Кинетика образования углеводородов в осадочном чехле субдуцирующей плиты

Полный текст

ВВЕДЕНИЕ

Активные континентальные окраины обладают определенными ресурсами углеводородов. Эти ресурсы преимущественно сосредоточены в преддуговых бассейнах, аккреционных призмах зон субдукции, в пределах этих же бассейнов развиты и нефтегазоматеринские толщи (Hessler, Sharman, 2018). Несколько примеров таких бассейнов. Наибольшей накопленной добычей и запасами обладает бассейн Залива Кука (Аляска, США; LePain et al., 2013). Нефтематеринские породы этого бассейна имеют среднеюрский и позднекайнозойский возраст и представлены морскими глинами (Stanley et al., 2011). Бассейн Талара (Перу) также характеризуется высокой накопленной добычей нефти и газа, запасами и ресурсами (Higley, 2004). Бассейн выполнен осадочными отложениями мелового возраста и моложе, а нефтематеринские породы встречаются здесь на разных стратиграфических уровнях (Fildani, 2005). Бассейн Сакраменто (Калифорния, США) также имеет значительную накопленную добычу углеводородного сырья, его ресурсы в основном выработаны (Scheirer et al., 2006). Ресурсы углеводородов всех трех рассмотренных бассейнов сформировались при термическом созревании органического вещества нефтематеринских пород их осадочного наполнения.

В зонах субдукции присутствует потенциальный источник углеводородов, не входящий в состав соответствующих бассейнов – органическое вещество осадочного чехла субдуцирующей плиты. Некоторые авторы указывают на значительную роль этого органического вещества в общем объеме генерации нефти и газа Мира (Сорохтин, Ушаков, 2002). Для ряда зон субдукции имеются свидетельства поступления в поверхностные горизонты газов, образованных органическим веществом осадков субдуцирующей плиты (Suzuki et al., 2024; Moretti et al., 2023).

Развитие методик лабораторного моделирования геологических процессов в виде термического эксперимента привели к росту возможностей изучения геологических процессов, не доступных непосредственному наблюдению (Ungerer, Pelet, 1987; Espitalie et al., 1993; Behar et al., 1997; Vandenbroucke et al., 1999; Кашапов и др., 2019; Leushina et al., 2021; Савостин и др., 2023). Одной из впечатляющих возможностей применения современных методов исследования ископаемого органического вещества (ОВ) является моделирование процессов нефтегазообразования в геологической среде путем расчетов, по данным получаемых в лаборатории кинетических характеристик (Tissot, Espitalie, 1975; Behar et al., 1997; Кашапов и др., 2019; Савостин и др., 2023). Бассейновое моделирование является неотъемлемой частью региональных работ на нефть и газ в пределах нефтегазоносных бассейнов (Бурштейн и др., 2024). Условия погружения и, соответственно, прогрева органического вещества осадочного чехла субдуцирующей плиты в значительной мере отличны от условий прогрева осадочных пород и их ОВ в седиментационных бассейнах. Прежде всего, по скорости погружения и температурному градиенту. Целью работы является оценка условий генерации углеводородов органическим веществом осадочного чехла субдуцирующей плиты, сопоставление пространственно-временных характеристик главной зоны нефтеобразования для органического вещества субдуцирующей плиты и органического вещества осадочных бассейнов кайнозойского, мезозойского и палеозойского возраста.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Основой для расчетов динамики образования углеводородов органическим веществом осадочных пород являются уравнения химической кинетики. Считается (Tissot et al., 1987; Burnham, 2017; Кашапов и др., 2019), что модель параллельных химических реакций первого порядка в сочетании с уравнением Аррениуса для описания температурной зависимости константы скорости реакций удачно описывает процесс образования углеводородов.

Уравнение для скорости реакции первого порядка имеет вид:

$-dC/d\text{t}=kC$, (1)

где C – концентрация реагента, t – время, k – константа скорости химической реакции. Из уравнения (1) видно, что скорость реакции пропорциональна концентрации исходного вещества и константе скорости реакции, которая определяется уравнением Аррениуса:

$k=A\exp \left(-E_a/RT\right)$, (2)

где A – предэкспоненциальный множитель (частотный фактор), Ea – энергия активации, R – универсальная газовая постоянная, T – абсолютная температура.

