Über die Möglichkeit einer schnellen modernen Öl- und Gaserzeugung

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Zuletzt bearbeitet: 2023-12-16 16:01

Bereits 1993 bewiesen russische Wissenschaftler, dass Öl und Gas erneuerbare Ressourcen sind. Und Sie müssen nicht mehr extrahieren, als durch natürliche Prozesse entsteht. Nur dann kann die Beute als nicht barbarisch angesehen werden.

Bei einigen Vergleichen ist es allgemein akzeptiert, das Bild von zwei Seiten derselben Medaille zu verwenden. Der Vergleich ist bildlich, aber nicht ganz zutreffend, da die Medaille auch eine Rippe hat, die die Dicke bestimmt. Wissenschaftliche Konzepte, wenn wir sie mit einer Medaille vergleichen, haben neben ihren eigenen wissenschaftlichen und angewandten Aspekten noch eine weitere - psychologische, die mit der Überwindung der Trägheit des Denkens und der Revision der bis dahin gebildeten Meinung über dieses Phänomen verbunden ist.

Das psychologische Hindernis kann als Syndrom des wissenschaftlichen Dogmatismus oder als sogenannter "gesunder Menschenverstand" bezeichnet werden. Die Überwindung dieses Syndroms, das den wissenschaftlichen Fortschritt spürbar bremst, besteht darin, die Ursprünge seines Auftretens zu kennen.

Die Vorstellungen über die langsame Bildung und Akkumulation von Öl und Gas und in der Folge über die Erschöpfung und Unersetzlichkeit der Kohlenwasserstoff (HC)-Reserven im Erdinneren tauchten Mitte des letzten Jahrhunderts zusammen mit den Anfängen der Öl- und Gasgeologie auf. Sie basierten auf dem spekulativen Konzept der Ölgewinnung als Prozess, der mit dem Auspressen von Wasser und Kohlenwasserstoffen beim Eintauchen und der zunehmenden Verdichtung von Sedimentgesteinen mit der Tiefe verbunden ist.

Langsames Absinken und allmähliche Erwärmung, die über viele Millionen Jahre hinweg stattfanden, ließen die Illusion einer sehr langsamen Öl- und Gasbildung entstehen. Es ist zu einem Axiom geworden, dass die extrem niedrige Bildung von Kohlenwasserstoff-Lagerstätten mit der Geschwindigkeit der Öl- und Gasförderung während des Feldbetriebs nicht zu vergleichen ist. Hier wurden Vorstellungen über die Geschwindigkeiten chemischer Reaktionen bei der Zerstörung organischer Substanz (OM) und ihrer Umwandlung in bewegliche gasförmige flüssige Kohlenwasserstoffe, die Absenkungsgeschwindigkeiten von Sedimentschichten und deren katagenetische Umwandlung aufgrund langsamer, hauptsächlich leitfähiger, Heizung. Die enormen Geschwindigkeiten chemischer Reaktionen wurden durch die relativ niedrigen Entwicklungsgeschwindigkeiten von Sedimentbecken ersetzt. Dieser Umstand liegt dem Konzept der Dauer der Öl- und Gasbildung und damit der Erschöpfung, Unersetzbarkeit der Öl- und Gasreserven in absehbarer Zeit zugrunde.

Die Ansichten über die langsame Ölbildung fanden universelle Anerkennung und wurden als Grundlage sowohl für ökonomische Konzepte als auch für Theorien der Öl- und Gasbildung verwendet. Viele Forscher führen bei der Bewertung des Ausmaßes der Kohlenwasserstofferzeugung das Konzept der "geologischen Zeit" als Faktor in die Berechnungsformeln ein. Offensichtlich sollten diese Ansichten jedoch aufgrund neuer Daten diskutiert und revidiert werden [4, 9–11].

