Относно възможността за бързо съвременно производство на нефт и газ

2024 Автор: Seth Attwood | [email protected]. Последно модифициран: 2023-12-16 15:58

Още през 1993 г. руски учени доказаха, че петролът и газът са възобновяеми ресурси. И трябва да извличате не повече от това, което се генерира в резултат на естествени процеси. Само тогава плячката може да се счита за неварварска.

Общоприето е в някои сравнения да се използва изображението на две страни на един и същи медал. Сравнението е образно, но не съвсем точно, тъй като медалът има и ребро, което определя дебелината. Научните концепции, ако ги съпоставим с медал, имат, освен собствените си научни и приложни аспекти, още един - психологически, свързан с преодоляване на инерцията на мислене и преразглеждане на изграденото по това време мнение за това явление.

Психологическата пречка може да се нарече синдром на научния догматизъм или така наречения „здрав разум“. Преодоляването на този синдром, който е забележима спирачка на научния прогрес, се състои в познаване на произхода на появата му.

Идеите за бавното образуване и натрупване на нефт и газ и в резултат на това за изчерпването и незаменимостта на запасите от въглеводороди (НС) във вътрешността на Земята се появяват в средата на миналия век заедно с рудиментите на нефтената и газовата геология. Те се основават на спекулативната концепция за генерирането на нефт като процес, свързан с изтласкването на вода и въглеводороди по време на потапяне и нарастващото уплътняване на седиментните скали с дълбочина.

Бавното слягане и постепенното нагряване, протичащи в продължение на много милиони години, пораждат илюзията за много бавно образуване на нефт и газ. Стана аксиома, че изключително ниската скорост на образуване на въглеводородни находища е несравнима със скоростта на добив на нефт и газ по време на експлоатация на находището. Тук имаше подмяна на идеите за скоростите на химичните реакции по време на разрушаването на органичната материя (ОМ) и нейното превръщане в подвижни газово-течни въглеводороди, скоростта на слягане на седиментните слоеве и тяхното катагенетично преобразуване поради бавно, предимно проводимо, отопление. Огромните скорости на химичните реакции са заменени от относително ниските темпове на еволюция на седиментните басейни. Именно това обстоятелство е в основата на концепцията за продължителността на образуването на нефт и газ и следователно за изчерпването, незаменимостта на запасите от нефт и газ в обозримо бъдеще.

Възгледите за бавното образуване на нефт получиха всеобщо признание и бяха използвани като основа както за икономическите концепции, така и за теориите за образуването на нефт и газ. Много изследователи, когато оценяват мащаба на генериране на въглеводороди, въвеждат понятието "геоложко време" във формулите за изчисление като фактор. Въпреки това, очевидно, въз основа на нови данни, тези възгледи трябва да бъдат обсъдени и преразгледани [4, 9−11].

Известно отклонение от традицията може да се види вече в теорията за етапа на нефтообразуване и идеята за основната фаза на нефтообразуване (GEF), предложена през 1967 г. от Н. Б. Васоевич [2]. Тук за първи път е показано, че пикът на поколението пада на относително тясна дълбочина и следователно времеви интервал, определен от времето, когато родителският слой е в температурната зона от 60–150 ° C.

По-нататъшното изследване на проявата на стадийност показа, че основните вълни на нефто- и газообразуване се разпадат на по-тесни върхове. Така С. Г. Неручев и др. Установиха няколко максимума както за зоната на GFN, така и за GZG. Съответните пикове на генериране отговарят по мощност на интервали от само няколкостотин метра. И това показва значително намаляване на продължителността на генерирането на ударни вълни и в същото време значително увеличение на скоростта му [6].

