En los últimos años, la experiencia de exploración de petróleo y gas en varios países y los resultados de la investigación de muchos académicos han demostrado que la temperatura y el tiempo son un par de factores cruciales en todo el proceso de generación de petróleo y gas. Otros factores (como bacterias, catalizadores, sustancias radiactivas, etc.) también influyen.
(1) Temperatura y tiempo
Figura 5-16 gradiente geotérmico promedio de la cuenca de Los Ángeles y la cuenca de Ventura (según Philippi, 1965)
La La Tierra continúa calentándose El calor se irradia desde el interior hacia la superficie, formando así un campo térmico natural en el que la temperatura dentro de la corteza terrestre continúa aumentando. El aumento de temperatura (°C) por cada 100 metros de profundidad de la corteza terrestre se denomina gradiente geotérmico. El gradiente geotérmico promedio de la corteza terrestre moderna es de 3 ℃/100 m, con un rango de variación de 0,5 ~ 25 ℃/100 m. El gradiente geotérmico común en las cuencas petrolíferas es de 2 ~ 5 ℃/100 m. La profundidad aumenta, la materia orgánica sedimentaria debe experimentar temperatura El proceso de aumento gradual.
Una gran cantidad de datos reales muestran que cuando la roca madre alcanza un umbral de temperatura, el querógeno comienza a madurar, generando así una gran cantidad de hidrocarburos. La profundidad correspondiente a la temperatura umbral se denomina profundidad umbral y la relación entre temperatura y profundidad depende del gradiente geotérmico. La misma temperatura crítica es menos profunda en áreas con grandes gradientes geotérmicos, pero más profunda en áreas con pequeños gradientes geotérmicos. Según Philippi (1965), la temperatura umbral de las rocas generadoras del Neógeno en la Cuenca de Los Ángeles y la Cuenca de Ventura es de 115°C. Sin embargo, debido a los diferentes gradientes geotérmicos de las dos cuencas, las profundidades de enterramiento correspondientes son 2440 m y 3660 m respectivamente. (Figura 5-16). Los datos reales muestran que la temperatura umbral de generación de hidrocarburos suele estar en el rango de 50 ~ 130 °C (Figura 5-17 y Figura 5-18). En términos generales, la temperatura inicial de la etapa principal de producción de petróleo no es inferior a 50°C y la temperatura final no es superior a 175°C. En otras palabras, el proceso de generación de petróleo en la corteza terrestre sólo ocurre dentro de un rango limitado de temperatura y profundidad. La temperatura del gas orgánico generalmente no supera los 230°C. No hay duda de que la temperatura juega un papel decisivo en la evolución de la generación de hidrocarburos en la materia orgánica sedimentaria.
Figura 5-17 La relación entre los estratos de hidrocarburos y no hidrocarburos y la profundidad de enterramiento en algunas cuencas típicas en el extranjero (modificada en base a Tissot et al., 1979)
Figura 5-18 Geometría en China La relación entre la profundidad de enterramiento de rocas generadoras de diferentes generaciones y la generación de hidrocarburos en una cuenca (según Huang Difan, 1991).
El tiempo por sí solo no puede funcionar a temperaturas muy bajas. Por ejemplo, Karwell (1956) estudió una vez que la profundidad de enterramiento del lignito de Moscú en el Carbonífero Inferior nunca ha llegado a ser inferior a 200 m, lo que significa que la temperatura que experimentó siempre ha sido muy baja, por lo que no puede alcanzar una etapa de carbonificación más avanzada. En cambio, la temperatura de inicio está relacionada principalmente con la duración del calentamiento continuo de la materia orgánica o la edad geológica. La Figura 5-17 y la Figura 5-18 muestran que cuando la roca madre de petróleo es vieja, la temperatura inicial es baja, y cuando es nueva, la temperatura inicial es alta, lo que indica que el tiempo está estrechamente relacionado con la temperatura, es decir, el tiempo. Puede compensar la temperatura, pero en comparación con la temperatura, la temperatura inicial del tiempo tiene un papel secundario.