Eine gewisse Abweichung von der Tradition ist bereits in der 1967 von NB Vassoevich vorgeschlagenen Theorie der Inszenierung der Ölbildung und der Idee der Hauptphase der Ölbildung (GEF) zu erkennen [2]. Hier wird erstmals gezeigt, dass der Erzeugungspeak auf eine relativ schmale Tiefe und damit auf ein Zeitintervall fällt, das durch die Zeit der Mutterschicht in der Temperaturzone von 60–150 °C bestimmt wird.

Eine weitere Untersuchung der Manifestation von Staging zeigte, dass die Hauptwellen der Öl- und Gasbildung in schmalere Spitzen aufbrechen. So stellten S. G. Neruchev et al. sowohl für die GFN-Zone als auch für das GZG mehrere Maxima fest. Die entsprechenden Erzeugungsspitzen entsprechen leistungsmäßig Intervallen von nur wenigen hundert Metern. Und dies deutet auf eine signifikante Verkürzung der Dauer der Stoßwellenerzeugung und gleichzeitig auf eine signifikante Erhöhung ihrer Rate hin [6].

Aus dem modernen Modell dieses Verfahrens ergeben sich auch hohe Raten der HC-Erzeugung. Die Öl- und Gasbildung im Sedimentbecken wird als ein sich selbst entwickelnder mehrstufiger chemischer Prozess angesehen, der sich durch den Wechsel von Zersetzungs- (Zerstörung) und Synthesereaktionen ausdrückt und unter der Einwirkung der von organischen Verbindungen gespeicherten "biologischen" (Sonnen-) Energie abläuft und die Energie der endogenen Wärme der Erde, und, wie die Ergebnisse von Supertiefbohrungen zeigen, gelangt der größte Teil der Wärme in die Basis der Lithosphäre und bewegt sich in der Lithosphäre durch Konvektion. Der mit dem radioaktiven Zerfall verbundene Wärmeanteil macht weniger als ein Drittel seiner Gesamtmenge aus [8]. Es wird angenommen, dass in Zonen tektonischer Kompression der Wärmefluss etwa 40 mW / m. beträgt², und in Spannungszonen erreichen seine Werte 60-80 mW / m²… Die Höchstwerte werden in den mittelozeanischen Riften festgelegt - 400-800 mW / m²… Die in jungen Depressionen wie dem Südkaspischen und dem Schwarzen Meer beobachteten niedrigen Werte werden durch ultrahohe Sedimentationsraten (0,1 cm/Jahr) verzerrt. Tatsächlich sind sie auch recht hoch (80-120 mW/m²) [8].

Zersetzung von OM und Synthese von Kohlenwasserstoffen, da chemische Reaktionen extrem schnell ablaufen. Die Zerstörungs- und Synthesereaktionen sind als revolutionäre Wendepunkte zu betrachten, die zum Aufkommen von Öl und Gas mit anschließender Konzentration in der Lagerstätte vor dem allgemeinen Hintergrund der langsamen evolutionären Absenkung und Erwärmung der Sedimentschichten führen. Diese Tatsache wurde durch Laboruntersuchungen zur Kerogenpyrolyse überzeugend bestätigt.

Um die schnell auftretenden Phänomene der Umwandlung einer Substanz von einem Zustand in einen anderen zu beschreiben, wird seit kurzem der Begriff "Anastrophie" verwendet, der vom schwedischen Chemiker H. Balchevsky vorgeschlagen wurde. Die Bildung von Kohlenwasserstoffverbindungen aus sich zersetzenden organischen Stoffen, die in einem Sprung mit enormer Geschwindigkeit abläuft, ist als anastrophisch einzustufen.

