Sobre a possibilidade de geração rápida e moderna de óleo e gás

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Última modificação: 2023-12-16 16:14

Em 1993, cientistas russos provaram que petróleo e gás são recursos renováveis. E você não precisa extrair mais do que é gerado como resultado de processos naturais. Só então a presa pode ser considerada não bárbara.

É geralmente aceito em algumas comparações usar a imagem dos dois lados da mesma medalha. A comparação é figurativa, mas não totalmente precisa, já que a medalha também possui uma costela que determina a espessura. Os conceitos científicos, se os compararmos com uma medalha, têm, além dos seus próprios aspectos científicos e aplicados, mais um - o psicológico, associado à superação da inércia de pensar e rever a opinião que então se desenvolvera sobre esse fenômeno.

O obstáculo psicológico pode ser denominado síndrome do dogmatismo científico, ou o chamado "bom senso". A superação dessa síndrome, que é um freio perceptível ao progresso científico, consiste em conhecer as origens de seu surgimento.

As ideias sobre a lenta formação e acumulação de petróleo e gás e, por consequência, sobre o esgotamento e insubstituibilidade das reservas de hidrocarbonetos (HC) no interior da Terra surgiram em meados do século passado junto com os rudimentos da geologia do petróleo e gás. Eles se baseavam no conceito especulativo de geração de petróleo como um processo associado à extração de água e hidrocarbonetos durante a imersão e à compactação crescente das rochas sedimentares com a profundidade.

A subsidência lenta e o aquecimento gradual, ocorrendo ao longo de muitos milhões de anos, deram origem à ilusão de uma formação muito lenta de petróleo e gás. Tornou-se um axioma que a taxa extremamente baixa de formação de depósitos de hidrocarbonetos é incomparável com a taxa de extração de petróleo e gás durante a operação de campo. Aqui, houve uma substituição de ideias sobre as taxas de reações químicas durante a destruição da matéria orgânica (MO) e sua transformação em hidrocarbonetos gás-líquido móveis, as taxas de subsidência de estratos sedimentares e sua transformação catagenética devido a lentidão, principalmente condutiva, aquecimento. As enormes taxas de reações químicas foram substituídas pelas taxas relativamente baixas de evolução das bacias sedimentares. É esta circunstância que fundamenta o conceito de duração da formação de óleo e gás e, consequentemente, a exaustão, insubstituibilidade das reservas de óleo e gás em um futuro previsível.

As visões sobre a lenta formação de óleo receberam reconhecimento universal e foram usadas como base para conceitos econômicos e teorias de formação de óleo e gás. Muitos pesquisadores, ao avaliar a escala de geração de hidrocarbonetos, introduzem o conceito de "tempo geológico" nas fórmulas de cálculo como um fator. No entanto, aparentemente, com base em novos dados, essas visões devem ser discutidas e revisadas [4, 9-11].

Um certo afastamento da tradição já pode ser visto na teoria do estadiamento da formação de óleo e na ideia da fase principal da formação de óleo (GEF), proposta em 1967 por NB Vassoevich [2]. Aqui, é mostrado pela primeira vez que o pico de geração cai em uma profundidade relativamente estreita e, portanto, um intervalo de tempo determinado pelo tempo em que o estrato pai está na zona de temperatura de 60-150 ° C.

Um estudo mais aprofundado da manifestação do estadiamento mostrou que as ondas principais de formação de óleo e gás se dividem em picos mais estreitos. Assim, S. G. Neruchev e outros estabeleceram vários máximos para a zona GFN e GZG. Os picos de geração correspondentes correspondem em potência a intervalos de apenas algumas centenas de metros. E isso indica uma redução significativa na duração da geração das ondas de choque e, ao mesmo tempo, um aumento significativo em sua taxa [6].

