで多数の油田とガス田が発見されています。これらの油田の累計生産量は、石油421,106t、関連する石油ガス45.5,109m3、天然ガス641,106m3に相当します。これらの油田は「超深層」貯留層ではありませんが、堆積岩層全体を横切る深層断層と関連しているため、私たちの観点からは興味深いものです。これらの深層断層の「根」は、岩石圏の基盤部分の下まで伸びています。根は、浸透性/石油飽和度の高い垂直の柱（「パイプ」）を形成し、石油とガスの蓄積の連鎖がそれらに接続されています。背斜の頂上以外では、石油の移動の痕跡はまったくないことが確認されています[Istratov、2004]。

ウクライナ。ドニエプル川-ドネツ川流域の下部石炭紀砂岩層で、水深4500～6287メートルの範囲に巨大および超巨大ガス田17ヶ所が発見された。これらの深さにおける天然ガスの証明済み埋蔵量は合計142.6 109立方メートルである。凝縮液の回収可能な埋蔵量は合計2.3 106トンである[Gozhik et al., 2006]。

米国では、1963年から1979年の間に、TDが4575メートルを超える7000以上のボーリング孔が掘削されました。メキシコ湾の中生代-新生代のリフトシステムでは、深部から超深部（上部白亜紀）の砂の地域が観察されています。幅32〜48 km、長さ520 kmのこの傾向は、ニューオーリンズからルイジアナ州とテキサス州の境界線まで、メキシコ湾に沿って伸びています。示された地域の4500〜6100メートルの深さにあるこの層で、多くの油田とガス田が発見されました。そのほとんどは、異常に高い貯留層温度（フリーランドフィールド：232℃）で、古代の有機物から石油が形成される最適温度よりもはるかに高くなっています。ツカルーサトレンドにおける天然ガスの証明済み埋蔵量は合計 170,109 m3 ですが、その中央部分のみに 850,109 m3 の天然ガスと 240,106 m3 の凝縮液の潜在的資源が含まれているという意見もあります。[King、1979 年; Matheny、1979 年; Pankonien、1979 年; Sumpter、1979 年]。

  • 2009 年、BP はメキシコ湾でティベール原油鉱床を発見しました。この油井は、ヒューストンの南東約 400 キロメートルのキースリー キャニオン ブロック 102 にあり、水深 1,259 メートルにあります。ティベール油井は、合計 10,685 メートルの深さまで掘削されました。ティベール鉱床には、天然ガスを含む 40 億～ 60 億バレルの石油相当が埋蔵されています (米国で 3 番目に大きい発見) (http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&contentId=7055818)。

１０．超巨大な石油とガスの集積

従来の生物由来の石油起源仮説の主な問題の一つは、ほとんどの超巨大油田およびガス田における炭化水素生成の生物起源と物質収支の特定である。

中東。中東では、2010年末現在、確認済み回収可能埋蔵量はそれぞれ石油101,109 tとガス75.8 1012 m3に相当します[BP、2011]。サウジアラビアの確認済み埋蔵量は、石油36,109 tと天然ガス8 1012 m3です[BP、2011]。これらの埋蔵量のほとんどは、10の超巨大ガス田と油田にあります（表6）[International、1976年、Alhajji、2001年、The List、2006年]。これらの巨大油田は、ジュラ紀-白亜紀の粒状炭酸塩から石油を生産します。これらの原油はすべて、共通の供給源を示す非常に類似した組成を持っています。そのような供給源は、ジュラ紀-白亜紀の熱的に成熟した、薄層の有機物に富む炭酸塩層（3-5質量％）です。有機物は、0.5～3.0 mmの暗い薄い層に集中しており、薄い色の、同様に薄い有機物の少ない層と交互に並んでいます。サウジアラビアの盆地内で石油が生成された可能性があると計算してみましょう。推定「原油埋蔵量」は127,109 m3 [BP, 2011]です。堆積盆地内のケロジェンが成熟している（つまり、H/C比が0.8～1.3）領域は地図化され[Ayres et al., 1982]、ソースゾーンの厚さが掛けられています。この単純な計算により、石油の根源岩の体積は5000立方kmにもなります。

