Sobre la posibilidad de una generación moderna rápida de petróleo y gas

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Última modificación: 2023-12-16 16:02

En 1993, los científicos rusos demostraron que el petróleo y el gas son recursos renovables. Y no necesita extraer más de lo que se genera como resultado de procesos naturales. Solo entonces la presa puede considerarse no bárbara.

Generalmente se acepta en algunas comparaciones utilizar la imagen de dos caras de la misma medalla. La comparación es figurativa, pero no del todo precisa, ya que la medalla también tiene una nervadura que determina el grosor. Los conceptos científicos, si los comparamos con una medalla, tienen, además de sus propios aspectos científicos y aplicados, uno más, el psicológico, asociado a superar la inercia del pensamiento y revisar la opinión que se había desarrollado en ese momento sobre este fenómeno.

El obstáculo psicológico puede denominarse síndrome del dogmatismo científico o el llamado "sentido común". Superar este síndrome, que es un freno notable al progreso científico, consiste en conocer el origen de su aparición.

Las ideas sobre la lenta formación y acumulación de petróleo y gas y, como consecuencia, sobre el agotamiento e irremplazabilidad de las reservas de hidrocarburos (HC) en el interior de la Tierra, aparecieron a mediados del siglo pasado junto con los rudimentos de la geología del petróleo y el gas.. Se basaron en el concepto especulativo de la generación de petróleo como un proceso asociado con la extracción de agua e hidrocarburos durante la inmersión y la compactación creciente de las rocas sedimentarias con la profundidad.

El hundimiento lento y el calentamiento gradual, que tuvieron lugar durante muchos millones de años, dieron lugar a la ilusión de una formación muy lenta de petróleo y gas. Se ha convertido en un axioma que la tasa extremadamente baja de formación de depósitos de hidrocarburos es incomparable con la tasa de extracción de petróleo y gas durante la operación de campo. Aquí, hubo una sustitución de ideas sobre las tasas de reacciones químicas durante la destrucción de la materia orgánica (MO) y su transformación en hidrocarburos gas-líquido móviles, las tasas de hundimiento de los estratos sedimentarios y su transformación catanética debido a la lenta, principalmente conductiva., calefacción. Las enormes tasas de reacciones químicas han sido reemplazadas por las tasas relativamente bajas de evolución de las cuencas sedimentarias. Es esta circunstancia la que subyace al concepto de duración de la formación de petróleo y gas y, en consecuencia, del agotamiento, irremplazabilidad de las reservas de petróleo y gas en el futuro previsible.

Las opiniones sobre la formación lenta de petróleo recibieron un reconocimiento universal y se utilizaron como base tanto para los conceptos económicos como para las teorías de la formación de petróleo y gas. Muchos investigadores, al evaluar la escala de generación de hidrocarburos, introducen el concepto de "tiempo geológico" en las fórmulas de cálculo como factor. Sin embargo, aparentemente, basándose en nuevos datos, estas opiniones deberían discutirse y revisarse [4, 9-11].

Ya se puede ver una cierta desviación de la tradición en la teoría de la puesta en escena de la formación de petróleo y la idea de la fase principal de formación de petróleo (GEF), propuesta en 1967 por NB Vassoevich [2]. Aquí, se muestra por primera vez que el pico de generación cae en una profundidad relativamente estrecha y, por lo tanto, un intervalo de tiempo determinado por el tiempo que el estrato padre está en la zona de temperatura de 60-150 ° C.

Un estudio más detallado de la manifestación de la puesta en escena mostró que las principales olas de formación de petróleo y gas se rompen en picos más estrechos. Entonces, S. G. Neruchev et al. Establecieron varios máximos tanto para la zona GFN como para la GZG. Los picos de generación correspondientes corresponden en potencia a intervalos de sólo unos pocos cientos de metros. Y esto indica una reducción significativa en la duración de la generación de ondas de choque y, al mismo tiempo, un aumento significativo en su tasa [6].