Das moderne Szenario der Öl- und Gasbildung wird wie folgt gezeichnet. Die organische Substanz der Sedimentschichten des absinkenden Beckens unterliegt einer Reihe von Transformationen. Im Stadium der Sedimentogenese und Diagenese zersetzen sich die Hauptgruppen von Biopolymeren (Fette, Proteine, Kohlenhydrate, Lignin), und verschiedene Arten von Geopolymeren reichern sich im Sediment an und erzeugen Kerogen in Sedimentgesteinen. Gleichzeitig findet eine schnelle Synthese (Geoanastrophie) von Kohlenwasserstoffgasen statt, die sich unter den ersten Versiegelungen ansammeln, Gashydratschichten in der Bodenschicht oder Permafrostgebieten bilden und Erdgasauslässe an der Oberfläche oder am Boden von Lagerstätten bilden können (Abb. 1).

Reis. 1. Schema der Gashydratbildung im Paramushir-Teil des Ochotskischen Meeres (nach [5]): 1 - Sedimentschicht; 2 - konsolidierte Schichten; 3 - Bildung einer Gashydratschicht; 4 - Gaskonzentrationszone; 5 - Richtung der Gasmigration; 6 - Gasauslässe unten. Vertikale Skalierung in Sekunden

Im Stadium der katagenetischen Umwandlung von Sedimentgesteinen findet die Thermozerstörung von Geopolymeren und die thermokatalytische Anastrophie von Erdölkohlenwasserstoffen aus sauerstoffhaltigen Fragmenten von Lipiden und Isoprenoidverbindungen statt, die aus Kerogenformen dispergierter organischer Stoffe freigesetzt werden [31]. Als Ergebnis werden flüssige und gasförmige Kohlenwasserstoffe erzeugt, die wandernde Kohlenwasserstofflösungen bilden, die von den Mutterschichten in Lagerstättenhorizonte und fluidführende Verwerfungen gelangen.

KW-Lösungen, die natürliche Lagerstätten sättigen, konzentrieren sich entweder in ihren erhöhten Teilen in Form von einzelnen Ansammlungen von Öl und Gas oder fallen bei ihrer Aufwärtsbewegung entlang tektonischer Verwerfungen in Zonen niedrigerer Temperaturen und Drücke und bilden dort Ablagerungen unterschiedlicher Art, oder, bei einer hohen Intensität des Prozesses, kommen sie in Form von natürlichen Öl- und Gasmanifestationen an die Tagesoberfläche.

Eine Analyse der Lage von Öl- und Gasfeldern in den GUS-Becken (Abb. 2) und der Welt zeigt eindeutig, dass sich weltweit eine Konzentration von Öl- und Gasvorkommen von 1-3 km und etwa 90% aller Kohlenwasserstoffreserven befinden sind damit verbunden.

Reis. 2. Tiefenverteilung der Öl- und Gasreserven in den GUS-Becken (nach A. G. Gabrielyants, 1991)

während die Erzeugungsquellen in Tiefen von 2 bis 10 km liegen (Abb. 3).

Reis. 3. Typisierung der Becken nach dem Verhältnis der Hauptzone der Ölbildung und des Hauptkonzentrationsintervalls von Öl- und Gasvorkommen (nach A. A. Fayzulaev, 1992, mit Änderungen und Ergänzungen)

Pooltypen: ich- uneinig; II - nah dran; III - vereint. Poolname: 1 - Südkaspisches Meer; 2 - Wien; 3 - der Golf von Mexiko; 4 - Pannonisch; 5 - Westsibirien; 6 - Dauerwelle, 7 - Wolga-Uralski. Vertikale Zonierung: 1 - oberer Transitbereich: 2 - die Augenzone der Ölansammlung: 3 - untere Transitzone; 4 - GFN (Ölerzeugungszentren); 5 - GFG (Gaserzeugungszentren); 6 - Richtung der Migration von Kohlenwasserstoffen; 7 - das Gebiet, das die geologischen Reserven an Kohlenwasserstoffen oder die Anzahl der Lagerstätten widerspiegelt,%