  • ケロジェンの量は石油源岩の量の10%に等しい、

  • ケロジェンからビチューメンへの変化係数は15%に等しい、

  • このビチューメンの10%は石油源岩から移動できる、

結論として、石油源岩から移動できる石油はわずか 7.5 x 109 m3 に過ぎない。これは、サウジアラビアの推定「現地」石油埋蔵量の 6 % 未満である。ケロジェン変換パラメータがここでの 2 倍 (つまり、それぞれ 20%、30%、再び 20%) の場合、OOIP は依然として 60 x 109 m3、つまり予約値の半分である点に注意する。

サウジアラビアの採掘可能な石油の 94 % はどこから来たのでしょうか。この質問は修辞的なものではありません。なぜなら、エアーズら [1982] およびベイカーら [1984] によれば、サウジアラビアだけでなく上記のすべての国の地下には、他の石油層の供給源は存在しないからです。バーレーン、イラン、イラク、クウェート、オマーン、カタール、サウジアラビア、シリア、アラブ首長国連邦、イエメンは、同じ堆積盆地、つまりアラビア-イラン盆地にあります。ダニントン [1958; 1967] は、この盆地ですべての原油の唯一の共通源という遺伝的関係を確立しました。

カナダ西部の堆積盆地も大きな注目を集めています。ピース川からアサバスカ（アルバータ州）を経てロイドミンスター（サスカチュワン州）まで、長さ 960 km の弧状の帯状のユニークな石油/ビチューメンベルトがあります。このベルトには、アサバスカ（幅 125 km、長さ 250 km）、コールドレイク（50 km、125 km）、ピース川（145 km、180 km）、ワバスカ（60 km、125 km）などの超巨大石油田が含まれています。ここでは、重質（946.5-1.029 kg/m3）で粘性（数億-数百万 cP）の高い石油が下カナダの堆積盆地を満たしています。

表 6.

サウジアラビアの超巨大石油・ガス鉱床

白亜紀の砂と砂岩。これらの油田には、アサバスカで 92 109～187 109 m3、コールド レイクで 32 109～75 109 m3、ピース リバーで 15 109～19 109 m3、ワバスカで 4.5 109～50 109 m3、ロイドミンスターで 2 109～5 109 m3 の石油/ビチューメンが埋蔵されており、合計で 170 109～388 109 m3 になります [Vigrass、1968 年、Wennekers、1981 年、Seifert 他、1985 年、Sincrude、1992 年、Warters 他、1995 年]。

従来の理解では、アサバスカ、コールド レイク、ロイドミンスター、ピース リバー、ワバスカの石油は、下部白亜紀のマンビル グループの粘土質頁岩に埋もれた分散有機物からのみ生成されたとされています。その下には先白亜紀の地域的不整合があり、その厚さは 100 ～ 300 m です。その総体積は約 190 103 立方 km で、頁岩含有量は 65 % です。粘土質粘土に分散した埋没有機物からの石油生成に関する、受け入れられている地球化学モデルからの全有機炭素濃度 (TOC)、炭化水素指数 (HI)、変換定数 (K)、およびその他のすべての値のデータから、マンビル グループからは 71.5 109 m3 の石油しか得られないと結論付けられました。これは、1985 年以前にアサバスカ、コールド レイク、ロイドミンスター、ピース リバー、ワバスカのオイルサンド鉱床で推定されていた石油の量 (上記参照) の数分の 1 に相当します [Moshier ら、1985]。

アルバータ州エネルギー公益事業委員会（AEUB）とカナダの国立エネルギー委員会（NEB）が実施したアサバスカ、ワバスカ、コールドレイク、ピースリバー地域（約122,800平方キロメートル）の「現地」石油/ビチューメン量に関する他の推定を受け入れると、予約量と有機的に生成された量のギャップはさらに大きくなります（表12）。AEUBは「現地」ビチューメンを270,109 m3と推定しましたが、NEBは397,109 m3です[Canadian、1996]。

上記の地域には、さらに、上部デボン紀炭酸塩岩（グロスモント層）の深さ 75～400 m の範囲に、重質（986～1030 kg/立方メートル）で粘性（16 度 C で 106 cP）の油が 200 × 109 ～ 215 × 109 m3 存在しています。これらは、アサバスカ/コールド レイク/ロイドミンスター/ピース リバー/ワバスカ オイル サンド鉱床の下の 70 × 103 km2 の範囲で産出されます [Wennekers、1981 年、Seifert 他、1985 年、Hoffmann 他、1986 年]。