Teóricamente, la evolución térmica del kerógeno en hidrocarburos está controlada por el mecanismo cinético de la reacción química. Aunque en realidad es una reacción paralela compleja de múltiples niveles, los resultados de los experimentos de pirólisis muestran que el efecto general de la pirólisis de kerógeno sigue básicamente la reacción de primer orden de la cinética de reacción química (Tissot, 1969), es decir, la velocidad de reacción está relacionada a los reactivos de primer orden la concentración es proporcional a la concentración, y la ecuación es la siguiente:
Geología del petróleo y el gas natural
En la fórmula: c representa la concentración de. kerógeno; k es la constante de velocidad de reacción; t es el tiempo, y el signo negativo indica la reacción. La concentración de la sustancia disminuye a medida que aumenta el producto.
Se puede ver en la fórmula (5-1) que la velocidad de reacción depende de la constante de velocidad de reacción y la concentración de los reactivos, y la constante de velocidad de reacción está controlada principalmente por la temperatura. Una gran cantidad de práctica muestra que cuando la temperatura aumenta en 10 °C, la velocidad de reacción (k) se puede aumentar de 1 a 2 veces, es decir, (kt+10 °C)/kt = 2 a 4. Según este cálculo, si se duplica la temperatura, equivale a 150ºC.
En 1889 Arrhenius propuso una relación empírica entre la constante de velocidad de reacción y la temperatura, que es la famosa ecuación de Arrhenius:
Geología del petróleo y el gas natural
Donde: k es la constante de velocidad de reacción en temperatura t; a es el factor de frecuencia, es decir, el número de colisiones moleculares por unidad de tiempo y unidad de volumen; e es la energía de activación (J/mol) es la temperatura absoluta; par natural La base del número.
La relación entre la constante de velocidad de reacción (k) y el tiempo se puede obtener integrando la ecuación (5-1). C0 y c representan la concentración inicial del reactivo y la concentración del reactivo en el tiempo t respectivamente. La fórmula (5-1) se convierte en el principio integral:
Geología del petróleo y el gas natural
.Temperatura La relación con el tiempo se puede expresar simultáneamente mediante las ecuaciones (5-2) y (5-3).
Geología del Petróleo y Gas Natural
Tome el logaritmo natural de ambos lados de la ecuación anterior:
Geología del Petróleo y Gas Natural
Tome la ecuación anterior a y C0/C in son constantes, entonces:
Geología del petróleo y el gas natural
Se puede ver en la fórmula (5-6) que el logaritmo de la Tiempo de reacción (lnt) Relacionado linealmente con el recíproco de la temperatura de reacción (l/T).
Se puede ver en las fórmulas anteriores (5-1), (5-2), (5-3), (5-6) que la velocidad de reacción de la evolución térmica del kerógeno en hidrocarburos es principalmente relacionado con la reacción Está relacionado con la constante de velocidad (K). K tiene una relación exponencial con la temperatura y una relación lineal con el tiempo, y la temperatura y el tiempo pueden ser complementarios.
Figura 5-19 Relación tiempo-temperatura de producción de petróleo (basado en Kangnan 1974, citado de Chen Rongshu 1994).
Tanto la teoría como la práctica muestran que la temperatura y el tiempo se pueden compensar, es decir, una temperatura baja a largo plazo y una temperatura alta a corto plazo pueden lograr el mismo efecto de curado. Esto también lo demuestra la simulación térmica rápida y de alta temperatura del kerógeno en el laboratorio de Tissot, que es casi idéntica a la lenta evolución térmica del kerógeno a baja temperatura en la naturaleza. Connan (1974) dibujó el diagrama de relación tiempo-temperatura de la generación de petróleo (Figura 5-19) basándose en los datos reales de la temperatura inicial y el tiempo transcurrido de las rocas generadoras en varias cuencas de petróleo y gas del mundo. sigue:
Geología del petróleo y el gas natural
Donde: la unidad de t es Ma; la unidad de t es k.