Altas taxas de geração de HC também decorrem do modelo moderno desse processo. A formação de óleo e gás na bacia sedimentar é considerada como um processo químico de múltiplos estágios de autodesenvolvimento, expresso pela alternância de reações de decomposição (destruição) e síntese e prosseguindo sob a ação da energia "biológica" (solar) armazenada por compostos orgânicos e a energia do calor endógeno da Terra e, como mostrado pelos resultados da perfuração superprofundada, a maior parte do calor entra na base da litosfera e se move na litosfera por convecção. A parcela do calor associada ao decaimento radioativo é responsável por menos de um terço de sua quantidade total [8]. Acredita-se que em zonas de compressão tectônica, o fluxo de calor é de cerca de 40 mW / m², e em zonas de tensão seus valores chegam a 60-80 mW / m²… Os valores máximos são estabelecidos nas fendas meso-oceânicas - 400-800 mW / m²… Os baixos valores observados em depressões jovens, como o Cáspio Sul e o Mar Negro, são distorcidos devido às taxas de sedimentação ultra-altas (0,1 cm / ano). Na verdade, eles também são bastante elevados (80-120 mW / m²) [8].

A decomposição de MO e a síntese de hidrocarbonetos como reações químicas ocorrem de maneira extremamente rápida. As reações de destruição e síntese devem ser consideradas como pontos de inflexão revolucionários que levam ao surgimento de óleo e gás, com sua subsequente concentração no reservatório contra o pano de fundo geral de lenta subsidência evolutiva e aquecimento dos estratos sedimentares. Este fato foi convincentemente confirmado por estudos de laboratório de pirólise de querogênio.

Recentemente, para descrever o fenômeno de rápida transformação de uma substância de um estado para outro, o termo "anastrofia", proposto pelo químico sueco H. Balchevsky, começou a ser usado. A formação de compostos de hidrocarbonetos a partir da decomposição da matéria orgânica, que ocorre em um salto a uma velocidade tremenda, deve ser classificada como anastrófica.

O cenário moderno de formação de óleo e gás é desenhado da seguinte forma. A matéria orgânica dos estratos sedimentares da bacia que afunda sofre uma série de transformações. Na fase de sedimentogênese e diagênese, os principais grupos de biopolímeros (gorduras, proteínas, carboidratos, lignina) se decompõem e vários tipos de geopolímeros se acumulam no sedimento e criam querogênio nas rochas sedimentares. Simultaneamente, há uma síntese rápida (geoanastrofia) de gases de hidrocarbonetos, que podem se acumular sob os primeiros selos, criar estratos de hidrato de gás na camada inferior ou áreas de permafrost e formar saídas de gás natural na superfície ou no fundo dos reservatórios (Fig. 1).

Arroz. 1. Esquema de formação de hidrato de gás na parte Paramushir do Mar de Okhotsk (de acordo com [5]): 1 - camada sedimentar; 2 - camadas consolidadas; 3 - formação de camada de hidrato de gás; 4 - zona de concentração de gás; 5 - direção da migração do gás; 6 - saídas de gás de fundo. Escala vertical em segundos

Na fase de transformação catagenética de rochas sedimentares, ocorre a termodestruição de geopolímeros e anastrofia termocatalítica de hidrocarbonetos de petróleo a partir de fragmentos de lipídios contendo oxigênio e compostos isoprenóides liberados de formas querogênicas de matéria orgânica dispersa [31]. Como resultado, hidrocarbonetos líquidos e gasosos são criados, os quais formam soluções de hidrocarbonetos em migração, passando dos estratos pais para os horizontes do reservatório e falhas condutoras de fluido.

Soluções de HC que saturam reservatórios naturais, seja se concentrando em suas partes elevadas na forma de acumulações individuais de óleo e gás, ou quando se movem para cima ao longo de falhas tectônicas, caem em zonas de temperaturas e pressões mais baixas e ali formam depósitos de vários tipos, ou, com alta intensidade do processo, saem na superfície do dia na forma de manifestações de óleo e gás natural.

