Sulla possibilità di una rapida generazione moderna di petrolio e gas

2024 Autore: Seth Attwood | [email protected]. Ultima modifica: 2023-12-16 16:08

Già nel 1993, gli scienziati russi hanno dimostrato che il petrolio e il gas sono risorse rinnovabili. E non devi estrarre più di quanto viene generato come risultato di processi naturali. Solo allora la preda può essere considerata non barbarica.

È generalmente accettato in alcuni confronti utilizzare l'immagine di due lati della stessa medaglia. Il confronto è figurativo, ma non del tutto esatto, poiché la medaglia presenta anche una nervatura che ne determina lo spessore. I concetti scientifici, se li confrontiamo con una medaglia, hanno, oltre ai loro aspetti scientifici e applicativi, uno in più - psicologico, associato al superamento dell'inerzia del pensiero e alla revisione dell'opinione che si era sviluppata a quel tempo su questo fenomeno.

L'ostacolo psicologico può essere chiamato la sindrome del dogmatismo scientifico, o il cosiddetto "senso comune". Superare questa sindrome, che è un notevole freno al progresso scientifico, consiste nel conoscere le origini del suo aspetto.

Le idee sulla lenta formazione e accumulo di petrolio e gas e, di conseguenza, sull'esaurimento e insostituibilità delle riserve di idrocarburi (HC) all'interno della Terra sono apparse a metà del secolo scorso insieme ai rudimenti della geologia del petrolio e del gas. Si basavano sul concetto speculativo della generazione di petrolio come processo associato alla spremitura di acqua e idrocarburi durante l'immersione e alla crescente compattazione delle rocce sedimentarie con la profondità.

Il cedimento lento e il riscaldamento graduale, verificatisi nell'arco di molti milioni di anni, hanno dato origine all'illusione di una formazione molto lenta di petrolio e gas. È diventato un assioma che il tasso estremamente basso di formazione dei depositi di idrocarburi è incomparabile con il tasso di estrazione di petrolio e gas durante le operazioni sul campo. Qui, c'era una sostituzione di idee sui tassi di reazioni chimiche durante la distruzione della materia organica (OM) e la sua trasformazione in idrocarburi gas-liquidi mobili, i tassi di subsidenza degli strati sedimentari e la loro trasformazione catagenetica dovuta a lenti, principalmente conduttive, il riscaldamento. Le enormi velocità delle reazioni chimiche sono state sostituite dalle velocità relativamente basse di evoluzione dei bacini sedimentari. È questa circostanza che sta alla base del concetto di durata della formazione di petrolio e gas e, di conseguenza, dell'esaurimento, insostituibilità delle riserve di petrolio e gas nel prossimo futuro.

Le opinioni sulla lenta formazione del petrolio hanno ricevuto un riconoscimento universale e sono state utilizzate come base sia per i concetti economici che per le teorie sulla formazione di petrolio e gas. Molti ricercatori, quando valutano la scala della generazione di idrocarburi, introducono il concetto di "tempo geologico" nelle formule di calcolo come fattore. Tuttavia, apparentemente, sulla base di nuovi dati, queste opinioni dovrebbero essere discusse e riviste [4, 9-11].

Un certo allontanamento dalla tradizione può essere visto già nella teoria della messa in scena della formazione dell'olio e nell'idea della fase principale della formazione dell'olio (GEF), proposta nel 1967 da NB Vassoevich [2]. Qui viene mostrato per la prima volta che il picco di generazione cade su una profondità relativamente stretta e, quindi, un intervallo di tempo determinato dal tempo in cui lo strato genitore si trova nella zona di temperatura di 60–150 ° C.

Ulteriori studi sulla manifestazione della stadiazione hanno mostrato che le principali ondate di formazione di petrolio e gas si rompono in picchi più stretti. Quindi, S. G. Neruchev et al. Stabilirono diversi massimi sia per la zona GFN che per la GZG. I corrispondenti picchi di generazione corrispondono in potenza ad intervalli di poche centinaia di metri. E questo indica una significativa riduzione della durata della generazione di onde d'urto e, allo stesso tempo, un significativo aumento della sua velocità [6].