Високите нива на генериране на НС също следват от съвременния модел на този процес. Образуването на нефт и газ в седиментния басейн се разглежда като саморазвиващ се многоетапен химичен процес, изразяващ се чрез редуване на реакциите на разлагане (разрушаване) и синтез и протичащ под действието както на "биологичната" (слънчева) енергия, съхранявана от органичните съединения и енергията на ендогенната топлина на Земята и, както е показано от резултатите от свръхдълбоко сондиране, по-голямата част от топлината навлиза в основата на литосферата и се движи в литосферата чрез конвекция. Делът на топлината, свързан с радиоактивния разпад, представлява по-малко от една трета от общото й количество [8]. Смята се, че в зоните на тектонска компресия топлинният поток е около 40 mW / m², а в зони на напрежение стойностите му достигат 60−80 mW / m²… Максималните стойности са установени в средноокеанските рифти - 400-800 mW / m²… Ниските стойности, наблюдавани в млади депресии като Южнокаспийско и Черно море, са изкривени поради свръхвисоките скорости на утаяване (0,1 cm/година). Всъщност те също са доста високи (80-120 mW / m²) [8].

Разлагането на ОВ и синтеза на въглеводороди като химични реакции протичат изключително бързо. Реакциите на разрушаване и синтез трябва да се разглеждат като революционни повратни точки, водещи до появата на нефт и газ, с последващата им концентрация в резервоара на общия фон на бавно еволюционно слягане и нагряване на седиментните пластове. Този факт беше убедително потвърден от лабораторни изследвания на керогенната пиролиза.

Напоследък за описване на бързо протичащите явления на преобразуване на вещество от едно състояние в друго започна да се използва терминът „анастрофия“, предложен от шведския химик Х. Балчевски. Образуването на въглеводородни съединения от разлагаща се органична материя, което се случва при скок с огромна скорост, трябва да се класифицира като анастрофично.

Съвременният сценарий на образуване на нефт и газ е начертан по следния начин. Органичната материя на седиментните слоеве на потъващия басейн претърпява серия от трансформации. На етапа на седиментогенеза и диагенеза основните групи биополимери (мазнини, протеини, въглехидрати, лигнин) се разлагат и различни видове геополимери се натрупват в утайката и създават кероген в седиментните скали. Едновременно с това има бърз синтез (геоанастрофия) на въглеводородни газове, които могат да се натрупват под първите уплътнения, да създават газови хидратни слоеве в долния слой или в областите на вечна замръзване и да образуват изходи на природен газ на повърхността или на дъното на резервоарите (фиг.. 1).

Ориз. 1. Схема на образуване на газови хидрати в Парамуширската част на Охотско море (съгласно [5]): 1 - седиментен слой; 2 - консолидирани слоеве; 3 - образуващ газохидратен слой; 4 - зона за концентрация на газ; 5 - посока на миграция на газ; 6 - долни газови изходи. Вертикална скала в секунди

На етапа на катагенетична трансформация на седиментните скали се извършва термодеструкция на геополимери и термокаталитична анастрофия на нефтени въглеводороди от кислород-съдържащи фрагменти от липидни и изопреноидни съединения, освободени от керогенни форми на дисперсна органична материя [31]. В резултат на това се създават течни и газообразни въглеводороди, които образуват мигриращи въглеводородни разтвори, преминаващи от изходните пластове в резервоарни хоризонти и флуидни разломи.

НС разтвори, които насищат естествените резервоари, или се концентрират в издигнатите им части под формата на отделни натрупвания от нефт и газ, или при движение нагоре по тектонски разломи попадат в зони на по-ниски температури и налягания и там образуват отлагания от различен тип, или при висока интензивност на процеса те излизат на дневната повърхност под формата на природни нефтени и газови прояви.

Анализът на местоположението на нефтените и газовите находища в басейните на ОНД (фиг. 2) и света недвусмислено показва, че има глобално ниво от 1-3 km на концентрация на нефтени и газови натрупвания и около 90% от всички запаси на въглеводороди са свързани с него.

Ориз. 2. Разпределение в дълбочина на запасите от нефт и газ в басейните на ОНД (по A. G. Gabrielyants, 1991)

докато източниците на генериране са разположени на дълбочини от 2 до 10 km (фиг. 3).