Отсюда следует, что при постоянной температуре:

$C\left(\text{t}\right)=C_{0 }exp\left(-A\exp \left(-E_a/RT\right)\text{t}\right)$, (3)

а при неизотермическом режиме (T = f(t)):

$С\left(\text{t}\right)=C_{0}exp\left(-A{\int }_{\text{t}=0}^{\text{t}}\exp \left(-\frac{E{a}_{ }}{RT\left(\text{t}\right)}\right)d\text{t}\right)$. (4)

В условиях погружения осадочной породы температурный режим неизотермичен, кинетические расчеты должны выполняться с условием наличия зависимости T(t). Согласно принятым моделям, генерация нефтяных и газовых углеводородов ОВ происходит благодаря протеканию большого числа параллельных реакций. Набор (спектр) значений энергий активации этих реакций может быть дискретным (чаще всего с шагом 1 или 2 ккал/моль), либо иметь вид непрерывной функции (Hanbaba et al., 1968; Галимов, 1974; Поляков, Галимов, 1992; Бурштейн и др., 2024). Образование углеводородов можно представить, суммируя выходы их псевдокомпонентов, характеризующихся различными значениями E_i. Расчеты реализации углеводородного потенциала при условии повышения температуры проводились численно, методом прямоугольников, по уравнению (5):

 $V\left(T_j\right)=\sum _{}^{}_{i=1}^n{a}_i(V_0-\sum _{}^{}_{j=1}^{j-1}V\left(T_j,\text{t}\right))$×

×$\left(1-\text{exp}\left(-A\exp \left(-\frac{E_i}{R{T}_j}\right)\Delta \text{t}\right)\right)$ , (5)

где a_i – доля генерационного потенциала углеводородов, приходящаяся на псевдокомпонент с энергией активации – E_i, V₀ – максимально возможный выход суммы углеводородов (100 %), j – номер шага дискретности. Зависимости температуры от глубины для поверхности субдуцирующей плиты рассмотрены ниже (табл. 1), а интервал времени для шага дискретности по глубине был выражен следующим образом:

$\Delta t=\Delta Z/V_Z,$ (6)

где ∆Z – дискретность отсчета глубины, а V_Z – вертикальная скорость погружения. Пробные расчеты с шагом дискретности равным 800, 400, 200, 40 и 20 м показали, что уменьшение интервала дискретности ниже 40 м не привносит существенных изменений в результаты определения глубины достижения максимальной скорости генерации углеводородов.

Таблица 1. Температурные модели для поверхности субдуцирующей плиты по опубликованным данным

В качестве начального распределения ОВ по псевдокомпонентам было использовано его распределение в малопреобразованном доманиковым горючем сланце, отобранном в естественном обнажении р. Чуть, близ ее устья, рядом с поселком Водный, Ухтинский район, Республика Коми, Тимано-Печорская провинция (рис. 1, образец Чуть-устье; Бушнев и др., 2013; Бушнев и др., 2019). Исследования кинетики выхода суммы всех углеводородов по методу Rock-Eval выполнены к.х.н. А.Г. Калмыковым (геологический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова) с использованием пиролизера Hawk. Расчет распределения образующихся в ходе пиролиза псевдокомпонентов с шагом ΔE_a 1 ккал/моль проводили с использованием математического обеспечения, прилагающегося к пиролизеру Hawk (рис. 1).

Рис. 1. Распределение по псевдокомпонентам углеводородного потенциала незрелого доманикового сланца из обнажения по р. Чуть (Ухтинский р-н, Тимано-Печорская провинция) при частотном факторе равном 1 × 10¹⁴ с^–1.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Численное моделирование образования углеводородов при погружении нефтегазоматеринской толщи основывается на знании температурной истории породы, которая для осадочного бассейна рассчитывается в соответствии с кривой погружения и температурным градиентом. Также выполняется корректировка температурной истории, например, в результате размывов отложений, в соответствии с замерами отражательной способности витринита в породах изучаемого разреза (Tissot et al., 1987; Галушкин, 2007).

