A GUERRA DOS EUA NATO/EUROPA, CONTRA A RÚSSIA NA UCRÂNIA
sábado, 20 de janeiro de 2024
Origem Abiogênica Profunda da Formação de Hidrocarbonetos e Depósitos de Petróleo e Gás ESCRITO POR Vladímir G. Kutcherov Enviado: 19 de novembro de 2011 Publicado: 16 de janeiro de 2013
1. Introdução
A teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos reconhece que o petróleo é um material primordial de origem profunda [Kutcherov, Krayushkin 2010]. Esta teoria explica que os compostos de hidrocarbonetos são gerados na astenosfera da Terra e migram através das falhas profundas para a crosta terrestre. Lá eles formam depósitos de petróleo e gás em qualquer tipo de rocha em qualquer tipo de posição estrutural ( Fig. 1) . Assim, a acumulação de petróleo e gás é
Figura 1.
Um esquema de gênese da formação de hidrocarbonetos e depósitos de petróleo.
considerado como parte do processo natural de superação da Terra, que por sua vez foi responsável pela criação de sua hidrosfera, atmosfera e biosfera. Até recentemente, o obstáculo para aceitar a teoria da origem abiogênica abissal dos hidrocarbonetos era a falta de resultados experimentais confiáveis e reprodutíveis que confirmassem a possibilidade de síntese de sistemas complexos de hidrocarbonetos nas condições da astenosfera da Terra.
2. Marcos da teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos
De acordo com a teoria da origem abiogênica abissal dos hidrocarbonetos, as seguintes condições são necessárias para a síntese dos hidrocarbonetos:
pressão e temperatura adequadamente altas;
doadores/fontes de carbono e hidrogénio;
um ambiente de reação termodinamicamente favorável.
Cálculos teóricos baseados em métodos da termodinâmica estatística moderna estabeleceram que:
a polimerização de hidrocarbonetos ocorre na faixa de temperatura de 600-1500 graus C e na faixa de pressão de 20-70 kbar [ Kenney et al., 2002 ];
essas condições prevalecem nas profundezas da Terra, em profundidades de 70-250 km [ Carlson et al. 2005 ].
Condições termobáricas
A astenosfera é a camada da Terra entre 80-200 km abaixo da superfície. Na astenosfera a temperatura ainda é relativamente alta, mas a pressão é bastante reduzida em comparação com o manto baixo. Isso cria uma situação em que o manto está parcialmente derretido. A astenosfera é um sólido plástico que flui ao longo do tempo. Se fluidos de hidrocarbonetos pudessem ser gerados no manto, eles poderiam ser gerados apenas na zona da astenosfera. No artigo [ Green et al. 2010 ] publicado emNaturezasão mostradas as considerações modernas sobre as condições termobáricas em profundidades de até 200 km ( Fig. 2) .
Composição
Doadores de carbono
Mao et al., 2011demonstram que a adição de pequenas quantidades de ferro pode estabilizar o carbonato de dolomita em uma série de polimorfos que são estáveis nas condições de pressão e temperatura das placas de subducção, fornecendo assim um mecanismo para transportar o carbonato para o manto profundo. Em [ Hazen et al., 2012 ], os autores sugerem que o interior profundo pode conter mais de 90% do carbono da Terra. Possíveis fontes de carbono na crosta são mostradas na Fig .
Doadores de hidrogênio
Dados experimentais publicados emNaturezarecentemente [ Green et al. 2010 ] mostra que a capacidade de armazenamento de água no manto superior “é dominada pelo pargasita e tem um máximo de cerca de 0,6% em peso de H2O ( 30% de pargasita) a cerca de 1,5 GPa, diminuindo para cerca de 0,2% em peso de H2O (10% de pargasita). ) a 2,5 GPa”. Outra possível fonte de hidrogênio é o grupo hidroxila em alguns minerais (biotita, muscovita).
Figura 2.
Condições termobáricas em profundidade [Verde et al.2010].
Figura 3.
Fontes de carbono na crosta (adaptado de imagens de R. Coggon e K. Nakamura).
A conclusão dos dados apresentados é a seguinte.
Na profundidade de 100 km, a temperatura é de cerca de 1250 K e a pressão é de 3 GPa. Na profundidade de 150 km, a temperatura é de cerca de 1500-1700 K e a pressão é de 5 GPa.
