Sobre la possibilitat d'una ràpida generació moderna de petroli i gas

2024 Autora: Seth Attwood | [email protected]. Última modificació: 2023-12-16 16:00

L'any 1993, els científics russos van demostrar que el petroli i el gas són recursos renovables. I no cal extreure més del que es genera com a resultat dels processos naturals. Només llavors la presa es pot considerar no bàrbara.

En algunes comparacions s'accepta generalment utilitzar la imatge de dues cares d'una mateixa medalla. La comparació és figurativa, però no del tot exacta, ja que la medalla també té una costella que determina el gruix. Els conceptes científics, si els comparem amb una medalla, tenen, a més dels seus propis aspectes científics i aplicats, un més -psicològic- associat a la superació de la inèrcia del pensament i la revisió de l'opinió que s'havia desenvolupat en aquell moment sobre aquest fenomen.

L'obstacle psicològic es pot anomenar síndrome del dogmatisme científic, o l'anomenat "sentit comú". La superació d'aquesta síndrome, que suposa un fre notable al progrés científic, consisteix a conèixer l'origen de la seva aparició.

Les idees sobre la lenta formació i acumulació de petroli i gas i, com a conseqüència, sobre l'esgotament i la insubstituïbilitat de les reserves d'hidrocarburs (HC) a l'interior de la Terra van aparèixer a mitjans del segle passat juntament amb els rudiments de la geologia del petroli i del gas.. Es van basar en el concepte especulatiu de la generació de petroli com a procés associat a l'esprémer d'aigua i hidrocarburs durant la immersió i a la compactació creixent de les roques sedimentàries amb la profunditat.

L'enfonsament lent i l'escalfament gradual, produïts durant molts milions d'anys, van donar lloc a la il·lusió d'una formació molt lenta de petroli i gas. S'ha convertit en un axioma que la taxa extremadament baixa de formació de dipòsits d'hidrocarburs és incomparable amb la taxa d'extracció de petroli i gas durant l'operació de camp. Aquí, hi va haver una substitució d'idees sobre les velocitats de les reaccions químiques durant la destrucció de la matèria orgànica (MO) i la seva transformació en hidrocarburs mòbils gas-líquid, les taxes de subsidència dels estrats sedimentaris i la seva transformació catagenètica a causa de la lenta, principalment conductora., calefacció. Les grans velocitats de reaccions químiques han estat substituïdes per les taxes d'evolució relativament baixes de les conques sedimentàries. És aquesta circumstància la que fonamenta el concepte de durada de la formació de petroli i gas i, en conseqüència, l'esgotament, insubstituïbilitat de les reserves de petroli i gas en un futur previsible.

Les opinions sobre la formació lenta de petroli van rebre un reconeixement universal i es van utilitzar com a base tant per als conceptes econòmics com per a les teories de la formació de petroli i gas. Molts investigadors, quan avaluen l'escala de la generació d'hidrocarburs, introdueixen el concepte de "temps geològic" a les fórmules de càlcul com a factor. Tanmateix, aparentment, basant-se en dades noves, aquestes opinions haurien de ser discutides i revisades [4, 9-11].

Una certa desviació de la tradició es pot veure ja en la teoria de l'escenificació de la formació del petroli i la idea de la fase principal de formació del petroli (GEF), proposada el 1967 per NB Vassoevich [2]. Aquí, es mostra per primera vegada que el pic de generació cau a una profunditat relativament estreta i, per tant, un interval de temps determinat pel moment en què l'estrat pare es troba a la zona de temperatura de 60-150 ° C.

Un estudi posterior de la manifestació de l'escenificació va demostrar que les onades principals de formació de petroli i gas es trenquen en cims més estrets. Així, S. G. Neruchev et al., van establir diversos màxims tant per a la zona GFN com per a la GZG. Els pics de generació corresponents corresponen en potència a intervals de només uns centenars de metres. I això indica una reducció important de la durada de la generació d'ones de xoc i, alhora, un augment significatiu de la seva taxa [6].