Alti tassi di generazione di HC derivano anche dal modello moderno di questo processo. La formazione di petrolio e gas nel bacino sedimentario è considerata un processo chimico multistadio autosviluppante, espresso dall'alternanza di reazioni di decomposizione (distruzione) e di sintesi e che procede sotto l'azione sia dell'energia "biologica" (solare) immagazzinata dai composti organici e l'energia del calore endogeno della Terra e, come mostrato dai risultati della perforazione superprofonda, la maggior parte del calore entra alla base della litosfera e si muove nella litosfera per convezione. La quota di calore associata al decadimento radioattivo rappresenta meno di un terzo della sua quantità totale [8]. Si ritiene che nelle zone di compressione tettonica il flusso di calore sia di circa 40 mW/m², e nelle zone di tensione i suoi valori raggiungono 60−80 mW / m²… I valori massimi sono stabiliti nelle spaccature oceaniche - 400-800 mW / m²… I bassi valori osservati nelle giovani depressioni come il Caspio meridionale e il Mar Nero sono distorti a causa di tassi di sedimentazione ultra alti (0,1 cm/anno). Infatti sono anche piuttosto alti (80-120 mW/m²) [8].

La decomposizione di OM e la sintesi di idrocarburi come reazioni chimiche procedono estremamente rapidamente. Le reazioni di distruzione e di sintesi vanno considerate come svolte rivoluzionarie che portano alla comparsa del petrolio e del gas, con la loro successiva concentrazione nel giacimento, in un contesto generale di lenta subsidenza evolutiva e riscaldamento degli strati sedimentari. Questo fatto è stato confermato in modo convincente da studi di laboratorio sulla pirolisi del kerogene.

Recentemente, per descrivere i fenomeni che si verificano rapidamente nella trasformazione di una sostanza da uno stato all'altro, ha iniziato a essere utilizzato il termine "anastrofia", proposto dal chimico svedese H. Balchevsky. La formazione di composti idrocarburici dalla materia organica in decomposizione, che avviene in un salto ad una velocità tremenda, dovrebbe essere classificata come anastrofica.

Lo scenario moderno della formazione di petrolio e gas è disegnato come segue. La materia organica degli strati sedimentari del bacino sprofondante subisce una serie di trasformazioni. Nella fase di sedimentogenesi e diagenesi, i principali gruppi di biopolimeri (grassi, proteine, carboidrati, lignina) si decompongono e vari tipi di geopolimeri si accumulano nel sedimento e creano cherogeno nelle rocce sedimentarie. Contemporaneamente si ha una rapida sintesi (geoanastrofia) di gas idrocarburici, che possono accumularsi sotto le prime guarnizioni, creare strati di idrati di gas nello strato inferiore o nelle aree di permafrost, e formare sbocchi di gas naturale sulla superficie o sul fondo dei giacimenti (Fig..1).

Riso. 1. Schema di formazione di idrati di gas nella parte Paramushir del Mare di Okhotsk (secondo [5]): 1 - strato sedimentario; 2 - strati consolidati; 3 - formazione dello strato di idrato di gas; 4 - zona di concentrazione del gas; 5 - direzione di migrazione del gas; 6 - uscite gas inferiori. Scala verticale in secondi

Nella fase di trasformazione catagenetica delle rocce sedimentarie avvengono la termodistruzione di geopolimeri e l'anastrofia termocatalitica di idrocarburi petroliferi da frammenti contenenti ossigeno di lipidi e composti isoprenoidi rilasciati da forme kerogene di materia organica dispersa [31]. Di conseguenza, vengono creati idrocarburi liquidi e gassosi, che formano soluzioni di idrocarburi migratori, passando dagli strati genitori agli orizzonti di giacimento e alle faglie conduttrici di fluido.

Soluzioni di idrocarburi che saturano i giacimenti naturali, o si concentrano nelle loro parti rialzate sotto forma di singoli accumuli di petrolio e gas, oppure risalendo lungo faglie tettoniche, cadono in zone di temperatura e pressione più basse e lì formano depositi di vario tipo, oppure, con un'elevata intensità del processo, emergono sulla superficie del giorno sotto forma di manifestazioni naturali di petrolio e gas.

