Нафта з глибокого океану Для науки
Під південною Атлантикою багата нафта, оскільки там накопичилася величезна кількість осадів, оскільки цей океан утворився приблизно 140 мільйонів років тому.
Плавуча установка нафтового родовища Гірасоль, біля узбережжя Анголи
Надано TotalFinaElf
У період з 1980 по 2020 рік населення світу збільшиться вдвічі, досягнувши восьми мільярдів людей. Очікується, що це зростання населення призведе до 50-відсоткового збільшення глобального споживання енергії. Чи достатньо буде наших енергетичних ресурсів для покриття цих потреб? Загалом так: існує кілька методів виробництва енергії, і запасів викопного палива буде достатньо для одного або двох поколінь. Таким чином, відомі запаси вугілля становлять 250 років споживання за нинішніх темпів, а запасів нафти та природного газу буде достатньо на кілька десятиліть. Однак потреби розподіляються нерівномірно: наприклад, багато країн, що розвиваються, споживають все більше і більше автомобільного палива. Однак відкриття легкодоступних рідких вуглеводнів стають рідкістю. Крім того, природний газ, яким довго нехтували, викликає дедалі більший інтерес для дослідників: він є менш забруднюючим джерелом викопної енергії, ніж вугілля або рідкі вуглеводні. Зрештою, 70 відсотків світових нафтових ресурсів та 40 відсотків природних ресурсів газу зосереджені в країнах Близького Сходу.
Симетричні відкладення
Що таке масляна система? Цей термін позначає частину осадового басейну, де зібрані всі геологічні складові, необхідні для утворення та утримання нафти, і яка знає фізичні та хімічні умови, необхідні для дозрівання нафти або газу. Чотири за чисельністю геологічні складові включають "гірську породу", "породу-колектор", що належить до системи стоків, "покривну породу" і "пастку". Крім того, поступовий процес поховання материнської породи повинен створювати теплові умови для її хімічного дозрівання. Давайте розглянемо кожен із цих аспектів.
Нафтові системи
Першою складовою, основою є осадова порода, де одночасно з мінеральним осадом накопичується велика кількість органічного сміття. Ця органічна речовина походить від накопичення більш-менш добре збережених залишків тканин організмів, що мешкали поруч. По суті, це планктонні водорості, вищі рослини та бактерії. Щоб гірська порода була кваліфікована як вихідна гірська порода, органічна речовина, що вона містить, повинна становити щонайменше один-два відсотки ваги гірської породи. Цей тип осаду, багатий органічною речовиною, є рідкісним, оскільки він вимагає особливих умов утворення, зокрема екосистеми, що виробляє значну біомасу, залишки якої, уникнувши розкладання, включаються в осад, що осідає.
Вихідні породи
Транспорт від місця біологічного виробництва до місця зберігання повинен бути коротким, а седиментаційне середовище позбавлене кисню (аноксичне середовище). В іншому випадку аеробні бактерії та донні організми розмножуються та споживають отриманий біологічний матеріал. Породи, багаті органічною речовиною, найчастіше є глинистими або мергелистими (суміш глин і вапняку). Вони мають невеликий розмір частинок і, отже, не дуже пористі і не дуже проникні. Суттєвою частиною нафтової системи, основою є "нафтогазовий завод". Басейн, позбавлений відкладень, багатих органічними речовинами, не може містити нафтових родовищ. Усі вихідні породи не є еквівалентними, але відрізняються, зокрема, вмістом органічної речовини, об’ємом або природою скам'янілого органічного матеріалу, який вони містять.
Вони класифікуються на три основні категорії. Тип i в основному утворений із залишків бактеріальних мембран та одноклітинних водоростей, що мешкають в озерах. Широко застосовуваний, він має чудову якість, оскільки від 70 до 80 відсотків маси органічної речовини, що зберігається в осаді, може перетворюватися на вуглеводні, коли умови сприятливі. Наприклад, вихідні породи типу I присутні в озерних відкладах західноафриканських окраїн та східно-південноамериканських окраїн (з раннього крейдового періоду) або пов'язані з декількома третинними басейнами Південно-Східної Азії або з деякими материковими басейнами Китаю.