Die Position der Erzeugungszentren wird durch das Temperaturregime des Beckens bestimmt, und die Position von Öl- und Gasvorkommen wird hauptsächlich durch die thermobaren Bedingungen der Kondensation von Kohlenwasserstofflösungen und den Energieverlust der Migrationsbewegung bestimmt. Die erste Bedingung ist individuell für einzelne Pools, die zweite gilt generell für alle Pools. Somit werden in jedem Becken von unten nach oben mehrere genetische Zonen des HC-Verhaltens unterschieden: die untere oder Hauptzone der HC-Erzeugung und HC-Lösungsbildung, die untere HC-Lösungs-Transitzone, die Haupt-HC-Lösungsakkumulationszone in das Reservoir und die obere Übergangszone der HC-Lösung und deren Austritt an die Tagesoberfläche. Darüber hinaus tritt in marinen Sedimentbecken der Tiefsee und Becken in den subpolaren Regionen eine Zone von Gashydraten an der Oberseite des Beckens auf.

Das betrachtete Szenario der Öl- und Gasbildung ermöglicht eine Quantifizierung der HC-Bildungsrate in stark absinkenden Öl- und Gasbecken und damit unter den Bedingungen einer intensiven modernen HC-Bildung. Der auffälligste Indikator für die Intensität der Öl- und Gasbildung sind Erdöl- und Erdgasvorkommen in modernen Sedimentationsbecken. Natürliche Versickerung von Öl wurde in vielen Teilen der Welt festgestellt: vor der Küste von Australien, Alaska, Venezuela, Kanada, Mexiko, USA, im Persischen Golf, dem Kaspischen Meer, vor der Insel. Trinidad. Die Gesamtmengen der Öl- und Gasförderung sind beträchtlich. Im Meeresbecken von Santa Barbara vor der kalifornischen Küste stammen also bis zu 11.000 l / s Öl aus nur einem Abschnitt des Bodens (bis zu 4 Millionen Tonnen / Jahr). Diese Quelle, die seit mehr als 10.000 Jahren in Betrieb ist, wurde 1793 von D. Vancouver entdeckt [15]. Berechnungen von FG Dadashev und anderen ergaben, dass im Bereich der Absheron-Halbinsel jährlich Milliarden Kubikmeter Gas und mehrere Millionen Tonnen Öl an die Tagesoberfläche gelangen. Dies sind Produkte der modernen Öl- und Gasförderung, die nicht von Fallen und durchlässigen, wassergefüllten Formationen eingeschlossen sind. Folglich sollte der erwartete Umfang der HC-Erzeugung um ein Vielfaches erhöht werden.

Die enormen Gasbildungsraten werden eindeutig durch die dicken Gashydratschichten in den modernen Sedimenten des Weltozeans belegt. Es wurden bereits mehr als 40 Regionen der Gashydratationsverteilung festgelegt, die viele Billionen Kubikmeter Gas enthalten. Im Ochotskischen Meer beobachteten A. M. Nadezhny und V. I. Bodarenko die Bildung einer Gashydratschicht mit einer Fläche von 5000 m²mit 2 Billionen m³ Kohlenwasserstoffgas [5]. Wird das Alter der Ablagerungen von 1 Mio. Jahren angenommen, dann überschreitet der Gasdurchsatz 2 Mio. m³/ Jahr [5]. In der Beringsee kommt es zu intensiver Versickerung [14].

Beobachtungen auf den Feldern Westsibiriens (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye usw.) zeigten eine Veränderung der Ölzusammensetzung von Bohrloch zu Bohrloch, erklärt durch HC-Zufluss entlang versteckter Risse und Brüche (Abb. 4) aus einer tieferen Quelle von HC Generation, die eindeutig das Vorhandensein von Verwerfungen und Rissen versteckter Natur (Geisterfehler) in den Zonen des Kohlenwasserstoffdurchgangs anzeigt, die jedoch auf zeitseismischen Linien recht gut verfolgt werden können.