Uma análise da localização dos campos de petróleo e gás nas bacias da CEI (Fig. 2) e no mundo indica inequivocamente que existe um nível global de 1-3 km de concentração de acumulações de petróleo e gás e cerca de 90% de todas as reservas de hidrocarbonetos estão associados a ele.

Arroz. 2. Distribuição profunda das reservas de petróleo e gás nas bacias da CEI (de acordo com A. G. Gabrielyants, 1991)

enquanto as fontes de geração estão localizadas em profundidades de 2 a 10 km (Fig. 3).

Arroz. 3. Tipificação das bacias de acordo com a razão da zona principal de formação de óleo e o intervalo principal de concentração dos depósitos de óleo e gás (de acordo com A. A. Fayzulaev, 1992, com mudanças e adições)

Tipos de piscina: eu- desunido; II - Fechar; III - Unido. Nome das piscinas: 1 - Sul do Cáspio; 2 - Viena; 3 - o Golfo do México; 4 - Pannonian; 5 - West Siberian; 6 - Perm, 7 - Volga-Uralsky. Zoneamento vertical: 1 - área de trânsito superior: 2 - a zona ocular de acumulação de óleo: 3 - zona de trânsito inferior; 4 - GFN (centros de geração de petróleo); 5 - GFG (centros de geração de gás); 6 - direção da migração de hidrocarbonetos; 7 - a área que reflete as reservas geológicas de hidrocarbonetos ou o número de depósitos,%

A posição dos centros de geração é determinada pelo regime de temperatura da bacia, e a posição dos depósitos de petróleo e gás é determinada principalmente pelas condições termobáricas de condensação de soluções de hidrocarbonetos e a perda de energia do movimento de migração. A primeira condição é individual para pools individuais, a segunda é geralmente universal para todos os pools. Assim, em qualquer bacia, de baixo para cima, várias zonas genéticas de comportamento de HC são distinguidas: a zona inferior ou principal de geração de HC e formação de soluções de HC, a zona de trânsito de solução de HC inferior, a principal zona de acumulação de solução de HC em o reservatório e a zona de trânsito da solução HC superior, e sua saída para a superfície diurna. Além disso, em bacias sedimentares marinhas de águas profundas e em bacias localizadas nas regiões subpolares, uma zona de hidratos de gás aparece no topo da bacia.

O cenário de formação de óleo e gás considerado permite quantificar a taxa de formação de HC em bacias de óleo e gás em intensa subsidência e, portanto, em condições de intensa formação moderna de HC. O indicador mais marcante da intensidade da formação de óleo e gás são os sinais de óleo e gás natural em bacias de sedimentação modernas. A infiltração natural de petróleo foi estabelecida em muitas partes do mundo: na costa da Austrália, Alasca, Venezuela, Canadá, México, EUA, no Golfo Pérsico, no Mar Cáspio, ao largo da ilha. Trinidad. Os volumes totais de produção de petróleo e gás são significativos. Assim, na bacia marítima de Santa Bárbara, na costa da Califórnia, até 11 mil l / s de óleo vêm de apenas uma seção do fundo (até 4 milhões de toneladas / ano). Esta fonte, operando há mais de 10 mil anos, foi descoberta em 1793 por D. Vancouver [15]. Cálculos feitos por FG Dadashev e outros mostraram que na área da Península de Absheron, bilhões de metros cúbicos de gás e vários milhões de toneladas de petróleo por ano saem à superfície do dia. São produtos da moderna formação de petróleo e gás, não presos por armadilhas e formações permeáveis e cheias de água. Consequentemente, a escala esperada de geração de HC deve ser aumentada muitas vezes.

As enormes taxas de formação de gás são inequivocamente evidenciadas pelas espessas camadas de hidratos de gás nos sedimentos modernos do Oceano Mundial. Mais de 40 regiões de distribuição de hidratação de gás já foram estabelecidas, contendo muitos trilhões de metros cúbicos de gás. No Mar de Okhotsk, A. M. Nadezhny e V. I. Bondarenko observaram a formação de uma camada de hidrato de gás com uma área de 5000 m²contendo 2 trilhões de m³ gás hidrocarboneto [5]. Se a idade dos depósitos for considerada 1 milhão de anos, a taxa de fluxo de gás ultrapassa 2 milhões de m³/ ano [5]. Uma infiltração intensa ocorre no Mar de Bering [14].