Тип II, більш поширений, утворений із залишків морських планктонних водоростей. Прикладом є вихідні породи Північного моря, Венесуели та Саудівської Аравії. До 40 - 60 відсотків ваги органічного матеріалу в них перетворюється на вуглеводні за оптимальних умов. Нарешті, тип III, особливою формою якого є деревне вугілля, походить із залишків вищих наземних рослин. Це, наприклад, характерно для вихідних порід викопних дельт. Нафтовий потенціал цього органічного матеріалу є відносно низьким, оскільки лише 10-30 відсотків від маси їх органічного вмісту можуть перетворюватися на вуглеводні. З іншого боку, оскільки купи відкладень, що містять його, часто мають товщину кілька сотень метрів або навіть кілька кілометрів, кількість видобутої нафти є значною.
Другий компонент нафтової системи - це сукупність стоків, загалом складених з пористих і проникних порід, а також тріщини та розломи, що дозволяють витіснення вуглеводнів у осадовий басейн. Пористі та тріщиноваті породи також можуть виступати в ролі резервуарних порід, де накопичуються вуглеводні. Пористість пластів-порід коливається приблизно від 5 до 30 відсотків від обсягу гірських порід. Нафта і газ, що утворюються в гірській породі, викидаються до стоків і рухаються туди, оскільки їх щільність нижча, ніж у води, яка пронизує всі осадові породи: тяга Архімеда, яка змушує її плавати маслом по воді, робить нафта мігрує у бік поверхні.
Третій компонент, гірський покрив, розташований над стоками. Завдяки своїй непроникності він обмежує вуглеводні в пористій системі, куди вони рухаються. Це, наприклад, глинисті породи або масивна сіль. Відсутність гірського покриву призводить до розпорошення вуглеводнів в осадовому басейні та їх виходу до поверхні. Потрапляючи в землю, вуглеводні там руйнуються за допомогою хімічних або біологічних механізмів, таких як ті, що працюють під час аварійного забруднення нафтою. За підрахунками, ці природні просочування нафти в навколишнє середовище представляють в обсязі еквівалент скидів нафти людського походження.
Четвертий компонент нафтової системи, пастка - це геологічна перешкода, яка зупиняє просування вуглеводнів під час їх руху до поверхні. Існує два типи пасток: структурні пастки - це особливі геометричні аварії, в яких накопичується нафта, такі як певні антиклінальні складки або розломи, що створюють непроникні бар'єри на шляху рідин; стратиграфічні пастки виникають внаслідок місцевих змін пористості та проникності порід пласта. Це може бути, наприклад, прохід від проникної породи до непроникної породи або наявність мінерального цементу, що блокує пори породи. У таких пастках накопичуються нафтові рідини - нафта або газ.
Вуглеводні викидаються з гірських порід: це основна міграція. Це витіснення відбувається до стоків, розташованих вище або нижче основи. Витіснення масел (або газу) відбувається внаслідок різниці тисків між стоками та більш стисливою основою. Після вигнання їх з вихідних порід вуглеводні рухаються до поверхні басейну вздовж стоків: це вторинна міграція. Їх прогресування триває, поки вони не накопичуються в пастці.
Застосуємо ці загальні поняття до опису нафтових провінцій Південної Атлантики. Формування цього океану розпочалося 140 мільйонів років тому, на початку крейди. Величезна маса суші, Пангея, розділилася на два континенти, які дадуть Америка та Африка. Це поділ було ініційоване витонченням земної кори внаслідок підйому розплавлених магматичних порід. За ним послідувала фаза розриву, тобто розрив континентальної кори. У цей момент Південна Атлантика виглядала як послідовність грубо вирівняних руйнуючихся канав, зайнятих великими озерами. У цих озерах відкладалися товсті осадові шари, багаті органічною речовиною I типу, впереміш із піщаними та карбонатними відкладами, що мають характеристики порід-пластів (див. Рисунок 6).
