Sur la possibilité d'une production rapide et moderne de pétrole et de gaz

2024 Auteur: Seth Attwood | [email protected]. Dernière modifié: 2023-12-16 16:04

En 1993, des scientifiques russes ont prouvé que le pétrole et le gaz sont des ressources renouvelables. Et vous n'avez pas besoin d'extraire plus que ce qui est généré à la suite de processus naturels. Ce n'est qu'alors que la proie peut être considérée comme non barbare.

Il est généralement admis dans certaines comparaisons d'utiliser l'image des deux faces d'une même médaille. La comparaison est figurative, mais pas tout à fait exacte, puisque la médaille a également une nervure qui détermine l'épaisseur. Les concepts scientifiques, si nous les comparons à une médaille, ont, en plus de leurs propres aspects scientifiques et appliqués, un autre - psychologique, associé au dépassement de l'inertie de la pensée et à la révision de l'opinion qui s'était alors développée sur ce phénomène.

L'obstacle psychologique peut être appelé le syndrome du dogmatisme scientifique, ou le soi-disant « bon sens ». Vaincre ce syndrome, qui constitue un frein notable au progrès scientifique, consiste à connaître les origines de son apparition.

Les idées sur la lente formation et l'accumulation de pétrole et de gaz et, par conséquent, sur l'épuisement et l'irremplaçabilité des réserves d'hydrocarbures (HC) à l'intérieur de la Terre sont apparues au milieu du siècle dernier avec les rudiments de la géologie du pétrole et du gaz.. Ils étaient basés sur le concept spéculatif de la production de pétrole en tant que processus associé à l'extraction de l'eau et des hydrocarbures lors de l'immersion et au compactage croissant des roches sédimentaires avec la profondeur.

Un affaissement lent et un réchauffement progressif, s'étalant sur plusieurs millions d'années, ont donné l'illusion d'une formation très lente de pétrole et de gaz. C'est devenu un axiome que le taux extrêmement faible de formation de gisements d'hydrocarbures est incomparable avec le taux d'extraction de pétrole et de gaz pendant l'exploitation du champ. Ici, il y avait une substitution d'idées sur les taux de réactions chimiques lors de la destruction de la matière organique (MO) et sa transformation en hydrocarbures liquides-gaz mobiles, les taux d'affaissement des strates sédimentaires et leur transformation catagénétique due à une lente, principalement conductrice., chauffage. Les taux énormes de réactions chimiques ont été remplacés par les taux d'évolution relativement faibles des bassins sédimentaires. C'est cette circonstance qui sous-tend le concept de la durée de formation du pétrole et du gaz, et, par conséquent, l'épuisement, l'irremplaçabilité des réserves de pétrole et de gaz dans un avenir prévisible.

Les points de vue sur la formation lente du pétrole ont été universellement reconnus et ont été utilisés comme base à la fois pour les concepts économiques et les théories de la formation du pétrole et du gaz. De nombreux chercheurs, lorsqu'ils évaluent l'ampleur de la production d'hydrocarbures, introduisent le concept de « temps géologique » dans les formules de calcul en tant que facteur. Cependant, apparemment, sur la base de nouvelles données, ces points de vue devraient être discutés et révisés [4, 9-11].

On constate déjà une certaine rupture avec la tradition dans la théorie de la mise en scène de la formation du pétrole et l'idée de la phase principale de la formation du pétrole (GEF), proposée en 1967 par NB Vassoevich [2]. Ici, il est montré pour la première fois que le pic de génération tombe sur une profondeur relativement étroite et, par conséquent, un intervalle de temps déterminé par le temps pendant lequel la strate parente se trouve dans la zone de température de 60 à 150 ° C.

Une étude plus approfondie de la manifestation de la mise en scène a montré que les principales vagues de formation de pétrole et de gaz se brisent en pics plus étroits. Ainsi, S. G. Neruchev et al. ont établi plusieurs maxima à la fois pour la zone GFN et le GZG. Les pics de production correspondants correspondent en puissance à des intervalles de quelques centaines de mètres seulement. Et cela indique une réduction significative de la durée de génération des ondes de choc et, en même temps, une augmentation significative de son taux [6].