Погружение субдуцирующей плиты происходит со скоростью, поддающейся непосредственному измерению. Данные по значительному количеству зон субдукции приведены в работе (Jarrard, 1986). Температурному режиму зон субдукции посвящено очень большое число работ, опубликованных в разные годы. В ряде случаев авторы работ иллюстрируют выполненные ими расчеты температурного поля зоны субдукции в виде полей изотерм, эти результаты затруднительно перевести в температурную историю отложения. В ряде работ, посвященных зонам субдукции, приведены графики зависимости температуры от глубины (или давления), характерные для верхней поверхности субдуцирующей плиты (van Keken et al., 2019) с указанием на угол субдукции и скорость субдуцирующей плиты. Соответствующие материалы оцифрованы в области небольших глубин (максимум до 50 км) и для удобства расчетов представлены в виде аппроксимирующих полиномов третьей степени (табл. 1). Из таблицы следует, что рассмотренные модели охватывают широкий диапазон скоростей и углов субдукции, примерно соответствующий диапазону этих характеристик для изученных зон субдукции Мира (Jarrard, 1986). Сами температурные зависимости, математическое моделирование условий зон субдукции в разных режимах погружения и при различных начальных условиях не являются предметом настоящего исследования и принимаются в опубликованном виде (табл. 1).

Близповерхностные – холодные слои осадочного чехла океанической плиты будут “содраны” при субдукции и останутся в составе аккреционной призмы, а увлечены в погружение будут более глубоколежащие слои. Опубликованные данные о величине осадочного слоя для ряда субдуцирующих плит Мира и о толщине осадков, увлекаемых субдуцирующей плитой в погружение, приведены в работе (Syracuse et al., 2010). Из материалов данного исследования следует, что разброс как толщин осадочных отложений зон субдукции, так и толщин, срезаемых при субдукции отложений, очень велик. Кроме состава органического вещества, масштаб образования углеводородов определяется содержанием органического вещества в породе и ее объемом. Примеры зон субдукции со значительными толщинами осадочных пород, увлекаемых погружающейся плитой следующие: Чилийская, где из 2 км осадочного чехла океанической плиты погружается 1.3 км, Северо-Суматранская, где субдуцирует 1.4 км осадочной оболочки из первоначальных 2.5 км (Syracuse et al., 2010). Для основного числа других зон субдукции характерны меньшие толщины погружающихся осадочных пород. Установлено, что при мощности осадочной толщи океанической плиты 2 и более км ее температурный градиент в среднем составляет 25 °С/км (Kolawole, Evenick, 2023). При этом моделирование прогрева поверхности субдуцирующей плиты обычно выполняется из начальной температуры 0 °С (Gerya et al., 2002; Perchuk et al., 2019) либо близкой к таковой (Кирдяшкин, Кирдяшкин, 2023). Таким образом, начальная температура осадочных пород субдуцирующей плиты может быть несколько выше, чем обычно принимаемая в расчетах температурного моделирования для зон субдукции.

Для оценки влияния условий зоны субдукции на реализацию углеводородного потенциала органическим веществом осадочной оболочки субдуцирующей плиты были проведены расчеты для ряда вариантов температурного режима субдуцирующей плиты (табл. 1), результаты расчетов приведены (табл. 2, рис. 2).

Таблица 2. Результаты расчетов температуры, глубины и времени достижения главной зоны нефтеобразования в различных моделях прогрева для поверхности субдуцирующей плиты

* EASY%Ro – расчетный эквивалент величины отражательной способности витринита, вычисление данной величины выполняется согласно (Sweeney, Burnham, 1990).

Рис. 2. Кривые реализации углеводородного потенциала в различных моделях погружения субдуцирующей плиты в зависимости от глубины и температуры. 1–4: номера моделей согласно табл. 1.