Les altes taxes de generació de HC també es deriven del model modern d'aquest procés. La formació de petroli i gas a la conca sedimentària es considera com un procés químic multietapa d'autodesenvolupament, expressat per l'alternança de reaccions de descomposició (destrucció) i de síntesi i que procedeix sota l'acció tant de l'energia "biològica" (solar) emmagatzemada pels compostos orgànics. i l'energia de la calor endògena de la Terra i, tal com mostren els resultats de la perforació superprofunda, la major part de la calor entra a la base de la litosfera i es mou a la litosfera per convecció. La proporció de calor associada a la desintegració radioactiva representa menys d'un terç de la seva quantitat total [8]. Es creu que a les zones de compressió tectònica, el flux de calor és d'uns 40 mW / m², i en zones de tensió els seus valors arriben als 60−80 mW/m²… Els valors màxims s'estableixen a les rifts oceànics - 400-800 mW / m²… Els valors baixos observats a les depressions joves com el sud del Caspi i el mar Negre es veuen distorsionats a causa de taxes de sedimentació ultra elevades (0,1 cm/any). De fet, també són bastant alts (80-120 mW / m²) [8].

La descomposició de l'OM i la síntesi d'hidrocarburs com a reaccions químiques procedeixen molt ràpidament. Les reaccions de destrucció i síntesi s'han de considerar com a punts d'inflexió revolucionaris que condueixen a l'aparició de petroli i gas, amb la seva posterior concentració a l'embassament en un context general de lent subsidència evolutiva i escalfament dels estrats sedimentaris. Aquest fet va ser confirmat de manera convincent pels estudis de laboratori de la piròlisi del querògen.

Recentment, per descriure els fenòmens ràpids de la transformació d'una substància d'un estat a un altre, s'ha començat a utilitzar el terme "anastròfia", proposat pel químic suec H. Balchevsky. La formació de compostos d'hidrocarburs a partir de la matèria orgànica en descomposició, que es produeix en un salt a una velocitat tremenda, s'ha de classificar com a anastròfica.

L'escenari modern de formació de petroli i gas es dibuixa de la següent manera. La matèria orgànica dels estrats sedimentaris de la conca submergint pateix una sèrie de transformacions. En l'etapa de sedimentogènesi i diagènesi, els principals grups de biopolímers (greixos, proteïnes, hidrats de carboni, lignina) es descomponen i diversos tipus de geopolímers s'acumulen al sediment i creen querogen a les roques sedimentàries. Simultàniament, hi ha una ràpida síntesi (geoanastròfia) de gasos d'hidrocarburs, que poden acumular-se sota els primers segells, crear estrats d'hidrats de gas a la capa inferior o zones de permafrost i formar sortides de gas natural a la superfície o al fons dels embassaments (Fig.. 1).

Arròs. 1. Esquema de formació d'hidrats de gas a la part de Paramushir del mar d'Okhotsk (segons [5]): 1 - capa sedimentària; 2 - capes consolidades; 3 - formació de la capa d'hidrat de gas; 4 - zona de concentració de gasos; 5 - direcció de la migració del gas; 6 - sortides de gas inferiors. Escala vertical en segons

En l'etapa de transformació catagenètica de les roques sedimentàries, té lloc la termodestrucció de geopolímers i l'anastròfia termocatalítica d'hidrocarburs de petroli a partir de fragments de lípids i compostos isoprenoides que contenen oxigen alliberats de formes querògenes de matèria orgànica dispersa [31]. Com a resultat, es creen hidrocarburs líquids i gasosos, que formen solucions d'hidrocarburs en migració, passant dels estrats matrius a horitzons de dipòsit i falles conductores de fluids.

Les solucions d'HC que saturen els embassaments naturals, bé es concentren en les seves parts elevades en forma d'acumulació individual de petroli i gas, o quan es desplacen cap amunt per falles tectòniques, cauen en zones de temperatures i pressions més baixes i allí formen dipòsits de diversos tipus, o, amb una alta intensitat del procés, surten a la superfície diürna en forma de manifestacions de petroli i gas natural.

Una anàlisi de la ubicació dels jaciments de petroli i gas a les conques de la CEI (Fig. 2) i el món indica inequívocament que hi ha un nivell global d'1-3 km de concentració d'acumulació de petroli i gas i al voltant del 90% de totes les reserves d'hidrocarburs. s'hi associen.

Arròs. 2. Distribució en profunditat de les reserves de petroli i gas a les conques de la CEI (segons A. G. Gabrielyants, 1991)

mentre que les fonts de generació se situen a profunditats de 2 a 10 km (Fig. 3).