Las altas tasas de generación de HC también se derivan del modelo moderno de este proceso. La formación de petróleo y gas en la cuenca sedimentaria se considera un proceso químico de múltiples etapas de autodesarrollo, expresado por la alternancia de reacciones de descomposición (destrucción) y síntesis y que procede bajo la acción de la energía "biológica" (solar) almacenada por compuestos orgánicos. y la energía del calor endógeno de la Tierra y, como muestran los resultados de la perforación superprofunda, la mayor parte del calor entra en la base de la litosfera y se mueve en la litosfera por convección. La proporción de calor asociado con la desintegración radiactiva representa menos de un tercio de su cantidad total [8]. Se cree que en zonas de compresión tectónica, el flujo de calor es de unos 40 mW / m², y en zonas de tensión sus valores alcanzan los 60-80 mW / m²… Los valores máximos se establecen en las fallas oceánicas - 400-800 mW / m²… Los valores bajos observados en depresiones jóvenes como el Caspio Sur y el Mar Negro están distorsionados debido a tasas de sedimentación ultra altas (0,1 cm / año). De hecho, también son bastante altos (80-120 mW / m²) [8].

La descomposición de la materia orgánica y la síntesis de hidrocarburos como reacciones químicas proceden extremadamente rápido. Las reacciones de destrucción y síntesis deben considerarse como puntos de inflexión revolucionarios que conducen a la aparición de petróleo y gas, con su posterior concentración en el yacimiento en un contexto general de lento hundimiento evolutivo y calentamiento de los estratos sedimentarios. Este hecho fue confirmado de manera convincente por estudios de laboratorio de pirólisis de kerógeno.

Recientemente, para describir los rápidos fenómenos de transformación de una sustancia de un estado a otro, se ha comenzado a utilizar el término "anastrofia", propuesto por el químico sueco H. Balchevsky. La formación de compuestos de hidrocarburos a partir de la descomposición de materia orgánica, que ocurre en un salto a una velocidad tremenda, debe clasificarse como anastrófica.

El escenario moderno de formación de petróleo y gas se dibuja de la siguiente manera. La materia orgánica de los estratos sedimentarios de la cuenca hundida sufre una serie de transformaciones. En la etapa de sedimentogénesis y diagénesis, los principales grupos de biopolímeros (grasas, proteínas, carbohidratos, lignina) se descomponen y varios tipos de geopolímeros se acumulan en el sedimento y crean kerógeno en las rocas sedimentarias. Simultáneamente, hay una síntesis rápida (geoanastrofia) de gases de hidrocarburos, que pueden acumularse debajo de los primeros sellos, crear estratos de hidratos de gas en la capa inferior o áreas de permafrost y formar salidas de gas natural en la superficie o en el fondo de los reservorios (Fig..1).

Arroz. 1. Esquema de formación de hidratos de gas en la parte de Paramushir del mar de Okhotsk (según [5]): 1 - capa sedimentaria; 2 - capas consolidadas; 3 - formación de una capa de hidrato de gas; 4 - zona de concentración de gas; 5 - dirección de la migración del gas; 6 - salidas de gas inferiores. Escala vertical en segundos

En la etapa de transformación cagenética de rocas sedimentarias, tiene lugar la termodestrucción de geopolímeros y la anastrofia termocatalítica de hidrocarburos de petróleo a partir de fragmentos de lípidos e isoprenoides que contienen oxígeno liberados de formas kerógenas de materia orgánica dispersa [31]. Como resultado, se crean hidrocarburos líquidos y gaseosos, que forman soluciones de hidrocarburos que migran, pasando de los estratos principales a los horizontes del yacimiento y fallas conductoras de fluidos.

Soluciones de HC que saturan los reservorios naturales, bien se concentran en sus partes elevadas en forma de acumulaciones individuales de petróleo y gas, o cuando se mueven hacia arriba a lo largo de fallas tectónicas, caen en zonas de temperaturas y presiones más bajas y allí forman depósitos de varios tipos, o, con una alta intensidad del proceso, salen a la superficie del día en forma de manifestaciones de petróleo y gas natural.