As observações nos campos da Sibéria Ocidental (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, etc.) mostraram uma mudança na composição dos óleos de poço para poço, explicada pelo influxo de HC ao longo de rachaduras e fraturas ocultas (Fig. 4) de uma fonte mais profunda de HC geração, que indica inequivocamente a presença de nas zonas de trânsito de hidrocarbonetos, falhas e fissuras de natureza oculta (falhas fantasmas), que, no entanto, estão bastante bem traçadas nas linhas sísmicas do tempo.

Arroz. 4. Modelo de formação de um reservatório de óleo na formação do BP₁₀, Campo Severo-Gubkinskoye (Sibéria Ocidental)

eu - seção de perfil; II - cromatogramas generalizados de amostras de óleo. Depósitos de petróleo: 1 - "primário"; 2 - composições "secundárias"; 3 - direção do movimento dos hidrocarbonetos da fonte de geração; 4 - número de poços; 5 - rachadura; 6 - cromatogramas (uma - n-alcanos, b - alcanos isoprenóides). COM - a quantidade de carbono na molécula

Amostras de óleo de poços localizados na zona de perturbação têm densidade menor, maior rendimento de frações de gasolina e valores mais altos da razão pristano-fitano isoprenanos do que amostras da parte central do reservatório, que está na zona de menos influência do fluxo de fluido ascendente e óleos refletores de influxo anterior. O estudo das formas modernas de infiltração hidrotérmica e de hidrocarbonetos no fundo do mar permitiu a V. Ya. Trotsyuk separá-los em um grupo especial de fenômenos naturais, que ele chamou de “estruturas de penetração de fluidos” [13].

A alta taxa de formação de hidrocarbonetos é inequivocamente evidenciada pela existência de depósitos gigantescos de gás e petróleo, especialmente se estiverem confinados a armadilhas formadas no Quaternário.

Isso também é evidenciado pelos volumes gigantescos de óleos pesados nas camadas do Cretáceo Superior do campo de Athabasca no Canadá ou nas rochas oligocenas da Bacia do Orinoco na Venezuela. Cálculos elementares mostram que 500 bilhões de toneladas de petróleo pesado da Venezuela exigiram 1,5 trilhão de toneladas de hidrocarbonetos líquidos para sua formação e, quando o Oligoceno durou menos de 30 milhões de anos, a taxa de entrada de hidrocarbonetos deveria ter ultrapassado 50 mil toneladas / ano. Há muito se sabe que a produção de petróleo foi restaurada após alguns anos em poços abandonados em antigos campos nas regiões de Baku e Grozny. Além disso, existem poços ativos nos depósitos exauridos dos campos de Grozny de Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, cuja produção total de petróleo excedeu por muito tempo as reservas recuperáveis iniciais.

A descoberta dos chamados óleos hidrotérmicos pode servir como evidência de altas taxas de formação de óleo [7]. Em uma série de depressões em fenda modernas do Oceano Mundial (Golfo da Califórnia, etc.) em sedimentos quaternários sob a influência de fluidos de alta temperatura, foram estabelecidas manifestações de óleo líquido, sua idade pode ser estimada de vários anos a 4000 -5000 anos [7]. Mas se o óleo hidrotérmico for considerado um análogo de um processo de pirólise de laboratório, a taxa deve ser estimada como a primeira figura.