Se puede ver en la Figura 5-19 que cuanto más joven es la materia orgánica depositada, más corto es el tiempo de calentamiento y mayor es la temperatura umbral de generación de aceite. Cuanto mayor sea, mayor será el tiempo de calentamiento y menor será el umbral de temperatura. La pendiente de la línea tiempo-temperatura en el gráfico está determinada por la energía de activación. Las líneas discontinuas en la figura se agregan con base en la información proporcionada por la reflectancia de la vitrinita, y las líneas discontinuas dan los límites donde comienza y termina el proceso de generación de hidrocarburos. Si la temperatura del suelo no alcanza el umbral, no se genera petróleo industrial y la temperatura excede el límite donde desaparece la fase petrolera o gaseosa, el petróleo y el gas se destruirán. Por lo tanto, basándose en los efectos combinados de la temperatura y el tiempo, las cuencas propicias para la generación y preservación de petróleo y gas deberían ser cuencas calientes jóvenes y cuencas frías antiguas.
(2) Bacterias
Las bacterias juegan un papel importante en la diagénesis de la materia orgánica, la generación y degradación del petróleo y el gas natural.
Las bacterias tienen una gran capacidad de supervivencia, adaptabilidad y reproducción en la naturaleza. Se encuentran en la mayoría de los sistemas de agua naturales y en sedimentos enterrados poco profundos (<1000 m). La supervivencia y muerte, la inhibición y la actividad de las bacterias están controladas por los nutrientes, la humedad, la temperatura, la circulación del agua, el valor del pH, el valor Eh del medio y los metabolitos tóxicos.
En los sedimentos, la tendencia general de la actividad bacteriana generalmente se debilita a medida que aumenta la profundidad del entierro. En la dirección vertical, aparecen diferentes tipos de bacterias en fenómenos de zonación continua, es decir, desde la zona aeróbica poco profunda a la profunda, la zona anaeróbica de reducción de sulfatos y la zona anaeróbica de reducción de carbonatos.
Las bacterias son más activas y están ampliamente distribuidas en los sedimentos de aguas poco profundas. Según los estudios, el contenido bacteriano en los sedimentos modernos y en la superficie del suelo es de 0 ~ 500 g/m3 (100 millones de bacterias equivalen a 1 mg de materia orgánica). Desde la superficie hacia abajo, a pocos metros de profundidad, el contenido de bacterias aeróbicas es muy bajo y es sustituido gradualmente por bacterias anaeróbicas. Generalmente se cree que la temperatura adecuada para que las bacterias sobrevivan o mantengan su actividad es generalmente inferior a 100°C. Además, a temperaturas de 80 a 100°C o en las últimas etapas de la diagénesis, los fenoles liberados por el querógeno son tóxicos para las bacterias e incluso tienen un efecto bactericida.
Las bacterias pueden descomponer y digerir muchos componentes bioquímicos originales inestables a través de enzimas. Los principales productos libres en condiciones aeróbicas son los iones H2O, CO2, NH3, sulfato y fosfato.
En condiciones anaeróbicas, los principales productos libres son CH4, H2S, H2O, NH3 y los iones fosfato. Experimentos y datos de campo muestran que la materia orgánica también puede generar asfalto directamente tras la acción de las bacterias. Además, las propias bacterias son buenas materias primas generadoras de hidrocarburos, y algunas bacterias también pueden sintetizar algunos hidrocarburos poliméricos sólidos en sus propias células. Debido a las limitaciones de las condiciones de vida, los efectos bioquímicos de las bacterias ocurren principalmente en las etapas temprana y media de la diagénesis.
(3) Catalizador
En el proceso de generación y evolución de petróleo y gas, el catalizador más importante y práctico es la arcilla. Se sabe que las arcillas de esmectita tienen la actividad catalítica más fuerte. Básicamente, el papel de los catalizadores es principalmente un fenómeno complejo de energía superficial libre. Varios átomos adsorbidos por el catalizador se vuelven activos bajo la excitación de los átomos catalíticos, lo que es beneficioso para la síntesis de nuevos compuestos. En el proceso de generación de hidrocarburos a partir de materia orgánica, el catalizador puede cambiar su estructura original, romper sus enlaces C-C y C-H y luego dividir los hidrocarburos ligeros.