Un análisis de la ubicación de los campos de petróleo y gas en las cuencas de la CEI (Fig.2) y el mundo indica inequívocamente que hay un nivel global de 1-3 km de concentración de acumulaciones de petróleo y gas y alrededor del 90% de todas las reservas de hidrocarburos. están asociados con él.

Arroz. Distribución en profundidad de las reservas de petróleo y gas en las cuencas de la CEI (según A. G. Gabrielyants, 1991)

mientras que las fuentes de generación se ubican a profundidades de 2 a 10 km (Fig. 3).

Arroz. 3. Tipificación de cuencas según la relación de la zona principal de formación de petróleo y el intervalo principal de concentración de depósitos de petróleo y gas (según A. A. Fayzulaev, 1992, con cambios y adiciones)

Tipos de piscinas: I- desunido; II - cerca; III - Unido. Nombre de las piscinas: 1 - Caspio sur; 2 - Viena; 3 - el golfo de México; 4 - panónico; 5 - Siberia occidental; 6 - permanente, 7 - Volga-Uralsky. Zonificación vertical: 1 - zona de tránsito superior: 2 - la zona de los ojos de acumulación de aceite: 3 - zona de tránsito inferior; 4 - GFN (centros de generación de petróleo); 5 - GFG (centros de generación de gas); 6 - dirección de la migración de hidrocarburos; 7 - el área que refleja las reservas geológicas de hidrocarburos o el número de depósitos,%

La posición de los centros de generación está determinada por el régimen de temperatura de la cuenca, y la posición de los depósitos de petróleo y gas está determinada principalmente por las condiciones termobáricas de condensación de las soluciones de hidrocarburos y la pérdida de energía del movimiento migratorio. La primera condición es individual para piscinas individuales, la segunda es generalmente universal para todas las piscinas. Así, en cualquier cuenca, de abajo hacia arriba, se distinguen varias zonas genéticas de comportamiento de HC: la zona inferior o principal de generación de HC y formación de soluciones de HC, la zona de tránsito de solución de HC inferior, la zona principal de acumulación de solución de HC en el reservorio y la zona superior de tránsito de la solución de HC, y su salida a la superficie diurna. Además, en las cuencas sedimentarias marinas de aguas profundas y las cuencas ubicadas en las regiones subpolares, aparece una zona de hidratos de gas en la parte superior de la cuenca.

El escenario considerado de formación de petróleo y gas permite cuantificar la tasa de formación de HC en cuencas de petróleo y gas que experimentan hundimientos intensos y, por lo tanto, en condiciones de formación intensiva de HC moderno. El indicador más llamativo de la intensidad de la formación de petróleo y gas son las manifestaciones de petróleo y gas natural en las cuencas de sedimentación modernas. La filtración natural de petróleo se ha establecido en muchas partes del mundo: frente a las costas de Australia, Alaska, Venezuela, Canadá, México, EE. UU., En el Golfo Pérsico, el Mar Caspio, frente a la isla. Trinidad. Los volúmenes totales de producción de petróleo y gas son significativos. Entonces, en la cuenca marina de Santa Bárbara frente a la costa de California, hasta 11 mil l / s de petróleo provienen de una sola sección del fondo (hasta 4 millones de toneladas / año). Esta fuente, que opera desde hace más de 10 mil años, fue descubierta en 1793 por D. Vancouver [15]. Los cálculos realizados por FG Dadashev y otros mostraron que en el área de la península de Absheron, miles de millones de metros cúbicos de gas y varios millones de toneladas de petróleo al año salen a la superficie del día. Estos son productos de la formación moderna de petróleo y gas, no atrapados por trampas y formaciones permeables llenas de agua. En consecuencia, la escala esperada de generación de HC debería incrementarse muchas veces.