Формування Південної Атлантики
За цією фазою послідувала фаза відкриття: віддаляючись, континентальні домени утворювали дедалі більший осадовий басейн. Під час цього дрейфу африканський та американський континенти тягнули з собою, утримуючи їх на їхніх узліссях, залишки озерних басейнів рифта. Найбагатші в нафті гірські породи Південної Атлантики знаходяться в цих залишках озерних басейнів, які є джерелом значної частини запасів нафти Анголи, Конго, Габону та Бразилії. Віддалившись, два континенти дозволили морським водам, що надходять з океану, періодично кидатися в басейни, що формуються. Епізодичне наповнення цих басейнів морською водою чергувалося з періодами ізоляції від океану, під час яких захоплені морські води випаровувались, створюючи товсті шари солей. Датовані приблизно 120 мільйонами років тому, вони покривали басейни озер і дали початок соляним шарам Південної Атлантики.
У міру відкриття Південної Атлантики молодий хребет середнього океану почав викидати базальтові вулканічні породи біля витоків океанічної кори. Поступово морська дієта закріпилася. Епізодичне відкладення шарів солі було замінено вапняним і мергелистим осадом, а також пісковиком, що утворює чудові порід-пластів. Однак цей новий океан все ще був не дуже доступний для морських вод і залишався замкнутим. Ця сприятлива ситуація для встановлення аноксичних умов дозволила періодично відкладати нові вихідні породи, тип ii. Це закінчилося приблизно 80 мільйонів років тому. Басейн океану виріс занадто великий, щоб підтримувати аноксичні умови: морські води, що містять розчинений кисень, почали надходити. Умови збереження вихідних порід вже не були гарантованими.
Ця геологічна історія є джерелом великих нафтових багатств. Кілька особливостей у регіоні пояснюють, чому (див. Малюнки 7а та 7b). Перш за все, область містить кілька сімейств вихідних порід різного геологічного віку. Це дало велику кількість порівнянних нафтових систем по обидва боки Атлантики. Таким чином, басейн Кампос біля Бразилії та басейн нижнього Конго містять озерні гірські породи (тип i), відкладені на початку Атлантичного утворення, і новіші гірські породи (тип ii), що датуються середньою крейдою (100 млн. багато років тому). Однак, хоча конголезькі породи типу i та ii виробляли вуглеводні, лише озерні породи типу i досягали нафтового вікна на бразильській стороні.
Звідки ця асиметрія? По суті, це відбувається внаслідок збільшення африканської бази через зіткнення африканської та європейської плит. Збільшуючи ерозію Африки, це зростання континентальних мас мобілізувало великі кількості річкових алювію, який відкладався в дельтах під час третинного періоду (від 65 до 2 мільйонів років), досягаючи часом довжини 11 кілометрів, як це має місце в гирлі Нігеру. Це пояснює, чому багато африканських гірських порід типу II, депонованих після рівня солей, утворюють вуглеводні, тоді як на бразильській стороні лише озерні гірські породи типу I, відкладені до епізоду солі, досягли нафтового вікна.
Нафтове багатство Південної Атлантики
Надра Атлантичного океану також містять хороші покривні гірські породи, або глинисті, або соленові. Біля берега шар солі суцільний. З іншого боку, далеко від берега він роздроблений. Все більше і більше розриваючись, коли хтось віддаляється від континенту, шар солі закінчується утворенням «плотів», ізольованих один від одного. Таке розташування шарів солі призводить до утримання масел під сіллю, а за відсутності солі - пропуску масел до верхніх водойм. Таким чином, геометрія осадових рельєфів узбережжя Південної Атлантики помножила пастки: соляні плоти, великі антиклінальні складки вапняку Крейдового періоду та великі хвилясті хвилі в третинних відкладах, що містять канали, вбудовані в непроникні глини, наприклад.