Figura 5-20 El tiempo necesario para el craqueo térmico y el craqueo catalítico del n-hexadecano (según Goldstein, 1980)
Según datos experimentales, sólo se necesitan unos segundos para crackear n-hexadecano a 100°C. Meses, se necesitan 1000 años para crackear n-hexadecano con un catalizador altamente activo. El tiempo requerido para el craqueo térmico simple ha excedido la edad de la tierra (Figura 5-20). Antes de 125°C, la degradación termocatalítica puede ser el principal mecanismo de generación de petróleo, mientras que el condensado a alta temperatura y la humedad pueden generarse principalmente por craqueo térmico. La velocidad de las reacciones de degradación térmica está determinada por la temperatura, la concentración del reactivo, la concentración del catalizador y la actividad. En resumen, en el proceso de generación de hidrocarburos y conversión de materia orgánica, la participación de catalizadores puede acelerar la velocidad de reacción de generación de hidrocarburos, reducir la energía de activación requerida para la reacción y transformar las propiedades de los hidrocarburos.
La presencia de agua reducirá seriamente la actividad catalítica de la arcilla. Por tanto, las arcillas en sedimentos pueden considerarse catalizadores de baja actividad. Generalmente se considera que las rocas carbonatadas puras no tienen actividad catalítica. Por lo tanto, los carbonatos que generan hidrocarburos tienden a contener cantidades considerables de partículas de arcilla pero no son tan catalíticos como las lutitas. Por lo tanto, la energía de activación del kerógeno en las rocas carbonatadas es mayor que la del kerógeno en el esquisto.
Otro tipo de catalizador es una enzima. Las enzimas contienen ingredientes activos que actúan como catalizadores. Las enzimas en los sedimentos se acumulan simultáneamente con la materia orgánica y desempeñan un papel positivo en la separación de la materia orgánica y la conversión de materia orgánica insoluble en materia orgánica soluble. Sin embargo, cómo evaluarla en las profundidades del subsuelo requiere más investigación.
(4) Radioactividad
Los experimentos muestran que bombardear cierta materia orgánica con rayos alfa puede producir metano, dióxido de carbono e hidrógeno, y bombardear agua puede producir oxígeno e hidrógeno. El oxígeno reacciona con la materia orgánica para eventualmente producir dióxido de carbono, y el hidrógeno puede hidrogenar la materia orgánica o reaccionar con el dióxido de carbono para sintetizar metano. El metano puede unirse al etano, a alcanos gaseosos más pesados o incluso a líquidos bajo la acción de los rayos alfa. El problema es que el contenido de elementos radiactivos en las rocas sedimentarias es bajo. Alguien ha calculado que suponiendo que cada kilómetro cúbico de roca contenga un 0,001% de uranio y un 1% de materia orgánica, la cantidad de petróleo radiactivo generado en 1 Ma es de 18×104t. Esta magnitud tiene poca importancia para la formación de yacimientos de petróleo industriales. Pero, de hecho, faltan pruebas de que realmente pueda desempeñar un papel tan importante. No se han encontrado cantidades significativas de petróleo libre cerca de las lutitas negras altamente radiactivas del Precámbrico en Suecia y del Devónico en Estados Unidos. Parece que la radiactividad no puede considerarse un factor importante que afecte a la evolución de la generación de hidrocarburos. El investigador Xu Yongchang cree que "el aumento local de la temperatura del suelo provocado por elementos radiactivos será beneficioso para la evolución térmica de la materia orgánica".
(5) Presión
La relación entre presión y generación de hidrocarburos está mucho menos estudiada que la temperatura. En general, la presión puede inhibir o promover la generación de hidrocarburos a partir de materia orgánica. Con el paso del tiempo, tanto los experimentos de simulación (Saguo, 1986; Horvath, 1987; Ding et al., 1991) como los análisis teóricos y cálculos de termodinámica química (He, 1982) han señalado claramente que las altas presiones dificultan la madurez de la materia orgánica. y generación de hidrocarburos. Horvath (1987) señaló además que "la reducción de la presión a corto plazo es más propicia para acelerar la madurez de la materia orgánica".