Cu privire la posibilitatea unei generări moderne rapide de petrol și gaze

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Modificat ultima dată: 2023-12-16 16:15

În 1993, oamenii de știință ruși au demonstrat că petrolul și gazele sunt resurse regenerabile. Și nu trebuie să extrageți mai mult decât este generat ca urmare a proceselor naturale. Abia atunci prada poate fi considerată nebarbară.

În unele comparații, se acceptă în general utilizarea imaginii a două fețe ale aceleiași medalii. Comparația este figurativă, dar nu în întregime exactă, deoarece medalia are și o nervură care determină grosimea. Conceptele științifice, dacă le comparăm cu o medalie, au, pe lângă aspectele științifice și aplicative proprii, încă una - psihologică, asociată cu depășirea inerției gândirii și revizuirea opiniei care se dezvoltase până atunci despre acest fenomen.

Obstacolul psihologic poate fi numit sindromul dogmatismului științific, sau așa-numitul „bun simț”. Depășirea acestui sindrom, care este o frână vizibilă a progresului științific, constă în cunoașterea originilor apariției sale.

Ideile despre formarea și acumularea lentă a petrolului și gazelor și, în consecință, despre epuizarea și neînlocuibilitatea rezervelor de hidrocarburi (HC) din interiorul Pământului au apărut la mijlocul secolului trecut alături de rudimentele geologiei petrolului și gazelor.. Acestea s-au bazat pe conceptul speculativ al generării de petrol ca proces asociat cu stoarcerea apei și a hidrocarburilor în timpul imersiei și cu compactarea crescândă a rocilor sedimentare cu adâncimea.

Scăderea lentă și încălzirea treptată, care a avut loc de-a lungul multor milioane de ani, au dat naștere iluziei formării foarte lente de petrol și gaze. A devenit o axiomă că rata extrem de scăzută de formare a zăcămintelor de hidrocarburi este incomparabilă cu rata de extracție a petrolului și gazelor în timpul funcționării pe câmp. Aici, a avut loc o substituire a ideilor despre vitezele reacțiilor chimice în timpul distrugerii materiei organice (MO) și transformarea acesteia în hidrocarburi gaz-lichid mobile, vitezele de subsidență a straturilor sedimentare și transformarea lor catogenetică datorată lentă, în principal conductivă., Incalzi. Vitezele uriașe ale reacțiilor chimice au fost înlocuite cu ratele relativ scăzute de evoluție a bazinelor sedimentare. Această împrejurare stă la baza conceptului de durată a formării petrolului și gazelor și, în consecință, a epuizării, a caracterului de neînlocuit al rezervelor de petrol și gaze în viitorul apropiat.

Opiniile despre formarea lentă a petrolului au primit recunoaștere universală și au fost folosite ca bază atât pentru conceptele economice, cât și pentru teoriile formării petrolului și gazelor. Mulți cercetători, atunci când evaluează amploarea generării de hidrocarburi, introduc conceptul de „timp geologic” în formulele de calcul ca factor. Cu toate acestea, aparent, pe baza unor date noi, aceste opinii ar trebui discutate și revizuite [4, 9−11].

O anumită abatere de la tradiție poate fi observată deja în teoria stadializării formării petrolului și în ideea fazei principale a formării petrolului (GEF), propusă în 1967 de NB Vassoevich [2]. Aici, se arată pentru prima dată că vârful de generare cade pe o adâncime relativ îngustă și, prin urmare, un interval de timp determinat de momentul în care stratul părinte se află în zona de temperatură de 60–150 ° C.

Studii ulterioare ale manifestării stadializării au arătat că principalele valuri de formare a petrolului și gazelor se sparg în vârfuri mai înguste. Deci, S. G. Neruchev și colab. au stabilit mai multe maxime atât pentru zona GFN, cât și pentru GZG. Vârfurile de generație corespunzătoare corespund în putere la intervale de doar câteva sute de metri. Și aceasta indică o reducere semnificativă a duratei generării undelor de șoc și, în același timp, o creștere semnificativă a ratei acesteia [6].