Из представленных результатов следует, что расчеты по всем использованным моделям погружения и прогрева, взятым из результатов моделирования температуры поверхности субдуцирующей плиты, привели к значительным глубинам расположения главной зоны нефтеобразования, а также весьма короткому времени ее достижения. Из всех моделей наименьшая глубина достижения максимальной скорости образования углеводородов составляет 12.6 км, а наибольшая – 23.2 км. Время наступления пика главной фазы нефтеобразования (ГФН) варьирует еще более широко: 0.1–6.37 млн лет.

Сравнение результатов табл. 2 показывает, что модели 1 и 3 характеризуются наиболее близкими между собой значениями среднего температурного градиента. При этом скорость погружения в первой модели существенно ниже, чем в третьей: 0.26 и 4.24 см/год соответственно. При близком значении среднего температурного градиента время достижения пика главной фазы нефтеобразования определяется скоростью погружения. Снижение скорости погружения с 4.24 до 0.26 см/год приводит к увеличению времени пика ГФН с 0.41 до 6.37 млн лет, при этом существенно более низкая скорость прогрева приводит к понижению температуры главной зоны нефтеобразования.

Результаты расчетов по моделям прогрева 2 и 3 (табл. 1, 2) интересно сравнить между собой, так как в них заложены практически одинаковые скорости погружения пород – 4.23 и 4.24 см/год соответственно. У них заметно отличаются температурные градиенты, и, соответственно, скорость прогрева органического вещества до наступления пика ГФН. Вполне ожидаемо, что в этой паре мéньший температурный градиент в модели 2 приводит к тому, что максимальная скорость образования углеводородов достигается в случае второй модели на бóльшей глубине по сравнению с третьей. А также, на достижение пика ГФН затрачивается больше времени при меньшем температурном градиенте и одинаковой скорости погружения.

Модель 4 характеризуется максимальным температурным градиентом и самой высокой скоростью погружения. Результаты моделирования по данным четвертой модели показывают и минимальное время достижения осадочной породой главной зоны нефтеобразования и одновременно минимальное время, необходимое для этого. Кроме того, расчеты по модели 4, табл. 1 дают и самую высокую оценку температуры пика ГФН.

Обобщая выполненный анализ результатов расчетов положения главной зоны нефтеобразования в разрезе и времени достижения пика ГФН для ОВ осадочных отложений субдуцирующей плиты, можно сказать следующее. Повышение средней скорости прогрева отложений приводит к повышению температуры достижения пика ГФН. Снижение скорости погружения пород ведет к увеличению времени, необходимого для достижения главной зоны нефтеобразования. В целом, органическое вещество в условиях субдукции образует нефтяные углеводороды при значительных температурах, на больших глубинах и за короткие промежутки времени.

Для сравнения полученных для различных моделей прогрева органического вещества в зоне субдукции аналогичные расчеты были выполнены для осадочных бассейнов различного возраста. В качестве нефтематеринских толщ были условно приняты кайнозойская майкопская толща (Gavrilov et al., 2017; Бушнев, Бурдельная, 2001), мезозойская баженовская толща (Конторович и др., 2013; Бушнев и др., 2018) и палеозойская доманиковая толща (Баженова и др., 2008; Бушнев, Бурдельная 2015). Скорость погружения, необходимая для расчетов, для всех трех толщ определялась при их равномерном погружении до глубины 6000 метров. Температурный градиент на континенте составляет обычно величину 25 °С/км (Kolawole, Evenick, 2023), а для более подробного подразделения палеозоя, мезозоя и кайнозоя для расчетов были приняты температурные зависимости из работы (Astakhov, Reznikov, 2012). Сами эти зависимости приведены в табл. 3

Таблица 3. Результаты расчетов температуры, глубины и времени достижения главной зоны нефтеобразования в осадочных бассейнах разного возраста