上記の地域におけるビチューメンの推定埋蔵量は、合計で 370 109 ～ 603 109 m3 です。71.5 109 m3 の石油を産出できるマンビル粘土と頁岩以外に石油源岩が存在しないのであれば、この地域の残りの 82 ～ 88% の石油の生物源はどこにあるのでしょうか。

ベネズエラ　ベネズエラのボリバル沿岸油田でも同様の現象が見られる。Bockmeulen ら [1983] によると、ここの石油の源岩は白亜紀のラ ルナ石灰岩である。推定石油埋蔵量は 4.8 109 m3 [The List, 2006] で、石油密度は 820-1000 kg/m3 である。上記のサウジアラビアについて行われたのと同じ種類の計算により、次の結果が得られた。石油生成岩石 1 m3 には 2.5 10-2 m3 のケロジェンが含まれており、2.5 10-3 m3 のビチューメンが生成され、生物由来の石油起源の地球化学モデルの範囲内で 1.25 10-4 m3 の石油が得られる。この石油生産ポテンシャルとボリバル沿岸油田の推定石油埋蔵量 4.8 x 109 m3 を出発点とすると、必要な石油源岩の量は 3.84 x 1013 m3 に等しくなります。これは、石油源岩の厚さが 1,000 m の場合の石油生産盆地の直径 110 km に相当します。ラ ルーナ石灰岩の平均厚さはわずか 91 m と測定されています [Bockmeulen 他、1983 年]。したがって、石油生産盆地の直径は 370 km に等しく、この盆地の面積はベネズエラの領土の約 50% に等しくなりますが、これは地質学的に非常にありそうにありません。

１１．ガスハイドレート：非生物起源炭化水素の最大の供給源

ガスハイドレートはクラスレートです。氷として見ると、ガスと水で構成されており、ハイドレート形成ガス分子（例：Ar、CH4、C2H6、C3H8、i-C4H10、Cl、CO、CO2、He、H2S、N2など）が25MPa以上の圧力下で水（氷）結晶ケージの隙間に押し込まれており、水とガスの分子間の化学結合はありません。その結果、海面で1m3のガスハイドレートを解凍すると、150〜200m3のガスメタンと0.87m3の真水が生成されます。当然、ガスハイドレートの形成は、流体の移動速度が非常に速く、圧力と温度の特定の組み合わせの下で行われます。たとえば、メタンハイドレートは-236℃、2×10-5MPaの条件下で発生します。 57 度 C および 1,146 MPa です (Klimenko、1989 年; Makogon、1997 年; Lowrie ら、1999 年; Makogon ら、2005 年)。また、CH4/C3H8/CO2/H2O/H2S 混合物からのガスハイドレートの形成は、このような高温上昇/高圧下降の下で進行し、上記の組成のガスハイドレートが、たとえばカスピ海のように、海の深さがわずか 50 m の海底堆積物中に実際に発生し、存在するというデータもあります [Lowrie ら、1999 年]。

ガスハイドレート（「可燃性氷」）は、視覚的には透明または半透明、白、灰色、黄色の結晶の集合体です。これらは天然の多孔質媒体を部分的にまたは完全に飽和させ、堆積物や堆積岩に機械的強度と音響硬度を追加します。ボーリングと地震調査により、メタンハイドレートはアジア、ヨーロッパ、北アメリカの極地（図 10）に存在し、「可燃性氷」の下にあるのは常に天然ガスであることが判明しています [Trofimuk 他、1975 年、Panaev、1987 年、Collett、1993 年、Dillon 他、1993 年、Kvenvolden、1993 年、Modiris 他、2008 年]。

ガスハイドレートは、メタンに換算すると 1.5 1016 m3 [Makogon et al., 2007] から 3 1018 m3 [Trofimuk et al., 1975] に達する、巨大な非従来型資源基盤です。したがって、「可燃性氷」から得られる天然ガスの埋蔵量は、今後数千年にわたって私たちの文明を支えるエネルギーとして十分です。

超巨大ガスハイドレート/自由天然ガス集積の上部は、世界の海洋の現世堆積物中の海底下 0.4～2.2 メートルの深さに存在します。これらの集積の底は海底表面とほぼ平行で、背斜、向斜、傾斜した形状の層と交差しています。この形状、世界の海洋におけるハイドレートの地理的分布、それらの現世から更新世までの時代、および「可燃性氷」の淡水としての性質は、従来の生物的石油起源仮説で使用される用語 (根源岩、埋没分散有機物の続成作用および変成作用/メタジェネシス、天然ガスの横方向移動) では説明できません。