Des taux élevés de production de HC découlent également du modèle moderne de ce processus. La formation de pétrole et de gaz dans le bassin sédimentaire est considérée comme un processus chimique auto-développant à plusieurs étapes, exprimé par l'alternance de réactions de décomposition (destruction) et de synthèse et procédant sous l'action à la fois de l'énergie "biologique" (solaire) stockée par les composés organiques et l'énergie de la chaleur endogène de la Terre, et, comme le montrent les résultats du forage très profond, la majeure partie de la chaleur pénètre dans la base de la lithosphère et se déplace dans la lithosphère par convection. La part de chaleur associée à la décroissance radioactive représente moins d'un tiers de sa quantité totale [8]. On pense que dans les zones de compression tectonique, le flux de chaleur est d'environ 40 mW/m², et dans les zones de tension ses valeurs atteignent 60−80 mW / m²… Les valeurs maximales sont établies dans les rifts médio-océaniques - 400-800 mW / m²… Les faibles valeurs observées dans les jeunes dépressions telles que la Caspienne méridionale et la mer Noire sont faussées en raison de taux de sédimentation ultra-élevés (0,1 cm/an). En fait, ils sont aussi assez élevés (80-120 mW/m²) [8].

La décomposition de la MO et la synthèse des hydrocarbures sous forme de réactions chimiques se déroulent extrêmement rapidement. Les réactions de destruction et de synthèse doivent être considérées comme des tournants révolutionnaires conduisant à l'apparition du pétrole et du gaz, avec leur concentration ultérieure dans le réservoir dans le contexte général de la subsidence évolutive lente et du réchauffement des couches sédimentaires. Ce fait a été confirmé de manière convaincante par des études de laboratoire sur la pyrolyse du kérogène.

Récemment, pour décrire les phénomènes se produisant rapidement de la transformation d'une substance d'un état à un autre, le terme « anastrophie », proposé par le chimiste suédois H. Balchevsky, a commencé à être utilisé. La formation de composés hydrocarbonés à partir de matières organiques en décomposition, qui se produit en un saut à une vitesse énorme, doit être classée comme anatrophique.

Le scénario moderne de la formation de pétrole et de gaz est dessiné comme suit. La matière organique des couches sédimentaires du bassin en subsidence subit une série de transformations. Au stade de la sédimentogenèse et de la diagenèse, les principaux groupes de biopolymères (graisses, protéines, glucides, lignine) se décomposent et divers types de géopolymères s'accumulent dans le sédiment et créent du kérogène dans les roches sédimentaires. Simultanément, il y a une synthèse rapide (géoanastrophie) de gaz d'hydrocarbures, qui peuvent s'accumuler sous les premiers scellements, créer des strates d'hydrates de gaz dans la couche inférieure ou les zones de pergélisol, et former des exutoires de gaz naturel en surface ou au fond des réservoirs (Fig.. 1).

Riz. 1. Schéma de formation d'hydrate de gaz dans la partie Paramushir de la mer d'Okhotsk (selon [5]): 1 - couche sédimentaire; 2 - couches consolidées; 3 - formation d'une couche d'hydrate de gaz; 4 - zone de concentration de gaz; 5 - sens de migration du gaz; 6 - sorties de gaz inférieures. Échelle verticale en secondes

Au stade de la transformation catagénétique des roches sédimentaires, la thermodestruction des géopolymères et l'anastrophie thermocatalytique des hydrocarbures pétroliers à partir de fragments oxygénés de composés lipidiques et isoprénoïdes libérés par les formes kérogènes de matière organique dispersée ont lieu [31]. En conséquence, des hydrocarbures liquides et gazeux sont créés, qui forment des solutions d'hydrocarbures migrantes, passant des strates mères aux horizons réservoirs et aux failles conductrices de fluides.

Les solutions de HC qui saturent les réservoirs naturels, soit se concentrent dans leurs parties surélevées sous forme d'accumulations individuelles de pétrole et de gaz, soit en se déplaçant vers le haut le long de failles tectoniques, elles tombent dans des zones de températures et de pressions plus basses et y forment des dépôts de divers types, ou, avec une intensité élevée du processus, ils sortent à la surface du jour sous la forme de manifestations naturelles de pétrole et de gaz.

Une analyse de l'emplacement des gisements de pétrole et de gaz dans les bassins de la CEI (Fig. 2) et dans le monde indique sans équivoque qu'il existe un niveau mondial de 1 à 3 km de concentration d'accumulations de pétrole et de gaz et environ 90 % de toutes les réserves d'hydrocarbures y sont associés.

Riz. 2. Répartition en profondeur des réserves de pétrole et de gaz dans les bassins de la CEI (d'après A. G. Gabrielyants, 1991)

tandis que les sources de génération sont situées à des profondeurs de 2 à 10 km (Fig. 3).