Результаты расчета глубины главной зоны нефтеобразования в осадочных бассейнах разного возраста схожи. Максимальная скорость образования углеводородов наблюдается на глубинах 3.7–4.1 км, т. е. в довольно узком интервале. Время достижения породами пика ГФН закономерно больше в палеозое и меньше в кайнозое, так как скорость погружения в проведенном расчете обратно пропорциональная возрасту пород. Основное отличие условий протекания процесса нефтеобразования в осадочных бассейнах разного возраста и осадочном чехле субдуцирующей плиты заключаются, таким образом, в значительно меньших глубинах расположения главной зоны нефтеобразования в бассейнах. Около 4 км в осадочных бассейнах против 13–23 км в различных моделях прогрева зоны субдукции. Второе отличие заключается во времени наступления пика ГФН. Для зон субдукции характерно значительно меньшее время, требуемое для этого.

Возможное практическое следствие выполненного исследования таково: расчетное моделирование образования нефтяных углеводородов в осадочном бассейне приводит к глубинам нефтеносности 3–5 км, что подтверждается практикой бурения и нефтедобычи. Вопрос о том, возможна ли миграция жидких углеводородов с глубин, предсказанных по данным кинетики для зон субдукции с формированием залежей, доступных для разбуривания на нефть или высокие температуры, в сочетании с большой скоростью погружения приведут к вторичному крекингу жидких УВ с образованием только сухого газа и его рассеянием остается открыт при значительной вероятности именно такого сценария. В качестве примера формирования проявлений сухого метана можно представить газопроявления зоны субдукции Нанкайского желоба (Япония, Suzuki et al., 2024).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполнена серия расчетов кинетики образования углеводородов в осадочном чехле субдуцирующей плиты. На примере нескольких опубликованных моделей прогрева поверхности субдуцирующей плиты установлено, что положение главной зоны нефтеобразования и время достижения органическим веществом ГФН в выбранных для исследования условиях существенно отличны от обычных для осадочных бассейнов кайнозойского, мезозойского и палеозойского возрастов. Прежде всего, высокая скорость погружения и низкий температурный градиент поверхности субдуцирующей плиты приводят к тому, что процесс образования углеводородов происходит глубже, быстрее и требует более высоких температур. Вполне ожидаемо, что факторы времени и температуры находятся в “противофазе”, это определяется самими уравнениями химической кинетики. Для времени нефтеобразования установлено, что повышение температурного градиента и скорости погружения сокращают время достижения пика ГФН, а понижение температурного градиента и скорости – затягивают процесс. Кроме того, широкая вариативность условий прогрева осадочных пород в зонах субдукции приводит к очень большому диапазону условий реализации углеводородного потенциала ископаемым органическим веществом.

Автор благодарит д.г.-м.н., профессора РАН А.А. Кирдяшкина (ИГМ СО РАН, г. Новосибирск) и д.г.-м.н. А.Л. Перчука (МГУ им. М.В. Ломоносова, г. Москва) за консультации, а также к.х.н. А.Г. Калмыкова (МГУ им М.В. Ломоносова, г. Москва) за определение распределения углеводородов, генерированных доманиковым сланцем из коллекции автора, по энергиям активации образования.

Автор благодарен д.т.н. Ю.И. Галушкину и двум анонимным рецензентам данной статьи, а также научному редактору д.х.н. В.Б. Полякову за обширные и ценные замечания и уточнения.

Об авторах

Д. А. Бушнев

Автор, ответственный за переписку.
Email: boushnev@geo.komisc.ru
Россия, ул. Первомайская, 54, Сыктывкар

Список литературы

Дополнительные файлы

Доп. файлы

Действие

1. JATS XML

Скачать

2. Рис. 1. Распределение по псевдокомпонентам углеводородного потенциала незрелого доманикового сланца из обнажения по р. Чуть (Ухтинский р-н, Тимано-Печорская провинция) при частотном факторе равном 1 × 1014 с–1.

Скачать (627KB)

Метаданные

3. Рис. 2. Кривые реализации углеводородного потенциала в различных моделях погружения субдуцирующей плиты в зависимости от глубины и температуры. 1–4: номера моделей согласно табл. 1.

Скачать (807KB)

Метаданные