石油の深海非生物起源説によれば、すべてのガスハイドレート/自由天然ガス集積は「世界規模の一つの行為」、すなわち深海非生物起源マントル流体が岩石と海底堆積物の断層、亀裂、孔を通って垂直に上昇することによって形成された。20万年ほど前、それらの断層、亀裂、孔は超臨界地質流体（超臨界水とメタンの混合物）によって伝導性/蓄積性/相互連絡性媒体に変化した。自然の「水圧破砕」として作用する深海地質流体は、岩石と堆積物の割れ目や層理の隙間の空洞も開いた。Dillon et al. [1993] によると、天然ガスの垂直移動は今日でも米国の大西洋大陸縁で起こっている。そこにある多くの断層に沿って、天然ガスは地震記録の空白部分に松明のような形の垂直の帯としてはっきりと見える「ふるい」を通って「可燃性の氷」を通って上方に移動し続けます。

2012年4月10日、石油天然ガス・金属鉱物資源機構とコノコフィリップスは、メタンハイドレートから天然ガスを安全に抽出する技術の試験に成功したと発表した。アラスカのノーススロープの地層に二酸化炭素と窒素の混合物を注入した。試験では、この混合物が天然ガスの生産を促進できることが実証された。これは、メタンハイドレート構造内のメタン分子と二酸化炭素をその場で交換するメタンハイドレート生産方法の初の現地試験であった。

１２．結論

この章で提示された地質学的データは、石油の生物起源説に関連する主な疑問に答えるものではありません。炭化水素の非生物起源深部起源説だけが、上記のすべてのデータに説得力のある説明を与えます。

この章で議論された実験結果は、CaCO3-FeO-H2O 系が天然石油の特徴である炭化水素群を自発的に生成することを確認しています。実験結果と地質学的調査の実際的な結果によって確認された炭化水素の生成に関する現代の科学的考察は、炭化水素化合物の一部がマントル状態で生成され、深部断層を通って地殻に移動し、そこであらゆる種類の岩石とその構造的位置で石油とガスの鉱床が形成される可能性があるという理解を提供します。

提示された実験結果は、炭化水素の非生物起源深部起源説を現代の物理学と化学の主流に位置付け、大きな実用的応用を切り開きます。炭化水素の非生物的深部起源説は、地球上に膨大かつ無尽蔵の炭化水素資源が存在することを証明し、石油探査方法への新たなアプローチの開発や、世界の炭化水素埋蔵量の構造、規模、位置の再検討を可能にします (www.jogmec.go.jp)。

図 5.

世界中の推定 (63)、回収済み (23)、および潜在的な (5) ハイドレートの場所 [Kvenvolden and Rogers、2005]。

参考文献

  1. AyresM. GMBilalR. WJonesL. WSlentzMTartirand A. OWilson1982Hydrocarbon habitat in main producing areas, Saudi Arabia, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 66119

  2. BakerE. G1962Distribution of hydrocarbons in petroleum, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 4617684

  3. BakerCand P. ADickey1984Hydrocarbon habitat in main producing area, Saudi Arabia, Discussion, Ibid., 681108109

  4. BlancGJBoulegueand J. LCharlou1990Profils d’hydrocarbures légers dans l’eau de mer, les saumures et les eaux intersticielles de la fosse Atlantis II (Mer Rouge), Oceanol. Acta, 13187197

  5. BockmeulenHCBarkerand P. ADickey1983Geology and geochemistry of crude oil, Bolivar Coastal fields, Venezuela, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 67242270

  6. BP Statistical Review of World Energy. June 2011, http://www.bp.com/sectionbodycopy.do?categoryId=7500&contentId=7068481.

  7. BrooksJ. M1979Deep methane maxima in the Northwest Caribbean Sea: possible seepage along Jamaica Ridge, Science, 20610691071

  8. CarsonR. WD. GPearsonand D. EJames2005Physical, chemical, and chronological characteristics of continental mantle, Rev. Geophys., 43, RG1001.

  9. CharlouJ. Land J. PDonval1993Hydrothermal methane venting between 12oN and 26oN along the Mid-Atlantic Ridge, J. Geophys. Res., 9896259642

  10. CharlouJ. LJ. PDonvalYFouquetPJean-baptistand NHolm2002Geochemistry of high H2 and CH4 vent fluids issuing from ultramafic rocks at the Rainbow hydrothermal field (36o14’N, MAR), Chem. Geol., 184, (1-2), 37-48.