Reis. 4. Modell der Bildung eines Ölreservoirs in der BP-Formation₁₀, Severo-Gubkinskoye-Feld (Westsibirien)

ich - Profilabschnitt; II - generalisierte Chromatogramme von Ölproben. Ölvorkommen: 1 - "primär"; 2 - "sekundäre" Kompositionen; 3 - Bewegungsrichtung der Kohlenwasserstoffe aus der Erzeugungsquelle; 4 - Anzahl der Brunnen; 5 - Riss; 6 - Chromatogramme (ein - n-Alkane, B - Isoprenoidalkane). MIT - die Menge an Kohlenstoff im Molekül

Ölproben aus Bohrlöchern, die sich in der Störungszone befinden, haben eine geringere Dichte, eine höhere Ausbeute an Benzinfraktionen und höhere Werte des Pristan-Phytan-Isoprenan-Verhältnisses als Proben aus dem zentralen Teil der Lagerstätte, der sich in der Zone von weniger befindet Einfluss des aufsteigenden Flüssigkeitsstroms und reflektierender Öle früheren Zuflusses. Die Untersuchung moderner Formen der Hydrothermal- und Kohlenwasserstoffsickerung auf dem Meeresboden ermöglichte es V. Ya. Trotsyuk, sie in eine besondere Gruppe von Naturphänomenen einzuordnen, die er „Strukturen des Flüssigkeitsdurchbruchs“[13] nannte.

Die hohe Kohlenwasserstoffbildungsrate wird eindeutig durch die Existenz riesiger Gas- und Ölvorkommen belegt, insbesondere wenn sie auf im Quartär gebildete Fallen beschränkt sind.

Davon zeugen auch die gigantischen Mengen an Schwerölen in den Oberkreideschichten des Athabasca-Feldes in Kanada oder in den oligozänen Gesteinen des Orinoco-Beckens in Venezuela. Elementare Berechnungen zeigen, dass 500 Milliarden Tonnen Schweröl aus Venezuela für ihre Bildung 1,5 Billionen Tonnen flüssige Kohlenwasserstoffe erforderten, und als das Oligozän weniger als 30 Millionen Jahre dauerte, sollte die Kohlenwasserstoff-Zuflussrate 50 Tausend Tonnen / Jahr überschritten haben. Es ist seit langem bekannt, dass die Ölförderung nach einigen Jahren aus verlassenen Bohrlöchern auf alten Feldern in den Regionen Baku und Grosny wiederhergestellt wurde. Darüber hinaus gibt es in den erschöpften Lagerstätten der Grosny-Felder Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek aktive Bohrungen, deren Gesamtölförderung die ursprünglich förderbaren Reserven längst überstieg.

Als Beweis für hohe Ölbildungsraten kann die Entdeckung der sogenannten hydrothermalen Öle dienen [7]. In einer Reihe moderner Riftdepressionen des Weltozeans (Golf von Kalifornien usw.) in quartären Sedimenten unter dem Einfluss von Hochtemperaturflüssigkeiten wurden Manifestationen von flüssigem Öl festgestellt, dessen Alter auf mehrere Jahre bis 4000 geschätzt werden kann -5000 Jahre [7]. Wenn jedoch hydrothermales Öl als Analogon zu einem Laborpyrolyseprozess angesehen wird, sollte die Rate als erster Wert geschätzt werden.