Ориз. 3. Типизиране на басейни според съотношението на основната зона на нефтообразуване и основния интервал на концентрация на нефтени и газови находища (по A. A. Fayzulaev, 1992, с промени и допълнения)

Видове басейни: аз- разединени; II - близо; III - обединени. Име на басейни: 1 - Южен Каспий; 2 - Виена; 3 - Мексиканския залив; 4 - панонски; 5 - западносибирски; 6 - Перм, 7 - Волга-Уралски. Вертикално зониране: 1 - горна транзитна зона: 2 - очната зона на натрупване на масло: 3 - долна транзитна зона; 4 - GFN (центрове за производство на масло); 5 - GFG (центрове за производство на газ); 6 - посока на миграция на въглеводороди; 7 - площта, отразяваща геоложките запаси от въглеводороди или броя на находищата, %

Положението на центровете за генериране се определя от температурния режим на басейна, а положението на нефтените и газовите находища се определя преди всичко от термобаричните условия на кондензация на въглеводородни разтвори и загубата на енергия от миграционно движение. Първото условие е индивидуално за отделните басейни, второто по принцип е универсално за всички басейни. Така във всеки басейн, отдолу нагоре, се разграничават няколко генетични зони на поведение на НС: долната или основна зона на генериране на НС и образуване на НС-разтвори, долна транзитна зона на НС-разтвор, основна зона на натрупване на НС-разтвор в резервоара и горната транзитна зона на НС-разтвор и излизането им към дневната повърхност. Освен това в дълбоководните морски седиментни басейни и басейни, разположени в субполярните райони, в горната част на басейна се появява зона от газови хидрати.

Разглежданият сценарий на образуване на нефт и газ дава възможност да се определи количествено скоростта на образуване на НС в нефтени и газови басейни, подложени на интензивно потъване и следователно в условия на интензивно съвременно образуване на НС. Най-яркият индикатор за интензивността на образуването на нефт и газ са природните нефтени и газови прояви в съвременните седиментационни басейни. Естествено просмукване на нефт е установено в много части на света: край бреговете на Австралия, Аляска, Венецуела, Канада, Мексико, САЩ, в Персийския залив, Каспийско море, край острова. Тринидад. Общите обеми на добив на нефт и газ са значителни. И така, в морския басейн на Санта Барбара край бреговете на Калифорния, до 11 хиляди l / s петрол идва само от един участък на дъното (до 4 милиона тона / година). Този източник, действащ повече от 10 хиляди години, е открит през 1793 г. от Д. Ванкувър [15]. Изчисленията, извършени от Ф. Г. Дадашев и други, показаха, че в района на Апшеронския полуостров на ден излизат милиарди кубически метра газ и няколко милиона тона нефт годишно. Това са продукти на съвременното нефто- и газообразуване, неуловени от капани и пропускливи, напълнени с вода образувания. Следователно очакваният мащаб на генериране на НС трябва да се увеличи многократно.

Огромните скорости на газообразуване се доказват недвусмислено от дебелите слоеве от газови хидрати в съвременните седименти на Световния океан. Вече са създадени повече от 40 региона на разпределение на хидратация на газ, съдържащи много трилиони кубически метра газ. В Охотско море А. М. Надежни и В. И. Бондаренко наблюдават образуването на газохидратен слой с площ от 5000 m²съдържащи 2 трилиона m³ въглеводороден газ [5]. Ако възрастта на находищата се счита за 1 милион години, тогава дебитът на газа надвишава 2 милиона m³/ година [5]. Интензивно просмукване се наблюдава в Берингово море [14].

Наблюденията в находищата на Западен Сибир (Верхнеколикеганское, Северо-Губкинское и др.) показват промяна в състава на нефтите от кладенец към кладенец, обяснено с приток на НС по скрити пукнатини и пукнатини (фиг. 4) от по-дълбок източник на НС генериране, което недвусмислено показва наличието на в зоните на транзит на въглеводороди, разломи и пукнатини от скрит характер (призрачни разломи), които обаче са доста добре проследени по времеви сеизмични линии.

Ориз. 4. Модел на образуване на нефтен резервоар във формацията на БП₁₀, Северо-Губкинское поле (Западен Сибир)

аз - профилна секция; II - обобщени хроматограми на маслени проби. Нефтени находища: 1 - "първичен"; 2 - "вторични" композиции; 3 - посоката на движение на въглеводородите от източника на генериране; 4 - брой кладенци; 5 - пукнатина; 6 - хроматограми (а - n-алкани, б - изопреноидни алкани). С - количеството въглерод в молекулата

Нефтените проби от кладенци, разположени в зоната на смущения, имат по-ниска плътност, по-висок добив на бензинови фракции и по-високи стойности на съотношението пристан-фитан изопренани в сравнение с пробите от централната част на резервоара, която е в зоната на по-малко влияние на възходящия флуиден поток и отразяващи масла от по-ранен приток. Изследването на съвременните форми на хидротермално и въглеводородно просмукване на морското дъно позволи на В. Я. Троцюк да ги обособи в специална група природни феномени, които той нарече „структури на пробив на течности“[13].