Arròs. 3. Tipificació de conques segons la proporció de la zona principal de formació de petroli i l'interval principal de concentració de jaciments de petroli i gas (segons A. A. Fayzulaev, 1992, amb canvis i addicions)

Tipus de piscines: jo- desunits; II - Tanca; III - units. Nom de les piscines: 1 - Caspi Sud; 2 - Viena; 3 - el golf de Mèxic; 4 - Pannònic; 5 - Sibèria Occidental; 6 -Perm, 7 - Volga-Uralsky. Zonificació vertical: 1 - Zona de trànsit superior: 2 - Zona ocular d'acumulació d'oli: 3 - zona de trànsit inferior; 4 - GFN (centres de generació de petroli); 5 - GFG (centres de generació de gas); 6 - direcció de migració dels hidrocarburs; 7 - la superfície que reflecteix les reserves geològiques d'hidrocarburs o el nombre de jaciments, %

La posició dels centres de generació està determinada pel règim de temperatura de la conca, i la posició dels jaciments de petroli i gas està determinada principalment per les condicions termobàriques de condensació de solucions d'hidrocarburs i la pèrdua d'energia del moviment de migració. La primera condició és individual per a piscines individuals, la segona és generalment universal per a totes les piscines. Així, a qualsevol conca, de baix a dalt, es distingeixen diverses zones genètiques de comportament de l'HC: la zona inferior o principal de generació d'HC i formació de solucions d'HC, la zona de trànsit inferior de la solució d'HC, la zona principal d'acumulació de la solució d'HC a l'embassament i la zona de trànsit de la solució HC superior, i la seva sortida a la superfície diürna. A més, a les conques sedimentàries marines d'aigües profundes i les conques situades a les regions subpolars, apareix una zona d'hidrats de gas a la part superior de la conca.

L'escenari considerat de formació de petroli i gas permet quantificar la taxa de formació d'HC a les conques de petroli i gas que pateixen un intens enfonsament i, per tant, en condicions de formació moderna intensiva d'HC. L'indicador més sorprenent de la intensitat de la formació de petroli i gas són els espectacles de petroli i gas naturals a les conques de sedimentació modernes. La filtració natural de petroli s'ha establert a moltes parts del món: a les costes d'Austràlia, Alaska, Veneçuela, Canadà, Mèxic, EUA, al golf Pèrsic, al mar Caspi, a l'illa. Trinitat. Els volums totals de producció de petroli i gas són importants. Així, a la conca marina de Santa Bàrbara davant de la costa de Califòrnia, fins a 11 mil l / s de petroli només provenen d'una secció del fons (fins a 4 milions de tones / any). Aquesta font, que va funcionar durant més de 10 mil anys, va ser descoberta l'any 1793 per D. Vancouver [15]. Els càlculs realitzats per FG Dadashev i altres van mostrar que a la zona de la península d'Absheron, milers de milions de metres cúbics de gas i diversos milions de tones de petroli a l'any surten a la superfície del dia. Aquests són productes de la formació moderna de petroli i gas, no atrapats per trampes i formacions permeables plenes d'aigua. En conseqüència, l'escala esperada de generació d'HC s'hauria d'augmentar moltes vegades.

Les enormes velocitats de formació de gas s'evidencian sense ambigüitats pels estrats gruixuts d'hidrats de gas als sediments moderns de l'oceà mundial. Ja s'han establert més de 40 regions de distribució d'hidratació de gas, que contenen molts bilions de metres cúbics de gas. Al mar d'Okhotsk, A. M. Nadezhny i V. I. Bondarenko van observar la formació d'una capa d'hidrat de gas amb una àrea de 5000 m²que conté 2 bilions de m³ gas d'hidrocarburs [5]. Si l'edat dels dipòsits es considera 1 milió d'anys, el cabal de gas supera els 2 milions de metres³/ any [5]. Es produeix una intensa filtració al mar de Bering [14].

Les observacions als camps de Sibèria occidental (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, etc.) van mostrar un canvi en la composició dels olis de pou a pou, explicat per l'entrada d'HC al llarg de les esquerdes i fractures amagades (Fig. 4) d'una font més profunda d'HC. generació, que indica sense ambigüitats la presència de, a les zones de trànsit d'hidrocarburs, falles i esquerdes de caràcter ocult (falles-fantasma), que, però, estan força ben traçades en línies sísmiques temporals.