  11. ChebanenkoI. IV. AKrayushkinV. PKlochkoand V. PListkov1996Petroleum potential of non-traditional targets in Ukraine, Geol. J., 3-4, 7-11.

  12. ChebanenkoI. IP. FGozhikV. AKrayushkinV. PKlochkoB. JMayevskyN. IYevdoshchukV. VGladunT. EDovzhokPYaMaksimchukA. PTolkunovO. GTsiokhaand M. GYegurnova (2005Petroleum in the Basement of Sedimentary Basins, EKMO Publishing House, Kiev, Ukraine.

  13. ChepurovA. Iet al1999Experimental study of intake of gases by diamonds during crystallization, Journal of Crystal Growth, 198/199963967

  14. ColletT. S1993Natural gas production from Arctic gas hydrates, in The Future of Energy Gases, 299311US Geol. Survey Profes. Piper 1570, United States Government Printing Office, Washington (D.C.).

  15. CraigHYHoribeand K. AFarley1987Hydrothermal vents in the Mariana Trough: Results of the first Alvin dives, Eos Trans. AGU, 68, 1531.

  16. CurranD. RD. AShockleyLSeamanand MAustin1977Mechanisms and models of cratering in earth media, in Impact and Explosion Cratering, 10571087Pergamon, Elmsford, NY.

  17. DeinesPJ. WHarrisP. MSpearand J. JGurney1989Nitrogen and 13C content of Finsh and Premier diamonds and their implication, Ibid., 53613671378

  18. DillonW. PM. WLeeand KFehlhalen1993Gas hydrates on the Atlantic continental margin of the United States- controls on concentration, in Future of Energy Gases, U.S. Geological Survey Professional Paper. 1570, 313330edited by D.G.Howell, U.S. Govern. Print. Office, Washington (D.C.).

  19. DonofrioR. R1981Impact craters: implications for basement hydrocarbons production, Petrol. Geol. J., 33279302

  20. DonofrioR. R1998North American impact structures hold giant field potential, Oil and Gas J., 96196980

  21. DunningtonH. V1958Generation, migration, accumulation, and dissipation of oil in Northern Iraq, in Habitat of Oil, 11941251Amer. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, OK.

  22. DunningtonH. V1967Stratigraphic distribution of oil fields in the Iraq-Iran-Arabia Basin, Inst. Petrol. J., 53520129161

  23. EvansW. DR. DNortonand R. SCooper1964Primary investigations of the oliferous dolerite of Dypvica, Arendal, S.Norway, in Advances in Organic Geochemistry, 202214Pergamon, Oxford.

  24. GiardiniA. AChEMeltonand R. SMitchel (1982The nature of the upper 400 km of the Earth and its potential as a source for nonbiogenic petroleum, J.Petrol. Geol., 52130137

  25. GieskesJ. MB. R. TSimoneitTBrownTShawYChWangand AMagenheim (1988Hydrothermal fluids and petroleum in surface sediments of Guaymas Basin, Gulf of California: a case study, Canad. Mineralogist, 263589602

  26. GozhikP. FV. AKrayushkinand V. PKlochko2006Towards the search for oil at the depth of 800012m in the Dnieper-Donets Basin, Geol. J., 4, 47-54.

  27. GreenD. HW. OHibbersonIKovacsand ARosenthal2010Water and its influence on the lithosphere-asthenosphere boundary. Nature, 467448451doi:10.1038/nature09369.

  28. Grajales-nishimuraJ. MECedillo-pardoCRosales-dominguezD. JMoran-zentenoWAlvarezPh. Claeys, J. Ruiz-Morales, J. Garcia-Hernandes, P. Padilla-Avila, and A. Sanchez-Rios (2000Chicxulub impact: The origin of reservoir and seal facies in the southeastern Mexico oil fields, Geology, 284307310

  29. HazenR. MR. JHemleyand A. JMangum2012Carbon in Earth’s interior: Storage, cycling, and life, EOS, Transactions American Geophysical union, 93, 2, 17, 2012, doi:10.1029/2012EO020001

  30. HoffmannC. Fand O. PStrausz1986Bitumen accumulation in Grosmont platform complex, Upper Devonian, Alberta, Canada, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 70911131128