Високата скорост на образуване на въглеводороди се доказва недвусмислено от съществуването на гигантски залежи на газ и нефт, особено ако те са ограничени до капани, образувани в кватернера.

Това се доказва и от гигантските обеми тежки нефти в горните кредни слоеве на находището Атабаска в Канада или в олигоценските скали на басейна на Ориноко във Венецуела. Елементарните изчисления показват, че 500 милиарда тона тежък петрол от Венецуела са изисквали 1,5 трилиона тона течни въглеводороди за тяхното образуване, а когато олигоценът е продължил по-малко от 30 милиона години, скоростта на притока на въглеводороди трябва да надхвърли 50 хиляди тона / година. Отдавна е известно, че добивът на петрол е възстановен след няколко години от изоставени кладенци на стари находища в районите на Баку и Грозни. Освен това има активни кладенци в изчерпаните находища на Грознинските находища на Старогрозненское, Октябрское, Малгобек, чийто общ добив на петрол отдавна надвишава първоначалните възстановими запаси.

Откриването на така наречените хидротермални масла може да послужи като доказателство за високи скорости на нефтообразуване [7]. В редица съвременни рифтови депресии на Световния океан (Калифорнийския залив и др.) в кватернерни седименти под въздействието на високотемпературни флуиди са установени прояви на течен нефт, възрастта му може да се оцени от няколко години до 4000 -5000 години [7]. Но ако хидротермалното масло се счита за аналог на лабораторен процес на пиролиза, скоростта трябва да се оцени като първа цифра.

Сравнението с други естествени флуидни системи, изпитващи вертикално движение, може да послужи като косвено доказателство за високи скорости на движение на въглеводородни разтвори. Огромните темпове на изливане на магматични и вулканогенни стопилки са съвсем очевидни. Например, съвременното изригване на връх Етна се случва със скорост на лавата от 100 m / h. Интересно е, че по време на спокойни периоди до 25 милиона тона въглероден диоксид се просмуква в атмосферата от повърхността на вулкана чрез скрити смущения за една година. Скоростта на изтичане на високотемпературни хидротермални флуиди от средноокеанските хребети, която се случва в продължение на най-малко 20-30 хиляди години, е 1-5 m³/С. Образуването на сулфидни отлагания под формата на така наречените "черни пушачи" е свързано с тези системи. Рудните тела се образуват със скорост от 25 милиона тона / година, а продължителността на самия процес се оценява на 1–100 години [1]. Интерес представляват конструкциите на О. Г. Сорохтин, който смята, че кимберлитните стопилки се движат по литосферните пукнатини със скорост 30–50 m/s [11]. Това позволява на стопилката да преодолее скали от континенталната кора и мантия с дебелина до 250 km само за 1,5–2 часа [12].

Горните примери показват, първо, значителни темпове не само на генериране на въглеводороди, но и на движението на техните разтвори през транзитните зони в земната кора по системите от скрити пукнатини и смущения в нея. Второ, необходимостта да се прави разлика между много бавни темпове на потъване на седиментните слоеве (m/mn години), бавни скорости на нагряване (от 1 ° C / година до 1 ° C / милиона години) и, обратно, много бързи скорости на въглеводорода сам процес на генериране и преместването им от източника на генериране към капаните в естествените резервоари или към дневната повърхност на басейна. Трето, самият процес на трансформация на ОМ в НС, който има пулсиращ характер, също се развива доста дълго време в продължение на милиони години.