Riz. 3. Typification des bassins en fonction du rapport de la zone principale de formation de pétrole et de l'intervalle principal de concentration des gisements de pétrole et de gaz (selon A. A. Fayzulaev, 1992, avec des modifications et des ajouts)

Type de piscine: je- désunis; II - Fermer; III - uni. Nom des piscines: 1 - Caspienne du Sud; 2 - Vienne; 3 - le golfe du Mexique; 4 - Pannonien; 5 - Sibérie occidentale; 6 - Permanente, 7 - Volga-Ouralski. Zonage vertical: 1 - zone de transit supérieure: 2 - la zone oculaire d'accumulation de sébum: 3 - zone de transit inférieure; 4 - GFN (centres de production de pétrole); 5 - GFG (centres de génération de gaz); 6 - sens de migration des hydrocarbures; 7 - la superficie reflétant les réserves géologiques d'hydrocarbures ou le nombre de gisements,%

La position des centres de génération est déterminée par le régime de température du bassin, et la position des gisements de pétrole et de gaz est principalement déterminée par les conditions thermobariques de condensation des solutions d'hydrocarbures et la perte d'énergie du mouvement de migration. La première condition est individuelle pour les piscines individuelles, la seconde est généralement universelle pour toutes les piscines. Ainsi, dans tout bassin, de bas en haut, plusieurs zones génétiques de comportement des HC sont distinguées: la zone inférieure ou principale de génération de HC et de formation de solutions de HC, la zone de transit de solution de HC inférieure, la zone principale d'accumulation de solution de HC dans le réservoir et la zone supérieure de transit HC-solution, et leur sortie à la surface du jour. De plus, dans les bassins sédimentaires marins profonds et les bassins situés dans les régions subpolaires, une zone d'hydrates de gaz apparaît au sommet du bassin.

Le scénario envisagé de formation de pétrole et de gaz permet de quantifier le taux de formation de HC dans les bassins pétroliers et gaziers subissant un affaissement intense et, par conséquent, dans des conditions de formation moderne intensive de HC. L'indicateur le plus frappant de l'intensité de la formation de pétrole et de gaz sont les gisements naturels de pétrole et de gaz dans les bassins de sédimentation modernes. Des infiltrations naturelles de pétrole se sont établies dans de nombreuses régions du monde: au large des côtes de l'Australie, de l'Alaska, du Venezuela, du Canada, du Mexique, des États-Unis, dans le golfe Persique, la mer Caspienne, au large de l'île. Trinité. Les volumes totaux de production de pétrole et de gaz sont importants. Ainsi, dans le bassin maritime de Santa Barbara au large des côtes californiennes, jusqu'à 11 000 l/s de pétrole proviennent d'une seule section du fond (jusqu'à 4 millions de tonnes/an). Cette source, exploitée depuis plus de 10 mille ans, a été découverte en 1793 par D. Vancouver [15]. Les calculs effectués par FG Dadashev et d'autres ont montré que dans la région de la péninsule d'Absheron, des milliards de mètres cubes de gaz et plusieurs millions de tonnes de pétrole par an sortent à la surface de la journée. Ce sont des produits de la formation moderne de pétrole et de gaz, non piégés par des pièges et des formations perméables et remplies d'eau. Par conséquent, l'échelle attendue de production de HC devrait être augmentée plusieurs fois.

Les taux énormes de formation de gaz sont mis en évidence sans ambiguïté par les couches épaisses d'hydrates de gaz dans les sédiments modernes de l'océan mondial. Plus de 40 régions de distribution d'hydratation du gaz ont déjà été établies, contenant plusieurs billions de mètres cubes de gaz. Dans la mer d'Okhotsk, A. M. Nadezhny et V. I. Bondarenko ont observé la formation d'une couche d'hydrate de gaz d'une superficie de 5000 m²contenant 2 billions de m³ gaz d'hydrocarbures [5]. Si l'âge des gisements est considéré comme 1 million d'années, alors le débit de gaz dépasse 2 millions de m³/ an [5]. Des infiltrations intenses se produisent dans la mer de Béring [14].

Les observations dans les champs de Sibérie occidentale (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, etc.) ont montré un changement dans la composition des huiles de puits en puits, expliqué par un afflux de HC le long de fissures et de fractures cachées (Fig. 4) à partir d'une source plus profonde de HC génération, qui indique sans ambiguïté la présence dans les zones de transit d'hydrocarbures, de failles et de fissures de nature cachée (fantômes-failles), qui sont pourtant assez bien tracées sur des lignes sismiques temporelles.