A comparação com outros sistemas de fluido natural experimentando movimento vertical pode servir como evidência indireta de altas taxas de movimento de soluções de hidrocarbonetos. As enormes taxas de derramamento de derretimentos magmáticos e vulcanogênicos são bastante óbvias. Por exemplo, a erupção moderna do Monte Etna ocorre com uma velocidade de lava de 100 m / h. É interessante que durante os períodos calmos, até 25 milhões de toneladas de dióxido de carbono vazam da superfície do vulcão para a atmosfera por meio de distúrbios ocultos durante um ano. A taxa de escoamento de fluidos hidrotérmicos de alta temperatura das dorsais meso-oceânicas, que ocorre por pelo menos 20-30 mil anos, é de 1-5 m³/Com. A formação de depósitos de sulfeto na forma dos chamados "fumantes negros" está associada a esses sistemas. Os corpos de minério são formados a uma taxa de 25 milhões de toneladas / ano, e a duração do processo em si é estimada em 1–100 anos [1]. De interesse são as construções de OG Sorokhtin, que acredita que o derretimento do kimberlito se move ao longo das fissuras litosféricas a uma velocidade de 30–50 m / s [11]. Isso permite que o derretimento supere as rochas da crosta continental e mantenham até 250 km de espessura em apenas 1,5–2 horas [12].

Os exemplos acima indicam, em primeiro lugar, taxas significativas não só de geração de hidrocarbonetos, mas também do movimento de suas soluções através das zonas de trânsito na crosta terrestre ao longo dos sistemas de fissuras e distúrbios ocultos nela. Em segundo lugar, a necessidade de distinguir entre taxas muito lentas de subsidência de camadas sedimentares (m / milhões de anos), taxas de aquecimento lentas (de 1 ° С / ano a 1 ° С / milhões de anos) e, inversamente, taxas muito rápidas de hidrocarboneto processo de geração em si e movê-los da fonte de geração para as armadilhas em reservatórios naturais ou para a superfície diurna da bacia. Terceiro, o próprio processo de transformação de OM em HC, que tem um caráter pulsante, também se desenvolve por um longo tempo ao longo de milhões de anos.

Tudo isso, se for verdade, exigirá uma revisão radical dos princípios de desenvolvimento de campos de petróleo e gás localizados em bacias de hidrocarbonetos modernas e de geração intensiva. Com base nas taxas de geração e na quantidade de campos, o desenvolvimento destes últimos deve ser planejado de forma que a taxa de retirada esteja em uma determinada proporção com a taxa de entrada de HC das fontes de geração. Nessa condição, alguns depósitos determinarão o nível de produção, enquanto outros estarão na reposição natural de suas reservas. Assim, muitas regiões produtoras de petróleo irão operar por centenas de anos, proporcionando uma produção estável e equilibrada de hidrocarbonetos. Esse princípio, semelhante ao princípio da exploração de terras florestais, deve se tornar o mais importante no desenvolvimento da geologia de petróleo e gás nos próximos anos

Petróleo e gás são recursos naturais renováveis e seu desenvolvimento deve ser construído com base em um equilíbrio cientificamente fundamentado de volumes de geração de hidrocarbonetos e a possibilidade de retirada durante a operação de campo

Veja também: Sensação de silêncio: o óleo é sintetizado por si mesmo em campos gastos

Boris Alexandrovich Sokolov (1930-2004) - Membro Correspondente da Academia Russa de Ciências, Doutor em Ciências Geológicas e Mineralógicas, Professor, Chefe do Departamento de Geologia e Geoquímica de Combustíveis Fósseis, Reitor da Faculdade de Geologia (1992-2002) de Moscou Universidade Estadual. MV Lomonosov, laureado com o Prêmio IM Gubkin (2004) por uma série de trabalhos "Criação de um conceito geodinâmico evolutivo de um modelo fluido-dinâmico de formação de petróleo e classificação de bacias de petróleo e gás em uma base geodinâmica."

Guseva Antonina Nikolaevna (1918 a 2014) - candidato em ciências químicas, geoquímico de petróleo, funcionário do Departamento de Geologia e Geoquímica de Combustíveis Fósseis da Faculdade de Geologia da Universidade Estadual de Moscou. M. V. Lomonosov.

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