Din modelul modern al acestui proces rezultă rate mari de generare de HC. Formarea petrolului și gazelor în bazinul sedimentar este considerată ca un proces chimic în mai multe etape cu auto-dezvoltare, exprimat prin alternanța reacțiilor de descompunere (distrugere) și de sinteză și care se desfășoară sub acțiunea atât a energiei „biologice” (solare) stocate de compușii organici. și energia căldurii endogene a Pământului și, după cum arată rezultatele forajelor superprofunde, cea mai mare parte a căldurii intră în baza litosferei și se mișcă în litosferă prin convecție. Ponderea căldurii asociată cu dezintegrarea radioactivă reprezintă mai puțin de o treime din cantitatea sa totală [8]. Se crede că în zonele de compresie tectonă, fluxul de căldură este de aproximativ 40 mW / m², iar în zonele de tensiune valorile sale ajung la 60−80 mW / m²… Valorile maxime sunt stabilite în rifturile oceanice de mijloc - 400-800 mW / m²… Valorile scăzute observate în depresiunile tinere precum Marea Caspică de Sud și Marea Neagră sunt distorsionate din cauza ratelor de sedimentare ultra-înalte (0,1 cm/an). De fapt, ele sunt și destul de mari (80-120 mW / m²) [8].

Descompunerea OM și sinteza hidrocarburilor ca reacții chimice au loc extrem de rapid. Reacțiile de distrugere și sinteză ar trebui considerate ca puncte de cotitură revoluționare care conduc la apariția petrolului și gazelor, cu concentrarea ulterioară a acestora în rezervor pe fondul general de tasare evolutivă lentă și încălzire a straturilor sedimentare. Acest fapt a fost confirmat în mod convingător de studiile de laborator ale pirolizei kerogene.

Recent, pentru a descrie fenomenele care apar rapid de transformare a unei substanțe dintr-o stare în alta, a început să fie folosit termenul de „anastrofie”, propus de chimistul suedez H. Balchevsky. Formarea compușilor de hidrocarburi din materie organică în descompunere, care are loc într-un salt cu o viteză extraordinară, ar trebui clasificată drept anastrofică.

Scenariul modern al formării petrolului și gazelor este desenat după cum urmează. Materia organică a straturilor sedimentare ale bazinului de subsidere suferă o serie de transformări. În stadiul de sedimentogeneză și diageneză, principalele grupe de biopolimeri (grăsimi, proteine, carbohidrați, lignină) se descompun și diverse tipuri de geopolimeri se acumulează în sediment și creează kerogen în rocile sedimentare. Concomitent, are loc o sinteză rapidă (geoanastrofie) a gazelor de hidrocarburi, care se pot acumula sub primele etanșări, se pot crea straturi de hidrat de gaz în stratul inferior sau zonele de permafrost și se pot forma orificii de evacuare a gazelor naturale la suprafața sau la fundul rezervoarelor (Fig.. 1).

Orez. 1. Schema formării hidratului de gaz în partea Paramushir a Mării Okhotsk (conform [5]): 1 - strat sedimentar; 2 - straturi consolidate; 3 - formarea stratului de hidrat de gaz; 4 - zona de concentrare a gazelor; 5 - sensul de migrare a gazelor; 6 - ieșiri de gaz de jos. Scară verticală în secunde

În stadiul transformării catagenetice a rocilor sedimentare are loc termodistrucția geopolimerilor și anastrofia termocatalitică a hidrocarburilor petroliere din fragmente de lipide și izoprenoizi care conțin oxigen eliberați din formele kerogene ale materiei organice dispersate [31]. Ca urmare, se creează hidrocarburi lichide și gazoase, care formează soluții de hidrocarburi migratoare, trecând din straturile părinte în orizonturi de rezervor și falii conductoare de fluide.

Soluțiile de HC care saturează rezervoarele naturale, fie se concentrează în părțile lor ridicate sub formă de acumulări individuale de petrol și gaze, fie când se deplasează în sus de-a lungul faliilor tectonice, ele cad în zone cu temperaturi și presiuni mai scăzute și acolo formează depozite de diferite tipuri, sau, cu o intensitate mare a procesului, ies la suprafata zilei sub forma unor manifestari de petrol si gaze naturale.

O analiză a locației câmpurilor de petrol și gaze în bazinele CSI (Fig. 2) și în lume indică fără echivoc că există un nivel global de 1-3 km de concentrare a acumulărilor de petrol și gaze și aproximativ 90% din toate rezervele de hidrocarburi. sunt asociate cu acesta.

Orez. 2. Distribuția în profunzime a rezervelor de petrol și gaze în bazinele CSI (conform A. G. Gabrielyants, 1991)

în timp ce sursele de generare sunt situate la adâncimi de la 2 la 10 km (Fig. 3).