Riz. 4. Modèle de formation d'un réservoir pétrolier dans la formation BP₁₀, Champ Severo-Gubkinskoye (Sibérie occidentale)

je - section profil; II - chromatogrammes généralisés d'échantillons d'huile. Dépôts de pétrole: 1 - « primaire »; 2 - les compositions "secondaires"; 3 - la direction du mouvement des hydrocarbures de la source de génération; 4 - nombre de puits; 5 - fissure; 6 - chromatogrammes (une - n-alcanes, b - les alcanes isoprénoïdes). AVEC - la quantité de carbone dans la molécule

Les échantillons de pétrole provenant de puits situés dans la zone de perturbations ont une densité plus faible, un rendement en fractions essence plus élevé et des valeurs plus élevées du rapport pristane-phytane isoprénanes que les échantillons de la partie centrale du réservoir, qui se trouve dans la zone de moins influence du flux de fluide ascendant et reflétant les huiles d'un afflux antérieur. L'étude des formes modernes d'infiltration hydrothermale et d'hydrocarbures sur les fonds marins a permis à V. Ya. Trotsyuk de les distinguer dans un groupe particulier de phénomènes naturels, qu'il a appelé « structures de percée de fluide » [13].

Le taux élevé de formation d'hydrocarbures est attesté sans ambiguïté par l'existence de gigantesques gisements de gaz et de pétrole, surtout s'ils sont confinés dans des pièges formés au Quaternaire.

Ceci est également mis en évidence par les volumes gigantesques de pétroles lourds dans les couches du Crétacé supérieur du champ Athabasca au Canada ou dans les roches oligocènes du bassin de l'Orénoque au Venezuela. Des calculs élémentaires montrent que 500 milliards de tonnes de pétrole lourd du Venezuela ont nécessité 1 500 milliards de tonnes d'hydrocarbures liquides pour leur formation, et lorsque l'Oligocène a duré moins de 30 millions d'années, le débit d'apport d'hydrocarbures aurait dû dépasser 50 mille tonnes/an. On sait depuis longtemps que la production pétrolière a été restaurée après quelques années à partir de puits abandonnés dans d'anciens champs des régions de Bakou et de Grozny. De plus, il existe des puits actifs dans les gisements épuisés des champs de Grozny de Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, dont la production pétrolière totale a depuis longtemps dépassé les réserves récupérables initiales.

La découverte des huiles dites hydrothermales peut servir de preuve de taux élevés de formation de pétrole [7]. Dans un certain nombre de dépressions de rift modernes de l'océan mondial (le golfe de Californie, etc.) dans des sédiments quaternaires sous l'influence de fluides à haute température, des manifestations de pétrole liquide ont été établies, son âge peut être estimé de plusieurs années à 4000 -5000 ans [7]. Mais si l'huile hydrothermale est considérée comme un analogue d'un processus de pyrolyse en laboratoire, le taux doit être estimé comme le premier chiffre.

La comparaison avec d'autres systèmes de fluides naturels connaissant un mouvement vertical peut servir de preuve indirecte des taux élevés de mouvement des solutions d'hydrocarbures. Les taux énormes d'effusion de fontes magmatiques et volcanogènes sont tout à fait évidents. Par exemple, l'éruption moderne de l'Etna se produit avec une vitesse de lave de 100 m/h. Il est intéressant de noter que pendant les périodes calmes, jusqu'à 25 millions de tonnes de dioxyde de carbone s'infiltrent dans l'atmosphère depuis la surface du volcan à travers des perturbations cachées pendant un an. Le débit de sortie des fluides hydrothermaux à haute température des dorsales médio-océaniques, qui se produit pendant au moins 20 à 30 000 ans, est de 1 à 5 m³/Avec. La formation de dépôts de sulfure sous forme de « fumeurs noirs » est associée à ces systèmes. Les corps minéralisés se forment à un rythme de 25 millions de tonnes / an, et la durée du processus lui-même est estimée à 1-100 ans [1]. Les constructions d'OG Sorokhtin sont intéressantes, qui pense que les fontes de kimberlite se déplacent le long des fissures lithosphériques à une vitesse de 30 à 50 m / s [11]. Cela permet à la fonte de surmonter les roches de la croûte continentale et un manteau jusqu'à 250 km d'épaisseur en seulement 1,5 à 2 heures [12].

Les exemples ci-dessus indiquent, premièrement, des taux importants non seulement de génération d'hydrocarbures, mais également de mouvement de leurs solutions à travers les zones de transit de la croûte terrestre le long des systèmes de fissures cachées et de perturbations dans celle-ci. Deuxièmement, la nécessité de distinguer des vitesses d'affaissement des couches sédimentaires très lentes (m/mln d'années), des vitesses d'échauffement lentes (de 1°С/an à 1°С/mln d'années) et, à l'inverse, des vitesses très rapides de l'hydrocarbure. processus de génération lui-même et les déplacer de la source de génération aux pièges dans les réservoirs naturels ou à la surface diurne du bassin. Troisièmement, le processus même de transformation de l'OM en HC, qui a un caractère pulsatoire, se développe lui aussi assez longtemps sur des millions d'années.