  31. HoribeY. KK. RKimand HCraig1986Hydrothermal methane plumes in the Mariana back-are spreading center, Nature, 324131133

  32. IndiaExploration and development (2006Oil and Gas J., 104, 43, 46.

  33. IrvineT. N1989A global convection framework: concepts of symmetry, stratification, and system in the Earth’s dynamic structure?, Econ. Geol., 84820592114

  34. IstratovI. V2004Chechnya sees potential for “nontraditional” deposits, Oil and Gas J., 102283841

  35. KaminskiF. VI. IKulakovaand A. IOgloblina1985About the polycyclic, aromatic hydrocarbons in carbonado and diamond, Proceedings of AN of U.S.S.R, 283985988

  36. KenneyJ. FV. GKutcherovN. ABendelianiand V. AAlekseev2002The evolution of multicomponent systems at high pressures: YI. The thermodynamic stability of the hydrogen-carbon system: The genesis of hydrocarbons and the origin of petroleum, Proceedings of the Nat. Acad. Sci, 99171097610981

  37. KingR. E1979Onshore activity surges in North America, World Oil, 18864357

  38. KlimenkoA. AA. VBotchkarevand A. FNenakhov1981To a problem about the gas presence in the Paleozoic beds of the Scythian Plate, in Questions to Drilling of Wells, Exploration and Exploation of Gas Fields in Northern Caucasus and Uzbekistan, 1518VNIIOUGP, Moscow.

  39. KolesnikovAV. GKutcherovA. FGoncharov2009Methane-derived hydrocarbons produced under upper-mantle conditions, Nature Geoscience, 2566570

  40. KoskiR. AW. CShanks-iiiW. ABohrsonand R. LOscarsen1988The composition of massive sulphide deposits from the sediment-covered floor of Escanaba Trough, Gorda Ridge: implication for depositional processes, Canad. Mineralogist, 263655673

  41. KrayushkinV. A2000The true origin, structure, patterns,and distribution of the world petroleum potential, Georesources, 3(4), 14-18.

  42. KrayushkinV. AI. ITchebanenkoV. PKlochkoYeSDvoryaninand J. FKenney (2001Drilling and development of the oil and gas fields in the Dnieper-Donets Basin, Energia (Rivista Trimestrale sui prob-lemi dell’Energia), Anno XXII, 34447

  43. KrayushkinV. AI. ITchebanenkoV. PKlochkoB. BGladunand O. GThiokha2002The basement petroleum presence in the Dnieper-Donets Basin, Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 1916

  44. KulakovaI. IA. IOgloblinaand V. IFlorovskaya1982Polycyclic, aromatic hydrocarbons in minerals-satillites of diamonds, and possible mechanism of their formation, Proceedings of AN, U.S.S.R, 267614581460

  45. KutcherovV. GN. ABendilianiV. AAlekseevand J. FKenney2002Synthesis of hydrocarbons from minerals at pressure up to 5 GPa, Proceedings of Rus. Ac. Sci., 3876789792

  46. KutcherovV. GAYuKolesnikovT. IDyuzhevaL. FKulikovaN. NNikolaevO. ASazanovaV. VBraghkin (2010Synthesis of Complex Hydrocarbon Systems at Temperatures and Pressures Corresponding to the Earth’s Upper Mantle Conditions. Doklady Akademii Nauk, 433 (3), 361-364.

  47. KvenvoldenK. Aand B. R. TSimoneit1987Petroleum from Northeast Pacific Ocean hydrothermal systems in Escanaba Trough and Guaymas Basin, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 71, 5, 580.

  48. KvenvoldenK. A1993Gas hydrates- geological perspective and global change, Review of Geophysics, 312173187

  49. KvenvoldenK. Aand B. WRogers2005Gaia’s breath- global methane exhalations, Marine and Petroleum Geology, 22579590

  50. LonsdaleP. A1985A transform continental margin rich in hydrocarbons, Gulf of California, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull, 69711601180

  51. LowrieAand M. DMax1999The extraordinary promise and challenge of gas hydrates, World Oil, 22094955

  52. MakeevA. Band VIvanukh2004Morphology of crystals, films, and selvages on a surface of the Timanian and Brazil diamonds, in Problems of Mineralogy, Petrography and Metallogeny, 193216Perm. Univer. Press, Perm, Russia.