Las enormes tasas de formación de gas se evidencian sin ambigüedad en los gruesos estratos de hidratos de gas en los sedimentos modernos del Océano Mundial. Ya se han establecido más de 40 regiones de distribución de hidratación de gas, que contienen muchos billones de metros cúbicos de gas. En el Mar de Okhotsk, A. M. Nadezhny y V. I. Bondarenko observaron la formación de una capa de hidrato de gas con un área de 5000 m²que contiene 2 billones de m³ gas hidrocarburo [5]. Si la edad de los depósitos se considera 1 millón de años, entonces el caudal de gas supera los 2 millones de m.³/ año [5]. Se produce una intensa filtración en el mar de Bering [14].

Las observaciones en los campos de Siberia occidental (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, etc.) mostraron un cambio en la composición de los hidrocarburos de pozo a pozo, explicado por la entrada de HC a lo largo de grietas y fracturas ocultas (Fig.4) de una fuente más profunda de HC generación, que indica inequívocamente la presencia de en las zonas de tránsito de hidrocarburos fallas y grietas de carácter oculto (fallas fantasma), que, sin embargo, están bastante bien trazadas en líneas sísmicas de tiempo.

Arroz. 4. Modelo de formación de un yacimiento de petróleo en la formación BP₁₀, Campo Severo-Gubkinskoye (Siberia occidental)

I - sección de perfil; II - cromatogramas generalizados de muestras de aceite. Depósitos de petróleo: 1 - "primario"; 2 - composiciones "secundarias"; 3 - dirección del movimiento de los hidrocarburos desde la fuente de generación; 4 - número de pozos; 5 - grieta; 6 - cromatogramas (a - n-alcanos, B - alcanos isoprenoides). CON - la cantidad de carbono en la molécula

Las muestras de petróleo de los pozos ubicados en la zona de perturbaciones tienen menor densidad, mayor rendimiento de fracciones de gasolina y mayores valores de la relación pristano-fitano isoprenanes que las muestras de la parte central del yacimiento, que se encuentra en la zona de menor influencia del flujo de fluido ascendente y los aceites reflectantes de afluencia anterior. El estudio de las formas modernas de filtración hidrotermal y de hidrocarburos en el lecho marino permitió a V. Ya. Trotsyuk clasificarlas en un grupo especial de fenómenos naturales, a los que llamó “estructuras de ruptura de fluidos” [13].

La alta tasa de formación de hidrocarburos se evidencia inequívocamente por la existencia de gigantescos depósitos de gas y petróleo, especialmente si están confinados a trampas formadas en el Cuaternario.

Esto también se evidencia por los gigantescos volúmenes de petróleos pesados en las capas del Cretácico Superior del campo Athabasca en Canadá o en las rocas del Oligoceno de la Cuenca del Orinoco de Venezuela. Cálculos elementales muestran que 500 mil millones de toneladas de petróleo pesado de Venezuela requirieron 1,5 billones de toneladas de hidrocarburos líquidos para su formación, y cuando el Oligoceno duró menos de 30 millones de años, la tasa de entrada de hidrocarburos debería haber superado las 50 mil toneladas / año. Se sabe desde hace mucho tiempo que la producción de petróleo se restableció después de unos años de pozos abandonados en campos antiguos en las regiones de Bakú y Grozny. Además, hay pozos activos en los depósitos agotados de los campos Grozny de Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, cuya producción total de petróleo ha superado durante mucho tiempo las reservas recuperables iniciales.

El descubrimiento de los llamados aceites hidrotermales puede servir como evidencia de altas tasas de formación de aceite [7]. En varias depresiones de rift modernas del Océano Mundial (el Golfo de California, etc.) en sedimentos cuaternarios bajo la influencia de fluidos a alta temperatura, se han establecido manifestaciones de petróleo líquido, su edad se puede estimar desde varios años hasta 4000 -5000 años [7]. Pero si el aceite hidrotermal se considera un análogo de un proceso de pirólisis de laboratorio, la tasa debe estimarse como la primera cifra.