Tanto os doadores de carbono (o próprio carbono, carbonatos, CO 2 ) quanto de hidrogênio (água, grupo hidroxila de minerais) estão presentes na afenosfera em quantidades suficientes. Um ambiente de reação termodinamicamente favorável (condições redutoras) poderia ser criado pela presença de FeO. A presença de vários FeO presentes em rochas básicas e ultrabásicas da astenosfera está documentada.
Assim, a síntese abiogênica de hidrocarbonetos pode ocorrer nas rochas básicas e ultrabásicas da astenosfera na presença de FeO, doadores/fontes de carbono e hidrogênio. A possível reação de síntese neste caso poderia ser apresentada da seguinte forma:
substância do manto reduzida + gases do manto → substância do manto oxidada + hidrocarbonetos ou
combinação de radicais químicos (metileno (CH 2 ), metil (CH 3 ). Diferentes combinações desses radicais definem toda a escala de hidrocarbonetos de petróleo e gás e também causam propriedades próximas e similaridade genética de óleos de diferentes depósitos do mundo.
A composição dos principais elementos de vários materiais do manto é apresentada na Tabela 1 [ Carlson et al., 2005 ].
Fertil
Oceânico
Maciço
Fora do Craton
Cráton de baixa T
Cráton de alta T
SiO2 _
45,40
44,66
44,98
44,47
44,18
44,51
TiO2 _
0,22
0,01
0,08
0,09
0,02
0,11
Al2O3 _ _ _
4,49
0,98
2,72
2,50
1.04
0,84
FeO
8.10
8.28
8.02
8.19
6,72
8.08
MgO
36,77
45.13
41,15
41,63
46.12
44,76
CaO
3,65
0,65
2,53
2,44
0,54
1.08
Tabela 1.
Composição dos principais elementos de vários materiais do manto.
3. Resultados experimentais
Um dos primeiros resultados experimentais confiáveis e reprodutíveis que confirmam a possibilidade de síntese de hidrocarbonetos sob condições do manto superior foi publicado por [ Kutcherov et al., 2002 ]. Os autores utilizaram uma câmara de alta pressão CONAC. As cápsulas de aço inoxidável e platina com volume de 0,6 cm 3 foram utilizadas para os experimentos. A cápsula cheia foi colocada na câmara de alta pressão, pressurizada e depois aquecida a certa pressão e temperatura. O tratamento na câmara durante o tempo necessário foi seguido de resfriamento rápido até a temperatura ambiente a uma taxa da ordem de 500 K/s, após o que a pressão foi diminuída até a pressão normal. A composição dos produtos da reação foi estudada por espectroscopia de massa, cromatografia gasosa e raios-X. Os reagentes iniciais na síntese foram FeO quimicamente puro (wustita), CaCO 3 quimicamente puro (calcita) e água bidestilada. Experimentos provisórios mostraram que a síntese é descrita pela reação:
n Cum CÓ3+ ( 9 n + 3 ) Fe O + ( 2 n + 1 )H2O → n Ca( OH _)2+ ( 3 n + 1 ) Fe3Ó4+CnH2 n + 2
E1
onde n≤11.
[ Scott et al., 2004 ] utilizaram o método de bigorna de diamante com laser e aquecimento resistivo para investigar in-situ o comportamento do sistema CaCO 3 -FeO-H 2 O a uma pressão de 5-11 GPa e para uma faixa de temperatura de 800 – 1500 K. Espectrometria Raman e métodos de difração síncrotron de raios X foram utilizados para a análise. Em geral, o esquema de reação proposto por [ Kutcherov et al., 2002 ] foi confirmado pelos resultados experimentais de Scott et al.:
Cum CÓ3+ 12 °FeO + _H2O → Cum O + 4F _e3Ó4+ CH4
E2
Uma comparação de [ Kutcherov et al., 2002 ] e [Scott e outros,2004] resultados experimentais, onde foram utilizados os mesmos reagentes iniciais e condições termobáricas, nos mostram o seguinte. No caso da espectrometria Raman na célula bigorna de diamante [Scott e outros,2004] apenas metano foi encontrado. Em [ Kutcherov et al., 2002 ] foi detectada a mistura de hidrocarbonetos até hexano. A diferença pode ser explicada por diferentes razões. As quantidades de hidrocarbonetos saturados mais pesados que o metano, numa analogia com [ Kutcherov et al., 2002 ], devem diminuir drasticamente com o aumento do peso molecular dos hidrocarbonetos. A sensibilidade do método de espectrometria Raman no DAC não é suficiente para detectar os hidrocarbonetos saturados em comparação com experimentos de volume relativamente grande na câmara CONAC com cromatografia gasosa. Além disso, a fluorescência de materiais contendo ferro na célula pode ser o obstáculo para analisar esses hidrocarbonetos saturados dispersos na bigorna de diamante.