Un'analisi della posizione dei giacimenti di petrolio e gas nei bacini della CSI (Fig. 2) e nel mondo indica inequivocabilmente che esiste un livello globale di 1-3 km di concentrazione di accumuli di petrolio e gas e circa il 90% di tutte le riserve di idrocarburi sono ad essa associati.

Riso. 2. Distribuzione in profondità delle riserve di petrolio e gas nei bacini della CSI (secondo A. G. Gabrielyants, 1991)

mentre le sorgenti di generazione sono localizzate a profondità da 2 a 10 km (Fig. 3).

Riso. 3. Tipizzazione dei bacini in base al rapporto tra la zona principale di formazione del petrolio e l'intervallo principale di concentrazione dei giacimenti di petrolio e gas (secondo A. A. Fayzulaev, 1992, con modifiche e aggiunte)

Tipi di piscina: io- disunito; II - chiudere; III - unito. Nome delle piscine: 1 - Caspio meridionale; 2 - Vienna; 3 - il Golfo del Messico; 4 - pannonico; 5 - Siberia occidentale; 6 - Permanente, 7 - Volga-Uralsky. Zonizzazione verticale: 1 - zona di transito superiore: 2 - la zona degli occhi di accumulo di olio: 3 - zona di transito inferiore; 4 - GFN (centri di produzione di petrolio); 5 - GFG (centri di generazione gas); 6 - direzione di migrazione degli idrocarburi; 7 - l'area che riflette le riserve geologiche di idrocarburi o il numero di depositi,%

La posizione dei centri di generazione è determinata dal regime di temperatura del bacino e la posizione dei giacimenti di petrolio e gas è determinata principalmente dalle condizioni termobariche di condensazione delle soluzioni di idrocarburi e dalla perdita di energia del movimento migratorio. La prima condizione è individuale per le singole piscine, la seconda è generalmente universale per tutte le piscine. Pertanto, in ogni bacino, dal basso verso l'alto, si distinguono diverse zone genetiche del comportamento degli HC: la zona inferiore o principale di generazione di HC e formazione di soluzioni di HC, la zona di transito inferiore della soluzione di HC, la zona principale di accumulo di HC-soluzione in il serbatoio e la zona di transito superiore della soluzione di HC e la loro uscita sulla superficie diurna. Inoltre, nei bacini sedimentari marini di acque profonde e nei bacini situati nelle regioni subpolari, nella parte superiore del bacino appare una zona di idrati di gas.

Lo scenario considerato di formazione di petrolio e gas consente di quantificare il tasso di formazione di HC in bacini di petrolio e gas sottoposti a subsidenza intensa e, quindi, in condizioni di moderna formazione intensiva di HC. L'indicatore più eclatante dell'intensità della formazione di petrolio e gas sono gli spettacoli naturali di petrolio e gas nei moderni bacini di sedimentazione. Infiltrazioni naturali di petrolio sono state stabilite in molte parti del mondo: al largo delle coste dell'Australia, Alaska, Venezuela, Canada, Messico, Stati Uniti, nel Golfo Persico, nel Mar Caspio, al largo dell'isola. Trinità. I volumi totali di produzione di petrolio e gas sono significativi. Così, nel bacino marino di Santa Barbara al largo della California, da una sola sezione del fondale provengono fino a 11mila l/s di petrolio (fino a 4 milioni di tonnellate/anno). Questa sorgente, attiva da più di 10mila anni, fu scoperta nel 1793 da D. Vancouver [15]. I calcoli effettuati da FG Dadashev e altri hanno mostrato che nell'area della penisola di Absheron, miliardi di metri cubi di gas e diversi milioni di tonnellate di petrolio all'anno escono sulla superficie della giornata. Questi sono prodotti della moderna formazione di petrolio e gas, non intrappolati da trappole e formazioni permeabili piene d'acqua. Di conseguenza, la portata prevista della generazione di HC dovrebbe essere aumentata molte volte.