Der Vergleich mit anderen natürlichen Flüssigkeitssystemen, die eine vertikale Bewegung erfahren, kann als indirekter Beweis für hohe Bewegungsraten von Kohlenwasserstofflösungen dienen. Die enormen Ausschüttungsraten von magmatischen und vulkanogenen Schmelzen liegen auf der Hand. Zum Beispiel tritt die moderne Eruption des Ätna mit einer Lavageschwindigkeit von 100 m / h auf. Interessant ist, dass in ruhigen Perioden während eines Jahres bis zu 25 Millionen Tonnen Kohlendioxid von der Oberfläche des Vulkans durch versteckte Störungen in die Atmosphäre sickern. Die Abflussrate von hydrothermalen Hochtemperaturflüssigkeiten der mittelozeanischen Rücken, die mindestens 20-30 Tausend Jahre lang auftritt, beträgt 1-5 m³/Mit. Mit diesen Systemen ist die Bildung von Sulfidablagerungen in Form sogenannter "Black Smoker" verbunden. Erzkörper werden mit einer Rate von 25 Millionen Tonnen / Jahr gebildet, und die Dauer des Prozesses selbst wird auf 1–100 Jahre geschätzt [1]. Interessant sind die Konstruktionen von OG Sorokhtin, der glaubt, dass sich Kimberlitschmelzen mit einer Geschwindigkeit von 30–50 m / s entlang lithosphärischer Risse bewegen [11]. Dadurch kann die Schmelze in nur 1,5–2 Stunden bis zu 250 km dicke Gesteine der kontinentalen Kruste und des Mantels überwinden [12].

Die obigen Beispiele zeigen erstens signifikante Geschwindigkeiten nicht nur der Bildung von Kohlenwasserstoffen, sondern auch der Bewegung ihrer Lösungen durch die Transitzonen in der Erdkruste entlang der Systeme der verborgenen Risse und Störungen darin. Zweitens, die Notwendigkeit, zwischen sehr langsamen Absenkungsgeschwindigkeiten von Sedimentschichten (m / Mio Erzeugungsprozess selbst und bewegen sie von der Erzeugungsquelle in Fallen in natürlichen Reservoirs oder an die Tagesoberfläche des Beckens. Drittens entwickelt sich auch der Prozess der Umwandlung von OM in HC, der einen pulsierenden Charakter hat, über einen ziemlich langen Zeitraum über Jahrmillionen.

All dies erfordert, wenn es sich als wahr herausstellt, eine radikale Überarbeitung der Prinzipien der Erschließung von Öl- und Gasfeldern in modernen, intensiv produzierenden Kohlenwasserstoffbecken. Ausgehend von den Erzeugungsraten und der Anzahl der Felder sollte deren Erschließung so geplant werden, dass die Entnahmerate in einem gewissen Verhältnis zur Rate des KW-Eintrags aus den Erzeugungsquellen steht. Unter dieser Bedingung bestimmen einige Lagerstätten das Produktionsniveau, während andere ihre Reserven auf natürliche Weise auffüllen. Daher werden viele Ölförderregionen Hunderte von Jahren betrieben und eine stabile und ausgewogene Produktion von Kohlenwasserstoffen gewährleistet. Dieses Prinzip, ähnlich dem Prinzip der Waldlandnutzung, sollte in den kommenden Jahren das wichtigste bei der Entwicklung der Öl- und Gasgeologie werden

Öl und Gas sind erneuerbare natürliche Ressourcen und ihre Erschließung sollte auf der Grundlage einer wissenschaftlich fundierten Bilanz der Kohlenwasserstofferzeugungsmengen und der Möglichkeit der Entnahme während des Feldbetriebs erfolgen

Siehe auch: Stille Sensation: Öl wird in verbrauchten Feldern von selbst synthetisiert

Boris Alexandrowitsch Sokolov (1930-2004) - Korrespondierendes Mitglied der Russischen Akademie der Wissenschaften, Doktor der Geologischen und Mineralogischen Wissenschaften, Professor, Leiter der Abteilung für Geologie und Geochemie fossiler Brennstoffe, Dekan der Fakultät für Geologie (1992-2002) der Moskauer Staatliche Universität. MV Lomonosov, Preisträger des IM Gubkin-Preises (2004) für eine Werkreihe "Creation of an evolutionary-geodynamic concept of a fluid-dynamic model of oil formation and classification of oil and gasbassin on a geodynamic base".

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - Kandidat der chemischen Wissenschaften, Erdölgeochemiker, Mitarbeiter der Abteilung für Geologie und Geochemie fossiler Brennstoffe der Geologischen Fakultät der Moskauer Staatlichen Universität. M. V. Lomonossow.

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