Para verificar a explicação acima mencionada, foi estudado o comportamento do metano puro na faixa de pressão de 1-14 GPa no intervalo de temperatura de 900-2500 K [ Kolesnikov et al., 2009 ]. Os experimentos mostraram que o metano é estável em temperaturas abaixo de 900 K na faixa de pressão mencionada acima. No intervalo de temperatura 900-1500 K a 2-5 GPa foi observada a formação de alcanos mais pesados (etano, propano e butano) a partir do metano:
CH4→C2H6+C3H8+C4H10+H2
E3
Em temperaturas superiores a 1500 K, o metano se dissocia em carbono (grafite) e hidrogênio molecular:
CH4→ C+H2
E4
Em [ Kolesnikov et al., 2009 ] as condições redox do manto também foram modeladas pela introdução em um sistema de magnetita (Fe 3 O 4 ), que foi parcialmente transformada em ferro (0) formando um tampão redox.
A introdução do Fe 3 O 4 não afetou as condições termobáricas de transformação do metano. Ferro puro e água foram detectados nos produtos da reação. Isso nos dá a possibilidade de sugerir o seguinte caminho de reações:
CH4+ Fe3Ó4→C2H6+ Fe +H2Ó
E5
CH4+Fe3Ó4→C+Fe+H2Ó
E6
Os resultados experimentais que confirmam a possibilidade de síntese de gás natural a partir de compostos inorgânicos nas condições do manto superior foram publicados em [Kutcherov et al., 2010]. Os resultados experimentais recebidos na câmara de alta pressão CONAC e em um dispositivo de alta pressão de esfera dividida [6] são mostrados na Tabela 2 . A cromatografia gasosa e a técnica de raios X foram utilizadas para analisar os produtos da reação.
Se o doador de carbono fosse CaCO 3 (experiências 1 e 2), a concentração de metano na mistura produzida era igual à do gás natural “gordo” (rico em hidrocarbonetos pesados) (como no campo de gás Vuktilskoe). Se o doador de carbono fosse carbono individual (experiências 3 e 4), a composição de hidrocarbonetos correspondia ao gás natural “seco” (rico em metano) (como no campo de gás Severo - Stavropolskoe). O resfriamento rápido (extinção) fixa CH 4 e C 2 H 6 /C 2 H 4 nos produtos da reação. Após resfriamento por 4 h (experimento 4), a quantidade de CH 4 e C 2 H 6 /C 2 H 4 nos produtos da reação aumenta por um fator de dezenas, e hidrocarbonetos mais pesados até C 4 H 10 /C 4 H 8 surgir. Assim, o tempo de arrefecimento do fluido que se forma a alta pressão (por exemplo, no decurso da sua migração de jacto para a superfície) tem um efeito significativo na composição final do fluido. Uma diminuição na taxa de resfriamento do fluido inicial resulta na síntese de hidrocarbonetos saturados mais pesados na mistura. Então, na primeira etapa, no caso de extinção (experimento 3), a reação é a seguinte:
Fe +H2Ó→ FeO + _H2
E7
e no caso de resfriamento lento (experimento 4), a reação é
3F _e + 4H2Ó→ Fe3Ó4+ 4H2
E8
No segundo estágio, em ambos os casos, pode-se presumir que os hidrocarbonetos se formam a partir do carbono e do hidrogênio pelas reações
n C+ ( n + 1 )H2→CnH2 n + 2
E9
n C+ nH2→CnH2n _
E10
O resfriamento altera o equilíbrio da reação entre Fe(0) e água em direção à formação de hidrogênio e oxidação mais forte do ferro. O facto de a reacção (8) envolver mais hidrogénio do que a reacção (7) resulta num aumento nas quantidades de hidrocarbonetos nas reacções (9) e (10). No entanto, embora a influência do tempo de têmpera seja óbvia, a explicação completa deste efeito requer uma investigação mais aprofundada.
4. Formação de depósitos de petróleo e gás à luz da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos
A teoria da origem abiogénica profunda dos hidrocarbonetos nega a migração lateral de petróleo e gás nos seus reservatórios, a menos que exista um movimento de fluido hidrodinâmico (hidráulico).
Experimento, reagentes (mg), taxa de resfriamento
Concentração, mol.%
CH 4 , μmol
CO 2
Nº 2
СО
СН 4
С 2 Н4 С2Н6
C3H6C3H8 _ _ _
С 4 Н8 С4Н10
C 5 H 10 C 5 H 12
Aparelho toroidal de alta pressão (CONAC)
experimento Atêmpera
CaCO3 ( 104,5 )+Fe(174,6)+ H2O ( 45,3)
0,0
tr.