Arròs. 4. Model de la formació d'un dipòsit de petroli a la formació BP₁₀, camp de Severo-Gubkinskoye (Sibèria occidental)

jo - secció de perfil; II - Cromatogrames generalitzats de mostres d'oli. Dipòsits de petroli: 1 - "primària"; 2 - composicions "secundàries"; 3 - direcció del moviment dels hidrocarburs des de la font de generació; 4 - nombre de pous; 5 - esquerdar; 6 -cromatogrames (a - n-alcans, b - alcans isoprenoides). AMB - La quantitat de carboni de la molècula

Les mostres de petroli dels pous situats a la zona de pertorbacions tenen una densitat més baixa, un major rendiment de fraccions de gasolina i valors més alts de la relació pristane-fità isoprenans que les mostres de la part central del dipòsit, que es troba a la zona de menys. influència del flux de fluid ascendent i olis reflectants d'afluència anterior. L'estudi de les formes modernes de filtració hidrotermal i d'hidrocarburs al fons marí va permetre a V. Ya. Trotsyuk classificar-les en un grup especial de fenòmens naturals, que va anomenar "estructures d'avenç de fluids" [13].

L'elevat ritme de formació d'hidrocarburs s'evidencia de manera inequívoca per l'existència de jaciments gegantins de gas i petroli, sobretot si es troben confinats a trampes formades al Quaternari.

Això també ho demostren els volums gegantins de petroli pesat a les capes del Cretaci superior del camp d'Athabasca al Canadà o a les roques de l'Oligocè de la conca de l'Orinoco de Veneçuela. Els càlculs elementals mostren que 500 mil milions de tones de petroli pesat de Veneçuela van requerir 1,5 bilions de tones d'hidrocarburs líquids per a la seva formació, i quan l'Oligocè va durar menys de 30 milions d'anys, la taxa d'entrada d'hidrocarburs hauria d'haver superat les 50 mil tones / any. Fa temps que se sap que la producció de petroli es va restaurar després d'uns quants anys a partir de pous abandonats en vells camps de les regions de Bakú i Grozny. A més, hi ha pous actius als jaciments esgotats dels camps de Grozny de Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, la producció total de petroli ha superat durant molt de temps les reserves inicials recuperables.

El descobriment dels anomenats olis hidrotermals pot servir com a prova de les altes taxes de formació d'oli [7]. En una sèrie de depressions modernes de rift de l'oceà mundial (el golf de Califòrnia, etc.) en sediments quaternaris sota la influència de fluids d'alta temperatura, s'han establert manifestacions de petroli líquid, la seva edat es pot estimar des de diversos anys fins als 4000 -5000 anys [7]. Però si l'oli hidrotermal es considera un anàleg d'un procés de piròlisi de laboratori, la taxa s'hauria d'estimar com a primera xifra.

La comparació amb altres sistemes de fluids naturals que experimenten moviment vertical pot servir com a evidència indirecta de les altes taxes de moviment de les solucions d'hidrocarburs. Les enormes velocitats de l'abocament de fosos magmàtiques i volcanogèniques són força evidents. Per exemple, l'erupció moderna de l'Etna es produeix amb una velocitat de lava de 100 m/h. És interessant que durant els períodes de calma, fins a 25 milions de tones de diòxid de carboni es filtren a l'atmosfera des de la superfície del volcà a través de pertorbacions ocultes durant un any. La taxa de sortida dels fluids hidrotermals d'alta temperatura de les dorsals oceàniques, que es produeix durant almenys 20-30 mil anys, és d'1-5 m³/Amb. Amb aquests sistemes s'associa la formació de dipòsits de sulfur en forma d'anomenats "fumadors negres". Els cossos de mineral es formen a un ritme de 25 milions de tones / any, i la durada del procés en si s'estima entre 1 i 100 anys [1]. Són interessants les construccions d'OG Sorokhtin, que creu que les foses de kimberlita es mouen al llarg de les esquerdes litosfèriques a una velocitat de 30-50 m/s [11]. Això permet que la fosa superi les roques de l'escorça continental i el mantell de fins a 250 km de gruix en només 1,5-2 hores [12].

Els exemples anteriors indiquen, en primer lloc, taxes significatives no només de la generació d'hidrocarburs, sinó també del moviment de les seves solucions a través de les zones de trànsit de l'escorça terrestre al llarg dels sistemes d'esquerdes i pertorbacions amagades. En segon lloc, la necessitat de distingir entre velocitats molt lentes d'enfonsament de les capes sedimentàries (m / mln anys), velocitats d'escalfament lentes (d'1 ° С / any a 1 ° С / mln anys) i, per contra, velocitats molt ràpides de l'hidrocarbur. propi procés de generació i traslladar-los de la font de generació a trampes en embassaments naturals o a la superfície diürna de la conca. En tercer lloc, el mateix procés de transformació de l'OM en HC, que té un caràcter pulsante, també es desenvolupa durant un temps força llarg durant milions d'anys.