Orez. 3. Tipificarea bazinelor în funcție de raportul dintre zona principală de formare a petrolului și intervalul principal de concentrare a zăcămintelor de petrol și gaze (conform A. A. Fayzulaev, 1992, cu modificări și completări)

Tipuri de piscine: eu- dezbinat; II - închide; III - Unit. Numele piscinei: 1 - Caspică de Sud; 2 - Viena; 3 - Golful Mexic; 4 - Panonian; 5 - Siberia de Vest; 6 - Perm, 7 - Volga-Uralsky. Zonare verticală: 1 - zona superioara de tranzit: 2 - zona ochiului de acumulare de ulei: 3 - zona de tranzit inferioară; 4 - GFN (centre de generare a petrolului); 5 - GFG (centre de generare gaze); 6 - directia de migrare a hidrocarburilor; 7 - zona care reflectă rezervele geologice de hidrocarburi sau numărul de zăcăminte, %

Poziția centrelor de generare este determinată de regimul de temperatură al bazinului, iar poziția zăcămintelor de petrol și gaze este determinată în primul rând de condițiile termobarice de condensare a soluțiilor de hidrocarburi și de pierderea energiei de mișcare a migrației. Prima condiție este individuală pentru piscinele individuale, a doua este în general universală pentru toate piscinele. Astfel, în orice bazin, de jos în sus, se disting mai multe zone genetice de comportament HC: zona inferioară sau principală de generare HC și de formare a soluțiilor HC, zona inferioară de tranzit HC-soluție, zona principală de acumulare HC-soluție în rezervorul și zona superioară de tranzit a soluției de HC și ieșirea lor la suprafața de zi. În plus, în bazinele sedimentare marine de adâncime și în bazinele situate în regiunile subpolare, în vârful bazinului apare o zonă de hidrați de gaz.

Scenariul luat în considerare al formării petrolului și gazelor face posibilă cuantificarea ratei de formare a HC în bazinele de petrol și gaze aflate în subsidență intensă și, prin urmare, în condiții de formare intensivă modernă de HC. Cel mai frapant indicator al intensității formării petrolului și gazelor sunt emisiunile de petrol și gaze naturale din bazinele de sedimentare moderne. Infiltrațiile naturale de petrol au fost stabilite în multe părți ale lumii: în largul coastelor Australiei, Alaska, Venezuela, Canada, Mexic, SUA, în Golful Persic, Marea Caspică, în largul insulei. Trinidad. Volumul total de producție de petrol și gaze este semnificativ. Deci, în bazinul maritim Santa Barbara din largul coastei Californiei, până la 11 mii l / s de petrol provine dintr-o singură secțiune a fundului (până la 4 milioane de tone / an). Această sursă, care funcționează de mai bine de 10 mii de ani, a fost descoperită în 1793 de D. Vancouver [15]. Calculele efectuate de FG Dadashev și alții au arătat că în zona peninsulei Absheron, miliarde de metri cubi de gaz și câteva milioane de tone de petrol pe an ies pe suprafața zilei. Acestea sunt produse ale formării moderne de petrol și gaze, care nu sunt prinse de capcane și formațiuni permeabile, pline cu apă. În consecință, scara așteptată a generării de HC ar trebui mărită de multe ori.

Ratele enorme de formare a gazelor sunt evidențiate fără ambiguitate de straturile groase de hidrați de gaz din sedimentele moderne ale Oceanului Mondial. Au fost deja stabilite peste 40 de regiuni de distribuție a hidratării gazelor, care conțin multe trilioane de metri cubi de gaz. În Marea Ohotsk, A. M. Nadezhny și V. I. Bondarenko au observat formarea unui strat de hidrat de gaz cu o suprafață de 5000 m²conţinând 2 trilioane m³ hidrocarbură gazoasă [5]. Dacă vârsta zăcămintelor este considerată de 1 milion de ani, atunci debitul de gaz depășește 2 milioane m³/ an [5]. Infiltrațiile intense au loc în Marea Bering [14].

Observațiile din câmpurile din Siberia de Vest (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye etc.) au arătat o schimbare a compoziției uleiurilor de la puț la puț, explicată prin afluxul de HC de-a lungul fisurilor și fracturilor ascunse (Fig. 4) dintr-o sursă mai adâncă de HC. generație, care indică fără ambiguitate prezența în zonele de tranzit al hidrocarburilor, falii și fisuri de natură ascunsă (fantomă-fault), care sunt însă destul de bine trasate pe liniile seismice în timp.