0,0
71,4
25,8
2,5
0,25
0
6.28
experimento Btêmpera
CaCO3 ( 104,7 )+Fe(174,6)+ D2O ( 42,6)
0,0
tr.
0,0
71,1
25.3
3.2
tr.
tr.
4,83
Dispositivo de alta pressão de esfera dividida (BARS)
experimento Ctêmpera
C(24,5)+Fe(60,2)+H2O ( 10,1)
0
0
0
96,1
3,84
0
0
0
0,23
experimento D4 horas. resfriamento
C(21,3)+Fe(98,6)+H2O ( 15,1)
0
0
0
93,2
6.21
0,42
0,16
0
5.4
Campo de gás Severo-Stavropolskoe
0,23
-
-
98,9
0,29
0,16
0,05
-
Campo de gás Vuctyl'skoe
0,1
-
-
73,80
8,70
3.9
1,8
6h40
Mesa 2.
Os resultados experimentais recebidos na câmara de alta pressão CONAC e em um dispositivo de alta pressão de esfera dividida
As forças capilares que estão relacionadas com o raio dos poros e com a tensão superficial através da interface óleo-água (ou gás-água) (o processo é descrito pela Equação de Laplace) são, geralmente, 12-16 mil vezes mais fortes do que as forças de empuxo de petróleo e gás (de acordo com a equação de Navier-Stockes) no meio natural poroso e permeável do subsolo.
De acordo com a teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos, as acumulações de petróleo e gás nascem da seguinte forma. Subindo das zonas da subcrosta através das falhas profundas e suas juntas ou fissuras, o fluido petrolífero profundo é injetado sob alta pressão em qualquer rocha e aí distribuído.
A composição de hidrocarbonetos das acumulações de petróleo e gás assim formadas depende da taxa de resfriamento dos fluidos durante sua injeção nas rochas da Crosta Terrestre. Quando e onde o fornecimento adicional de hidrocarbonetos injetados a partir da profundidade cessa, os fluidos não se movem para nenhuma forma da Crosta Terrestre (anticlinal, sinclinal, leitos horizontais e inclinados) sem o reinício da injeção dos fluidos petrolíferos abissais .
A evidência mais convincente do mecanismo de formação de depósitos de petróleo e gás acima mencionado é a existência de campos de gás gigantes como Deep Basin ( Figura 3) , Milk River e San Juan (província de Alberta, no Canadá, e estado do Colorado, EUA). A formação destes gigantescos campos de gás questiona a existência de qualquer migração lateral de petróleo e gás durante o processo de acumulação de petróleo e gás.
Esses gigantescos campos de gás ocorrem em sinclinais onde o gás deve ser gerado, mas não acumulado, de acordo com a hipótese da origem biótica do petróleo e da migração controlada hidrodinamicamente. Os volumes gigantescos de gás (12,5 10 12 cu m em Deep Basin, 935 10 9 cu m em San Juan, 255 10 9 cu m em Milk River) estão concentrados em argilitas, argilas e xistos de granulação muito fina, compacta e impermeável. e em arenitos e siltitos compactos [ Masters, 1979 ].
Essas rochas são geralmente aceitas como rochas geradoras, rochas de cobertura/rochas de vedação na geologia do petróleo, mas de forma alguma como rochas reservatório de petróleo e gás natural universalmente reconhecidas.
Todas as rochas compactas saturadas de gás aqui são classificadas em aqüíferos de granulação grossa, altamente porosos e altamente permeáveis, sem barreiras tectônicas, litológicas e estratigráficas visíveis para evitar a migração de gás ascendente.
Portanto, os enormes volumes de gás dos campos de gás acima mencionados têm uma tremenda flutuabilidade, mas nunca superam a resistência capilar nos poros das rochas reservatório saturadas de água. O gás concentra-se na areia compacta e impermeável, que se transforma progressiva e continuamente em areia de granulação grossa, altamente porosa e altamente permeável, saturada de água.