Tot l'anterior, si resulta ser cert, requerirà una revisió radical dels principis de desenvolupament dels jaciments de petroli i gas situats en conques modernes i de generació intensiva d'hidrocarburs. A partir de les taxes de generació i del nombre de camps, el desenvolupament d'aquests últims s'hauria de planificar de manera que la taxa de retirada estigui en una certa proporció amb la taxa d'entrada d'HC de les fonts de generació. En aquesta condició, alguns dipòsits determinaran el nivell de producció, mentre que d'altres estaran en la reposició natural de les seves reserves. Així, moltes regions productores de petroli funcionaran durant centenars d'anys, proporcionant una producció estable i equilibrada d'hidrocarburs. Aquest principi, semblant al principi d'explotació de terres forestals, hauria de convertir-se en el més important en el desenvolupament de la geologia del petroli i del gas en els propers anys

El petroli i el gas són recursos naturals renovables i el seu desenvolupament s'ha de construir sobre la base d'un equilibri científicament fonamentat dels volums de generació d'hidrocarburs i la possibilitat de retirar-los durant l'operació de camp

Vegeu també: Sensació silenciosa: el petroli es sintetitza per si mateix als camps gastats

Boris Alexandrovich Sokolov (1930-2004) - Membre corresponent de l'Acadèmia de Ciències de Rússia, Doctor en Ciències Geològiques i Mineralògiques, Professor, Cap del Departament de Geologia i Geoquímica dels Combustibles Fòssils, Degà de la Facultat de Geologia (1992-2002) de Moscou Universitat Estatal. MV Lomonosov, guardonat amb el Premi IM Gubkin (2004) per una sèrie de treballs "Creació d'un concepte evolutiu-geodinàmic d'un model fluidodinàmic de formació de petroli i classificació de les conques de petroli i gas sobre una base geodinàmica".

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - candidat de ciències químiques, geoquímic del petroli, empleat del Departament de Geologia i Geoquímica de Combustibles Fòssils de la Facultat de Geologia de la Universitat Estatal de Moscou. M. V. Lomonosov.

Bibliografia

1. Butuzova G. Yu. Sobre la relació de la formació de mineral hidrotermal amb la tectònica, el magmatisme i la història del desenvolupament de la zona de rift del Mar Roig // Litol. i útil. fòssil. 1991. Núm 4.

2. Vassoevich N. B, Teoria de l'origen de la migració sedimentària del petroli (revisió històrica i estat actual) // Izv. Acadèmia de Ciències de la URSS. Ser. geol. 1967. Núm 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Aspectes geoquímics de la creació d'una teoria general de la formació de petroli i gas // Tez. informe II Tot-Unió. Consell de Geoquímica del Carboni. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Petroli i gas natural - minerals de forma ràpida i constant // Tez. informe III Unió total. reunió. sobre geoquímica del carboni. M., 1991. Vol. 1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Hidrats de gas a la part de Kamtxatka-Pryparamushir del mar d'Okhotsk // Dokl. Acadèmia de Ciències de la URSS. 1989. T. 306, núm 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. i altres Oil & gas formation in sediments of the Domanik type. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Maduració de la matèria orgànica i formació d'oli: aspecte hidrotermal, Geokhimiya, núm. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Recerca geotèrmica i perforació superprofunda // Sov. geol. 1991. Núm 8.

9. Sokolov BA Model auto-oscil·latori de formació de petroli i gas Vestn. Les volanderes, un-això. Ser. 4, Geologia. 1990. núm 5.

10. Sokolov BA Sobre algunes noves direccions de desenvolupament de la geologia del petroli i el gas // Mineral. res. Rússia. 1992. Núm 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Teoria i pràctica de la prospecció de petroli i gas a Rússia: resultats i tasques // Izv. Acadèmia de Ciències de la URSS. Ser. geol. 1992. Núm 8.

12. Sorokhtin OG Formació de quimberlites diamantíferes i roques relacionades des del punt de vista de la tectònica de plaques // Geodynam. anàlisi i patrons de formació i col·locació de jaciments minerals. L., 1987. S. 92−107.

13. Trotsyuk V. Ya. Roques font de petroli de conques sedimentàries de zones d'aigua. M., 1992.

14. Abrams M. A. Evidència geofísica i geoquímica del subsòl per a fuites d'hidrocarburs al mar de Bering, Alaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, número 2.