La comparación con otros sistemas de fluidos naturales que experimentan movimiento vertical puede servir como evidencia indirecta de altas tasas de movimiento de soluciones de hidrocarburos. Las enormes tasas de derretimiento de magmáticos y volcanogénicos son bastante obvias. Por ejemplo, la erupción moderna del Monte Etna ocurre con una velocidad de lava de 100 m / h. Es interesante que durante los períodos de calma, hasta 25 millones de toneladas de dióxido de carbono se filtran a la atmósfera desde la superficie del volcán a través de perturbaciones ocultas durante un año. La tasa de salida de fluidos hidrotermales de alta temperatura de las dorsales oceánicas, que ocurre durante al menos 20-30 mil años, es de 1-5 m³/Con. La formación de depósitos de sulfuro en forma de los llamados "fumadores negros" está asociada a estos sistemas. Los cuerpos de mineral se forman a un ritmo de 25 millones de toneladas / año, y la duración del proceso en sí se estima en 1 a 100 años [1]. De interés son las construcciones de OG Sorokhtin, quien cree que los fundidos de kimberlita se mueven a lo largo de las grietas litosféricas a una velocidad de 30-50 m / s [11]. Esto permite que el deshielo supere las rocas de la corteza continental y el manto de hasta 250 km de espesor en sólo 1,5–2 horas [12].

Los ejemplos anteriores indican, en primer lugar, tasas significativas no solo de generación de hidrocarburos, sino también del movimiento de sus soluciones a través de las zonas de tránsito en la corteza terrestre a lo largo de los sistemas de grietas y perturbaciones ocultas en la misma. En segundo lugar, la necesidad de distinguir entre tasas muy lentas de hundimiento de las capas sedimentarias (m / mln años), tasas de calentamiento lentas (de 1 ° С / año a 1 ° С / mln años) y, a la inversa, tasas muy rápidas del hidrocarburo. propio proceso de generación y trasladarlos desde la fuente de generación a trampas en reservorios naturales o hasta la superficie diurna de la cuenca. En tercer lugar, el mismo proceso de transformación de OM en HC, que tiene un carácter pulsante, también se desarrolla durante un tiempo bastante largo durante millones de años.

Todo lo anterior, de resultar cierto, requerirá una revisión radical de los principios de desarrollo de los campos de petróleo y gas ubicados en modernas cuencas de hidrocarburos de generación intensiva. Con base en las tasas de generación y el número de campos, el desarrollo de este último debe planificarse de tal manera que la tasa de extracción esté en una cierta proporción con la tasa de entrada de HC de las fuentes de generación. Bajo esta condición, algunos depósitos determinarán el nivel de producción, mientras que otros estarán en la reposición natural de sus reservas. Por lo tanto, muchas regiones productoras de petróleo operarán durante cientos de años, proporcionando una producción estable y equilibrada de hidrocarburos. Este principio, similar al principio de explotación de tierras forestales, debería convertirse en el más importante en el desarrollo de la geología del petróleo y el gas en los próximos años

El petróleo y el gas son recursos naturales renovables y su desarrollo debe construirse sobre la base de un balance científicamente fundamentado de los volúmenes de generación de hidrocarburos y la posibilidad de extracción durante la operación de campo

Ver también: Sensación de silencio: el petróleo se sintetiza por sí mismo en los campos agotados

Boris Alexandrovich Sokolov (1930-2004) - Miembro correspondiente de la Academia de Ciencias de Rusia, Doctor en Ciencias Geológicas y Mineralógicas, Profesor, Jefe del Departamento de Geología y Geoquímica de Combustibles Fósiles, Decano de la Facultad de Geología (1992-2002) de Moscú Universidad Estatal. MV Lomonosov, premio IM Gubkin Prize (2004) por una serie de trabajos "Creación de un concepto evolutivo-geodinámico de un modelo fluidodinámico de formación de petróleo y clasificación de cuencas de petróleo y gas sobre una base geodinámica".

Guseva Antonina Nikolaevna (1918-2014) - candidato de ciencias químicas, geoquímico del petróleo, empleado del Departamento de Geología y Geoquímica de Combustibles Fósiles de la Facultad de Geología de la Universidad Estatal de Moscú. M. V. Lomonosov.

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