Всичко по-горе, ако се окаже вярно, ще изисква радикално преразглеждане на принципите на разработване на нефтени и газови находища, разположени в съвременни, интензивно генериращи въглеводородни басейни. Въз основа на скоростите на генериране и броя на находищата, развитието на последните трябва да се планира по такъв начин, че скоростта на изтегляне да е в определено съотношение с скоростта на постъпване на HC от източниците на генериране. При това условие някои находища ще определят нивото на производство, докато други ще бъдат на естествено попълване на запасите си. По този начин много региони за производство на петрол ще работят в продължение на стотици години, осигурявайки стабилно и балансирано производство на въглеводороди. Този принцип, подобно на принципа на експлоатация на горските земи, трябва да стане най-важният в развитието на нефтената и газовата геология през следващите години

Нефтът и газът са възобновяеми природни ресурси и тяхното развитие трябва да се изгражда на базата на научно обоснован баланс на обемите на генерираните въглеводороди и възможността за изтегляне по време на експлоатация на находището

Вижте също: Безшумно усещане: петролът се синтезира сам в отработени полета

Борис Александрович Соколов (1930-2004) - член-кореспондент на Руската академия на науките, доктор на геолого-минералогичните науки, професор, ръководител на катедрата по геология и геохимия на изкопаемите горива, декан на Геологическия факултет (1992-2002) на Московския държавен университет. М. В. Ломоносов, лауреат на наградата на И. М. Губкин (2004) за поредица от произведения „Създаване на еволюционно-геодинамична концепция на флуидно-динамичен модел на образуване на нефт и класификация на нефтени и газови басейни на геодинамична основа“.

Гусева Антонина Николаевна (1918−2014) - кандидат на химическите науки, нефтен геохимик, служител на катедрата по геология и геохимия на изкопаемите горива на Геологическия факултет на Московския държавен университет. М. В. Ломоносов.

Библиография

1. Бутузова Г. Ю. За връзката на хидротермалното рудообразуване с тектониката, магматизма и историята на развитието на рифтовата зона на Червено море // Литол. и полезен. вкаменелост. 1991. No4.

2. Васоевич Н. Б. Теория за седиментно-миграционния произход на нефтата (исторически преглед и съвременно състояние) // Изв. Академията на науките на СССР. Сер. геол. 1967. бр.11.

3. Гусева А. Н., Лейфман И. Е., Соколов Б. А. Геохимични аспекти на създаването на обща теория на образуването на нефт и газ // Тез. доклад II Всесъюзна. Съвет по въглеродна геохимия. М., 1986.

4. Гусева А. Н Соколов Б. А. Нефт и природен газ - бързо и постоянно образувани минерали // Тез. доклад III Всесъюзна. среща. по въглеродната геохимия. М., 1991. Т. 1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Газови хидрати в Камчатско-Припарамуширската част на Охотско море // Докл. Академията на науките на СССР. 1989. Т. 306, бр. 5.

6. Неручев С. Г., Рагозина Е. А., Парпарова Г. М. и др. Образуване на нефт и газ в седименти от типа Доманик. Л., 1986.

7. Symo neit, BRT, Съзряване на органични вещества и образуване на масло: хидротермален аспект, Геохимия, бр. 1986. D * 2.

8. Смирнов Я. Б., Кононов В. И. Геотермални изследвания и свръхдълбоко сондиране // Сов. геол. 1991. бр.8.

9. Соколов Б. А. Автоколебателен модел на нефто- и газообразуване Вестн. Шайби, ун-това. Сер. 4, Геология. 1990. бр.5.

10. Соколов Б. А. За някои нови направления на развитие на нефтената и газовата геология // Минерал. рез. Русия. 1992. бр.3.

11. Соколов BA, Khann VE Теория и практика на търсенето на нефт и газ в Русия: резултати и задачи // Изв. Академията на науките на СССР. Сер. геол. 1992. бр.8.

12. Сорохтин О. Г. Образуване на диамантени кимберлити и свързани скали от гледна точка на тектониката на плочите // Геодинам. анализ и закономерности на образуване и разполагане на минерални находища. Л., 1987. С. 92−107.

13. Троцюк В. Я. Нефтоизточни скали от седиментни басейни на водни площи. М., 1992г.

14. Abrams M. A. Геофизични и геохимични доказателства за подземни изтичания на въглеводороди в Берингово море, Аляска // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, № 2.