  53. MakogonY. F1997Hydrates of Hydrocarbons, PennWell, Tulsa.

  54. MakogonY. FS. AHoldichand T. YMakogon2007Natural gas-hydrates- A potential energy source for the 21st Century, Journal of Petroleum Science and Engineering, 561431

  55. MasaitisV. LA. NDanilinand M. SMashchak1980Geology of Astroblemes, Nedra, Leningrad.

  56. MastersJ1979Deep Basin gas trap, West Canada, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 632152181

  57. MathenySh. L. (1979Deeper production trend continuing, Oil and Gas J., 7715105107

  58. MaoZMArmentroutERaineyC. EManningP. KDeraV. BPrakapenkaand AKavner2011Dolomite III: A new candidate lower mantle carbonate, Geophys. Res. Lett. 38, L22303, doi:GL049519

  59. MeltonCh. E., and A. A. Giardini (1974The composition and significance of gas released from natural diamonds from Africa and Brazil, Amer. Mineralogist, 59, 7-8, 775-782.

  60. Ditto (1975Experimental results and theoretical interpretation of gaseous inclusions found in Arkansas natural diamonds, Geochim. Cosmochim. Acta, 6056413417

  61. MoshierS. Oand D. WWapples1985Quantitantive evaluation of Lower Cretaceous Manville group as source rock for Alberta’s oil sands, Amer. Assoc. Petrol, Geol. Bull., 692161172

  62. PanaevV. A1987Gas hydrates in World Ocean, Bull. Moscow Soc. Naturalists, Dep. Geol., 6236672

  63. PankonienL. J1979Operators scramble to tap deep gas in South Louisiana, World Oil, 18945562

  64. PeterJ. Mand S. DScott1988Mineralogy, composition, and fluid-inclusion microthermometry of seafloor hydrothermal deposits in the Southern Trough of Guaymas Basin, Gulf of California, Canad. Mineralogist, 263567587

  65. ProskurowskiGet al2008Abiogenic Hydrocarbon Production at Lost City Hydrothermal Field, Science, 3195863604607

  66. RambozCEOudinand YThisse1988Geyser-type discharge in Atlantis-II Deep, Red Sea: evidence of boiling from fluid inclusions in epigenetic anhydrite, Canad. Mineralogist, 263765786

  67. RonaP. A1988Hydrothermal mineralization at oceanic ridges, Canad. Mineralogist, 263431465

  68. ScottH. PR. JHemleyHMaoD. RHerschbachL. EFriedW. MHowardand SBastea2004Generation of methane in the Earth’s mantle: In situ high pressure-temperature measurement of carbonate reduction, Proceedings Nat. Ac. Sci., 101391402314026

  69. SeifertS. Rand T. RLennox1985Developments in tar sands in 1984, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 691018901897

  70. SimoneitB. R. T1988Petroleum generation in submarine hydrothermal systems: an update, Canad. Mineralogist, 263827840

  71. SimoneitB. R. Tand P. FLonsdale1982Hydrothermal petroleum in mineralized mounds at the seabed of Guaymas Basin, Nature, 2955846118202

  72. SumtperR1979Strikes sparking action along Tuscaloosa trend, Oil and Gas J., 77431923

  73. ThompsonGS. EHumphrisand BShroeder1988Active vents and massive sulphides at 26oN (TAG) and 37oN (Snakepit) on the Mid-Atlantic Ridge, Canad. Mineralogist, 263697711

  74. The List: Taking Oil Fields Offline (2006Foreign Policy, 155.

  75. TrofimukA. AN. BCherskiand V. PTsarev1975Resources of biogenic methane of the World Ocean, Proc. AN Ud.S.S.R., 2254936943

  76. VigrassL. W1968Geology of Canadian heavy oil sands, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 521019841999

  77. WartersW. JD. JCantPTzengand P. JLee1995Western Canada Mannville gas potential seen as high, Oil and Gas J., 93455355

  78. WelhanJ. Aand HCraig1979Methane and hydrogen in East Pacific Rise hydrothermal fluids, Geophys. Res. Lett., 611829831

  79. WennekersJ. H. M1981Tar sands, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 661022902293

  80. Zhang Kai (1990The “in-place” resource evaluation and directions of exploration for the major natural gas accumulations of the non-biogenic origin in Xinjang, Petrol. Exploration and Development, 1711421


この記事が気に入ったらサポートをしてみませんか？