Gli enormi tassi di formazione di gas sono chiaramente evidenziati dagli spessi strati di idrati di gas nei moderni sedimenti dell'Oceano Mondiale. Sono già state istituite più di 40 regioni di distribuzione dell'idratazione del gas, contenenti molti trilioni di metri cubi di gas. Nel Mare di Okhotsk, A. M. Nadezhny e V. I. Bondarenko hanno osservato la formazione di uno strato di idrato di gas con un'area di 5000 m²contenente 2 trilioni di m³ gas idrocarburici [5]. Se si considera l'età dei depositi di 1 milione di anni, la portata del gas supera i 2 milioni di m³/ anno [5]. Infiltrazioni intense si verificano nel Mare di Bering [14].

Le osservazioni nei campi della Siberia occidentale (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, ecc.) hanno mostrato un cambiamento nella composizione degli oli da pozzo a pozzo, spiegato dall'afflusso di HC lungo crepe e fratture nascoste (Fig. 4) da una fonte più profonda di HC generazione, che indica inequivocabilmente la presenza di nelle zone di transito degli idrocarburi, faglie e fessure di natura nascosta (faglie fantasma), che, tuttavia, sono abbastanza ben tracciate sulle linee sismiche nel tempo.

Riso. 4. Modello della formazione di un giacimento di petrolio nella formazione BP₁₀, campo Severo-Gubkinskoye (Siberia occidentale)

io - sezione profilo; II - cromatogrammi generalizzati di campioni di olio. Depositi di petrolio: 1 - "primario"; 2 - composizioni "secondarie"; 3 - direzione del moto degli idrocarburi dalla sorgente di generazione; 4 - numero di pozzi; 5 - crepa; 6 - cromatogrammi (un - n-alcani, B - alcani isoprenoidi). CON - la quantità di carbonio nella molecola

I campioni di petrolio provenienti da pozzi situati nella zona di disturbo hanno una densità inferiore, una resa maggiore delle frazioni di benzina e valori più elevati del rapporto isoprenani pristano-fitano rispetto ai campioni dalla parte centrale del giacimento, che si trova nella zona di meno l'influenza del flusso di fluido ascendente e gli oli che riflettono l'afflusso precedente. Lo studio delle moderne forme di infiltrazione idrotermale e di idrocarburi sul fondo del mare ha permesso a V. Ya. Trotsyuk di individuarle in un gruppo speciale di fenomeni naturali, che ha chiamato "strutture di sfondamento dei fluidi" [13].

L'alto tasso di formazione di idrocarburi è inequivocabilmente testimoniato dall'esistenza di giganteschi giacimenti di gas e petrolio, soprattutto se confinati nelle trappole formate nel Quaternario.

Ciò è dimostrato anche dai giganteschi volumi di oli pesanti negli strati del Cretaceo superiore del giacimento di Athabasca in Canada o nelle rocce dell'Oligocene del bacino dell'Orinoco in Venezuela. Calcoli elementari mostrano che 500 miliardi di tonnellate di petrolio pesante dal Venezuela hanno richiesto 1,5 trilioni di tonnellate di idrocarburi liquidi per la loro formazione, e quando l'Oligocene è durato meno di 30 milioni di anni, il tasso di afflusso di idrocarburi avrebbe dovuto superare le 50 mila tonnellate/anno. È noto da tempo che la produzione di petrolio è stata ripristinata dopo pochi anni da pozzi abbandonati in vecchi campi nelle regioni di Baku e Grozny. Inoltre, sono attivi pozzi nei giacimenti esauriti dei campi Grozny di Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, la cui produzione totale di petrolio ha da tempo superato le riserve iniziali recuperabili.

La scoperta dei cosiddetti oli idrotermali può servire come prova di alti tassi di formazione di olio [7]. In un certo numero di moderne depressioni di rift dell'Oceano Mondiale (il Golfo della California, ecc.) Nei sedimenti quaternari sotto l'influenza di fluidi ad alta temperatura, sono state stabilite manifestazioni di olio liquido, la sua età può essere stimata da diversi anni a 4000 -5000 anni [7]. Ma se l'olio idrotermale è considerato un analogo di un processo di pirolisi di laboratorio, il tasso dovrebbe essere stimato come la prima cifra.