Tout ce qui précède, s'il s'avère vrai, nécessitera une révision radicale des principes de développement des champs pétroliers et gaziers situés dans des bassins d'hydrocarbures modernes et à forte intensité de production. En fonction des taux de production et du nombre de champs, le développement de ces derniers doit être planifié de telle sorte que le taux de prélèvement soit dans un certain rapport avec le taux d'apport de HC aux sources de production. A cette condition, certains gisements détermineront le niveau de production, tandis que d'autres seront en reconstitution naturelle de leurs réserves. Ainsi, de nombreuses régions productrices de pétrole fonctionneront pendant des centaines d'années, assurant une production stable et équilibrée d'hydrocarbures. Ce principe, similaire au principe d'exploitation des terres forestières, devrait devenir le plus important dans le développement de la géologie pétrolière et gazière dans les années à venir

Le pétrole et le gaz sont des ressources naturelles renouvelables et leur développement doit être construit sur la base d'un bilan scientifiquement fondé des volumes de production d'hydrocarbures et de la possibilité de prélèvement lors de l'exploitation du champ

Voir aussi: Sensation silencieuse: le pétrole est synthétisé par lui-même dans les champs épuisés

Boris Alexandrovitch Sokolov (1930-2004) - Membre correspondant de l'Académie des sciences de Russie, docteur en sciences géologiques et minéralogiques, professeur, chef du département de géologie et de géochimie des combustibles fossiles, doyen de la faculté de géologie (1992-2002) de Moscou Université d'État. MV Lomonosov, lauréat du prix IM Gubkin (2004) pour une série d'ouvrages "Création d'un concept évolutif-géodynamique d'un modèle fluide-dynamique de formation pétrolière et classification des bassins pétroliers et gaziers sur une base géodynamique."

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - candidat en sciences chimiques, géochimiste pétrolier, employé du Département de géologie et de géochimie des combustibles fossiles de la Faculté de géologie de l'Université d'État de Moscou. M. V. Lomonossov.

Bibliographie

1. Butuzova G. Yu. Sur la relation entre la formation de minerai hydrothermal et la tectonique, le magmatisme et l'histoire du développement de la zone de rift de la mer Rouge // Litol. et utile. fossile. 1991. N° 4.

2. Vassoevich N. B, Théorie de l'origine de la migration sédimentaire du pétrole (revue historique et état actuel) // Izv. Académie des sciences de l'URSS. Sér. géol. 1967. N° 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Aspects géochimiques de la création d'une théorie générale de la formation du pétrole et du gaz // Tez. rapport II Toute l'Union. Conseil de géochimie du carbone. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Pétrole et gaz naturel - minéraux formés rapidement et constamment // Tez. rapport III Toute l'Union. Rencontre. sur la géochimie du carbone. M., 1991. Vol.1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Hydrates de gaz dans la partie Kamchatka-Pryparamushir de la mer d'Okhotsk // Dokl. Académie des sciences de l'URSS. 1989. T. 306, n° 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. et al. Formation de pétrole et de gaz dans des sédiments de type Domanik. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Maturation de la matière organique et formation du pétrole: aspect hydrothermal, Geokhimiya, no. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Recherche géothermique et forage ultra-profond // Sov. géol. 1991. N° 8.

9. Sokolov BA Modèle auto-oscillatoire de la formation de pétrole et de gaz. Rondelles, non. Sér. 4, Géologie. 1990. N° 5.

10. Sokolov BA À propos de certaines nouvelles directions de développement de la géologie du pétrole et du gaz // Minéral. rés. Russie. 1992. N° 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Théorie et pratique de la prospection pétrolière et gazière en Russie: résultats et tâches // Izv. Académie des sciences de l'URSS. Sér. géol. 1992. N° 8.

12. Sorokhtin OG Formation de kimberlites diamantifères et de roches apparentées du point de vue de la tectonique des plaques // Geodynam. analyse et modèles de formation et de placement des gisements minéraux. L., 1987. S. 92−107.

13. Trotsyuk V. Ya. Roches sources de pétrole des bassins sédimentaires des zones aquatiques. M., 1992.

14. Abrams M. A. Preuves géophysiques et géochimiques de la sous-surface des fuites d'hydrocarbures dans la mer de Béring, en Alaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, n° 2.