За 140 мільйонів років геологічної історії Атлантичного океану було сформовано багато нафтових систем, потім їхні резервуари заповнювались нафтами та газами. Деякі утворили понад 2000 метрів глибини води. Довгий час ці родовища залишались недосяжними, але за останні десять років кілька великих нафтових компаній навчились працювати глибиною понад 500 метрів, а іноді і до тисяч метрів під поверхнею океану. Наскільки ми можемо розширити геологічні рамки від глибоких до надглибоких районів? На сьогоднішній день геологи мають концепції та методи, які дозволяють їм відповісти на завдання вивчення глибинного домену. Вони знають, як формується нафтова система, і їм вдається візуалізувати її структуру та вміст за допомогою відбивної сейсміки, свого роду ультразвуку, що застосовується до геологічного рельєфу. Для реалізації цього методу на поверхні моря створюються хвилі, наприклад, за допомогою повітряних гармат, потім хвилі, відбиті на різних геологічних структурах, що містяться в осадовій купі, використовуються для створення зображень.
Невизначеності, пов'язані з надглибокими розвідками
Ці зображення надр є двома, а то і все частіше і частіше, тривимірними, як ті, що створені для дослідження глибоких морських просторів. Вони повинні бути відкалібровані з використанням усієї інформації, наявної на відповідній території, особливо тієї, що надходить із існуючих свердловин. Багато дослідників нафти також покладаються на чисельне моделювання нафтових систем. Завдяки цим симуляторам ми особливо реконструюємо історію заповнення басейну за геологічний час. Також відтворюється термічна історія відкладень, зокрема історії гірських порід, утворення вуглеводнів, їх міграція в басейні, а потім накопичення їх у пастках. У найкращому випадку тренажери навіть передають природу вуглеводнів, що утримуються на родовищах (наприклад, нафта або газ). Навіть якщо залишаються деякі невизначеності щодо точності зображень та результатів моделювання, метод значно знижує ризик руйнування свердління.
Як далеко можна знайти вихідні породи та потенційні водойми? На даний момент ми цього не знаємо. Друга невизначеність пов'язана із зміною товщини осадів. Ця товщина збільшується навіть у глибокій області, на континентальній окраїні, але потім неминуче зменшується, коли хтось віддаляється до відкритого моря. Менш поховані, вихідні породи менш зрілі в тому ж віці. Породи озерних порід, що знаходяться в газовому вікні в глибокій області, якщо вони існують, то більш імовірні в нафтовій вікні в надглибокій області.
Подібним чином, морські крейдяні гірські породи, які знаходились у нафтовому вікні в глибокій області, можуть бути навіть незрілими в надглибокій області. Вплив поховання тим важливіший, оскільки тепловий потік, від якого виграють відкладення, зменшується в морі: континентальна кора, що містить радіоактивні ізотопи, які є джерелами тепла, стоншується, а потім замінюється океанічною корою, бідною на елементи. Охолодження кори та зменшення товщини осаду поєднують, встановлюючи крайню межу, за якою жодна нафтова система не може виробляти вуглеводні. Моделювання дасть нам цю граничну межу, як тільки ми зіберемо достатньо даних із надглибокого домену та відкалібруємо їх.
Райони осадових басейнів, розташовані на дуже великій глибині, часто мають велику геологічну складність. Їх вимучені структури виникають внаслідок стискаючої тектоніки, пов'язаної з гравітаційними рухами, які вони зазнали. Це призводить до перекриття осадових відсіків. Значний нахил осадових блоків та наявність солі ускладнюють інтерпретацію сейсмічних зображень надр. Нарешті, можливо, надглибокі відкладення не дуже поховані. Однак у трохи заглиблених нафтових системах температура не надто висока, що дозволяє підтримувати життя бактерій (вона не зникає до температури вище 90 ° C). Нафти з деяких з цих родовищ зазнають біологічного розкладу, що перетворює їх на «важку нафту», щільну і тягучу рідину, яку мало шукають і яку важко видобути.
Ці труднощі та ризики значні. Однак у 70-ті роки технічні та наукові перешкоди для розвідки та експлуатації глибокодоменних родовищ здавались нездоланними. Однак деякі розпочали, і виробництво вже є важливим. Сьогодні ми опиняємось проти надглибокого домену в ситуації, коли опинились перед глибоким доменом у 1970-х? Нам знадобиться кілька років терпіння, щоб отримати відповідь.