Il confronto con altri sistemi di fluidi naturali che sperimentano un movimento verticale può servire come prova indiretta di elevate velocità di movimento delle soluzioni di idrocarburi. Gli enormi tassi di effusione di fusi magmatici e vulcanogenici sono abbastanza evidenti. Ad esempio, la moderna eruzione dell'Etna avviene con una velocità della lava di 100 m/h. È interessante notare che durante i periodi di calma, fino a 25 milioni di tonnellate di anidride carbonica penetrano nell'atmosfera dalla superficie del vulcano attraverso disturbi nascosti durante un anno. La velocità di deflusso dei fluidi idrotermali ad alta temperatura delle dorsali oceaniche, che si verifica per almeno 20-30 mila anni, è di 1-5 m³/Con. A questi sistemi è associata la formazione di depositi di solfuro sotto forma di cosiddetti "fumatori neri". I corpi di minerale si formano a una velocità di 25 milioni di tonnellate / anno e la durata del processo stesso è stimata in 1-100 anni [1]. Di interesse sono le costruzioni di OG Sorokhtin, che crede che i fusi di kimberlite si muovano lungo le fessure litosferiche a una velocità di 30-50 m / s [11]. Ciò consente alla fusione di superare le rocce della crosta continentale e del mantello fino a 250 km di spessore in appena 1,5–2 ore [12].

Gli esempi di cui sopra indicano, in primo luogo, tassi significativi non solo della generazione di idrocarburi, ma anche del movimento delle loro soluzioni attraverso le zone di transito nella crosta terrestre lungo i sistemi di crepe nascoste e disturbi in essa. In secondo luogo, la necessità di distinguere tra tassi di subsidenza degli strati sedimentari molto lenti (m/mln anni), tassi di riscaldamento lenti (da 1° С/anno a 1° С/mln anni) e, al contrario, tassi molto veloci dell'idrocarburo processo di generazione stesso e spostandoli dalla fonte di generazione alle trappole in serbatoi naturali o alla superficie diurna del bacino. Terzo, anche lo stesso processo di trasformazione di OM in HC, che ha un carattere pulsante, si sviluppa per un tempo piuttosto lungo nel corso di milioni di anni.

Tutto quanto sopra, se si rivelerà vero, richiederà una revisione radicale dei principi di sviluppo dei giacimenti di petrolio e di gas situati in moderni bacini di idrocarburi ad alta produzione. Sulla base dei tassi di generazione e del numero di campi, lo sviluppo di questi ultimi dovrebbe essere pianificato in modo tale che il tasso di prelievo sia in un certo rapporto con il tasso di immissione di HC dalle fonti di generazione. In questa condizione, alcuni depositi determineranno il livello di produzione, mentre altri saranno in ricostituzione naturale delle loro riserve. Pertanto, molte regioni produttrici di petrolio funzioneranno per centinaia di anni, fornendo una produzione stabile ed equilibrata di idrocarburi. Questo principio, simile al principio dello sfruttamento del suolo forestale, dovrebbe diventare il più importante nello sviluppo della geologia del petrolio e del gas nei prossimi anni

Il petrolio e il gas sono risorse naturali rinnovabili e il loro sviluppo dovrebbe essere costruito sulla base di un bilancio scientificamente fondato dei volumi di produzione di idrocarburi e della possibilità di prelievo durante le operazioni sul campo

Vedi anche: Sensazione silenziosa: l'olio viene sintetizzato da solo nei campi esauriti

Boris Aleksandrovic Sokolov (1930-2004) - Membro corrispondente dell'Accademia Russa delle Scienze, Dottore in Scienze Geologiche e Mineralogiche, Professore, Capo del Dipartimento di Geologia e Geochimica dei Combustibili Fossili, Preside della Facoltà di Geologia (1992-2002) dell'Università di Mosca Università Statale. MV Lomonosov, vincitore del Premio IM Gubkin (2004) per una serie di lavori "Creazione di un concetto evolutivo-geodinamico di un modello fluidodinamico di formazione del petrolio e classificazione di bacini petroliferi e gassosi su base geodinamica".

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - candidato di scienze chimiche, geochimico petrolifero, impiegato del Dipartimento di geologia e geochimica dei combustibili fossili della Facoltà di geologia dell'Università statale di Mosca. M. V. Lomonosov.

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