Orez. 4. Modelul formării unui rezervor de petrol în formațiunea BP₁₀, câmpul Severo-Gubkinskoye (Siberia de Vest)

eu - sectiune de profil; II - cromatograme generalizate ale probelor de ulei. Depozitele de petrol: 1 - „primar”; 2 - compoziţii „secundare”; 3 - directia de miscare a hidrocarburilor din sursa de generare; 4 - numărul puţurilor; 5 - fisura; 6 - cromatograme (A - n-alcani, b - alcani izoprenoizi). CU - cantitatea de carbon din moleculă

Probele de petrol din sondele situate în zona de perturbări au o densitate mai mică, un randament mai mare al fracțiilor de benzină și valori mai mari ale raportului pristan-fitan izoprenani decât probele din partea centrală a rezervorului, care se află în zona mai mică. influența fluxului de fluid ascendent și a uleiurilor reflectorizante de aflux anterior. Studiul formelor moderne de infiltrații hidrotermale și de hidrocarburi de pe fundul mării ia permis lui V. Ya. Trotsyuk să le grupeze într-un grup special de fenomene naturale, pe care le-a numit „structuri ale străpungerii fluidelor” [13].

Rata ridicată de formare a hidrocarburilor este evidențiată fără ambiguitate de existența unor zăcăminte gigantice de gaze și petrol, mai ales dacă acestea sunt limitate la capcane formate în Cuaternar.

Acest lucru este evidențiat și de volumele gigantice de petrol grele din straturile Cretacicului superior ale câmpului Athabasca din Canada sau din rocile Oligocen din Bazinul Orinoco din Venezuela. Calculele elementare arată că 500 de miliarde de tone de petrol greu din Venezuela au necesitat 1,5 trilioane de tone de hidrocarburi lichide pentru formarea lor, iar când Oligocenul a durat mai puțin de 30 de milioane de ani, debitul de hidrocarburi ar fi trebuit să depășească 50 de mii de tone/an. Se știe de mult că producția de petrol a fost restabilită după câțiva ani din puțurile abandonate de pe câmpurile vechi din regiunile Baku și Grozny. În plus, există puțuri active în zăcămintele epuizate ale câmpurilor Grozny Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, a căror producție totală de petrol a depășit de mult rezervele inițiale recuperabile.

Descoperirea așa-numitelor uleiuri hidrotermale poate servi ca dovadă a ratelor ridicate de formare a petrolului [7]. Într-o serie de depresiuni moderne ale Oceanului Mondial (Golful California etc.) în sedimentele cuaternare sub influența fluidelor la temperatură înaltă, au fost stabilite manifestări ale uleiului lichid, vârsta acestuia poate fi estimată de la câțiva ani până la 4000. -5000 de ani [7]. Dar dacă uleiul hidrotermal este considerat un analog al unui proces de piroliză de laborator, rata ar trebui estimată ca prima cifră.

Comparația cu alte sisteme de fluide naturale care se confruntă cu mișcare verticală poate servi drept dovadă indirectă a ratelor ridicate de mișcare a soluțiilor de hidrocarburi. Ratele enorme de revărsare de topituri magmatice și vulcanogene sunt destul de evidente. De exemplu, erupția modernă a Muntelui Etna are loc cu o viteză a lavei de 100 m/h. Este interesant că, în perioadele de calm, până la 25 de milioane de tone de dioxid de carbon se infiltrează în atmosferă de la suprafața vulcanului prin perturbări ascunse pe parcursul unui an. Viteza de scurgere a fluidelor hidrotermale de temperatură înaltă din crestele oceanice, care are loc timp de cel puțin 20-30 de mii de ani, este de 1-5 m.³/Cu. Formarea depozitelor de sulfuri sub formă de așa-numiții „fumători negri” este asociată cu aceste sisteme. Corpurile de minereu se formează cu o rată de 25 de milioane de tone/an, iar durata procesului în sine este estimată la 1–100 de ani [1]. De interes sunt construcțiile lui OG Sorokhtin, care consideră că topiturile kimberlitice se deplasează de-a lungul fisurilor litosferice cu o viteză de 30–50 m/s [11]. Acest lucru permite topiturii să depășească rocile crustei continentale și a mantalei de până la 250 km grosime în doar 1,5-2 ore [12].

Exemplele de mai sus indică, în primul rând, rate semnificative nu numai de generare de hidrocarburi, ci și de mișcare a soluțiilor acestora prin zonele de tranzit din scoarța terestră de-a lungul sistemelor de fisuri ascunse și perturbări din aceasta. În al doilea rând, necesitatea de a face distincția între rate foarte lente de subsidență a straturilor sedimentare (m / mln ani), rate lente de încălzire (de la 1 ° С / an la 1 ° С / mln ani) și, dimpotrivă, viteze foarte rapide ale hidrocarburilor. procesul de generare în sine și mutarea acestora de la sursa de generare la capcane din rezervoare naturale sau la suprafața de zi a bazinului. În al treilea rând, însuși procesul de transformare a OM în HC, care are un caracter pulsatoriu, se dezvoltă și el pentru o perioadă destul de lungă de-a lungul a milioane de ani.

Toate cele de mai sus, dacă se dovedesc a fi adevărate, vor necesita o revizuire radicală a principiilor de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze situate în bazine moderne, generatoare de hidrocarburi intens. Pe baza ratelor de generare și a numărului de câmpuri, dezvoltarea acestora din urmă ar trebui planificată în așa fel încât rata de retragere să fie într-un anumit raport cu rata de intrare HC din sursele de generare. În această condiție, unele zăcăminte vor determina nivelul producției, în timp ce altele vor fi pe refacerea naturală a rezervelor lor. Astfel, multe regiuni producătoare de petrol vor funcționa timp de sute de ani, oferind o producție stabilă și echilibrată de hidrocarburi. Acest principiu, similar principiului exploatării terenurilor forestiere, ar trebui să devină cel mai important în dezvoltarea geologiei petrolului și gazelor în următorii ani

Petrolul și gazele sunt resurse naturale regenerabile, iar dezvoltarea lor ar trebui construită pe baza unui echilibru bazat științific al volumelor de generare de hidrocarburi și a posibilității de retragere în timpul operațiunii pe teren

Vezi și: Senzație de tăcere: uleiul este sintetizat de la sine în câmpurile uzate

Boris Alexandrovici Sokolov (1930-2004) - Membru corespondent al Academiei Ruse de Științe, Doctor în Științe Geologice și Mineralogice, Profesor, Șef al Departamentului de Geologie și Geochimie a Combustibililor Fosili, Decan al Facultății de Geologie (1992-2002) a Moscovei Universitate de stat. MV Lomonosov, laureat al Premiului IM Gubkin (2004) pentru o serie de lucrări „Crearea unui concept evolutiv-geodinamic al unui model fluid-dinamic de formare a petrolului și clasificarea bazinelor de petrol și gaze pe o bază geodinamică”.

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - candidat la științe chimice, geochimist petrolier, angajat al Departamentului de Geologie și Geochimie a Combustibililor Fosili al Facultății de Geologie a Universității de Stat din Moscova. M. V. Lomonosov.

Bibliografie

1. Butozova G. Yu. Despre relația dintre formarea minereului hidrotermal cu tectonica, magmatismul și istoria dezvoltării zonei de rift a Mării Roșii // Litol. si util. fosil. 1991. nr 4.

2. Vassoevich N. B, Teoria originii migrației sedimentare a petrolului (revista istorică și starea actuală) // Izv. Academia de Științe a URSS. Ser. geol. 1967. Nr. 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Aspecte geochimice ale creării unei teorii generale a formării petrolului și gazelor // Tez. raport II Atot-Unirea. Consiliul de Geochimie a Carbonului. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Petrol și gaze naturale - minerale formate rapid și constant // Tez. raport III Atot-Unirea. întâlnire. despre geochimia carbonului. M., 1991. Vol. 1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Hidrații de gaz în partea Kamchatka-Pryparamushir a Mării Okhotsk // Dokl. Academia de Științe a URSS. 1989. T. 306, nr. 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. et al. Oil & gaz formation in sediments of the Domanik type. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Maturarea materiei organice și formarea uleiului: aspect hidrotermal, Geokhimiya, nr. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Cercetări geotermale și foraje superprofunde // Sov. geol. 1991. nr 8.

9. Sokolov BA Model auto-oscilant al formării petrolului și gazelor. Vestn. Şaibe, nu-aia. Ser. 4, Geologie. 1990. nr 5.

10. Sokolov BA Despre câteva direcții noi de dezvoltare a geologiei petrolului și gazelor // Minerale. res. Rusia. 1992. nr 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Teoria și practica prospectării petrolului și gazelor în Rusia: rezultate și sarcini // Izv. Academia de Științe a URSS. Ser. geol. 1992. nr 8.

12. Sorokhtin OG Formarea kimberlitelor diamantoase și a rocilor înrudite din punct de vedere al tectonicii plăcilor // Geodynam. analiza şi modelele de formare şi amplasare a zăcămintelor minerale. L., 1987. S. 92−107.

13. Trotsyuk V. Ya. Roci sursă de petrol din bazinele sedimentare ale zonelor de apă. M., 1992.

14. Abrams M. A. Dovezi geofizice și geochimice pentru scurgeri de hidrocarburi subterane în Marea Bering, Alaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, nr. 2.