5. Gás natural e petróleo nos recentes centros de expansão do fundo do mar
O petróleo de origem abiogênica abissal e sua implantação na crosta terrestre podem ocorrer nos recentes centros de expansão do fundo do mar nos oceanos. As rochas ígneas ocupam 99% do comprimento total (55.000 km) delas, enquanto a espessura da cobertura sedimentar sobre os centros de expansão não excede 450-500 m [ Rona, 1988 ]. Além disso, os sistemas hidrotérmicos convectivos sub-fundos descarregam água quente (170-430 graus C) através dos “fumantes” pretos e brancos do fundo do mar. Até agora, mais de 100 sistemas hidrotérmicos deste tipo foram identificados e estudados em expedições científicas utilizando submarinos como «ALWIN», «Mir», «Nautile» e «Nautilus» nos oceanos Atlântico, Pacífico e Índico, respetivamente. Suas observações relativas à origem abiogênica profunda do petróleo são as seguintes:
os “fumantes” de fundo dos vales em águas profundas liberam água quente, metano, alguns outros gases e fluidos de petróleo. “Plumas” ativas com alturas de 800-1000 m liberando metano foram descobertas a cada 20-40 km entre 12º N e 37º N ao longo da Dorsal Meso-Atlântica (MAR) ao longo de uma distância de 1200 km. Locais do MAR – TAG (26 o N), Snake Pit (23 o N), Logatchev (14 o 45'N), Broken Spur (29 o N), Rainbow (37 o 17'N) e Menez Gwen (37 o 50'N) são os mais interessantes.
No sítio Rainbow, onde os afloramentos de fundo são representados por rochas ultramáficas de origem mantélica, foi demonstrada a presença das seguintes substâncias (por cromatografia/espectrometria de massa): CH 4 ; C2H6 ; _ _ _ C3H8 ; _ _ _ CO; CO2 ; _ H2 ; _ H 2 S, N 2 , assim como o petróleo, consistiam em alcanos nC 16 −nC 29 juntamente com alcanos ramificados, diaromáticos [ Charlou et al., 1993 , 2002 ]. A ciência contemporânea ainda não conhece nenhum micróbio que realmente gere alcanos nC 11 – nC 22 , fitanos, pristanos e hidrocarbonetos aromáticos.
No local do TAG não há sedimentos de fundo, rochas sedimentares [ Simoneit, 1988 ; Thompson et al., 1988 ], matéria orgânica enterrada ou qualquer rocha geradora. O fluido hidrotérmico está muito quente (290/321grau C) para quaisquer micróbios. Lá existem as esteiras Beggiatoa mas só foram encontradas a algumas distâncias dos “fumantes”.
Sistemas hidrotérmicos submarinos ativos produzem depósitos de minério de metal sulfetado ao longo de toda a extensão do East Pacific Rise (EPR). A 13 o N o eixo do EPR está livre de qualquer sedimento, mas aqui os hidrocarbonetos alifáticos estão presentes em fluidos hidrotermais quentes de “fumantes” negros. Nos minérios de metais sulfetados aqui foram identificados metano e alcanos superiores a nC 25 com prevalência do número ímpar de átomos de carbono [Simoneit, 1988].
Quanto a outros locais do globo, investigações científicas com os submarinos estabeleceram que as “plumas” de metano ocorrem sobre os “fumantes” do fundo do mar ou outros sistemas hidrotermais no Mar Vermelho, perto das Ilhas Galápagos, nas fossas de águas profundas de Mariana e Tonga, no Golfo de Califórnia, etc. [ Baker et al., 1987 ; Blanc et al., 1990 ; Craig et al.1987 ; Evans et al., 1988 ; Horibe et al., 1986 ; Ramboz et al., 1988 ]. O metano não biogênico (10 5 -10 6 m3/ano) liberado de uma fenda submarina na Jamaica [ Brooks, 1979 ] também é conhecido.
Figura 4.
Seção transversal de Alberta mostrando areias saturadas de gás de Deep Basin [Mestrado 1979].
Uma investigação recente ao longo da Dorsal Mesoatlântica, 3.700 quilômetros a leste da Flórida, confirma que os fluidos ricos em hidrogênio que são liberados no fundo do Oceano Atlântico no Campo Hidrotérmico da Cidade Perdida foram produzidos por uma síntese abiótica de hidrocarbonetos no Manto da Terra ( Figura 3) [ Proskurowski et al., 2008 ]. Quantitativamente falando, os centros de expansão do fundo do mar podem liberar 1,3 10 9cu m de hidrogênio e 16 10 7cu m metano anualmente [ Welhan et al., 1979 ].
Os dados discutidos abaixo confirmam o seguinte:
As rochas geradoras responsáveis pelo volume da descarga de petróleo descrita não estão disponíveis;
Os fluidos de gás natural e petróleo nos recentes centros de expansão do fundo do mar podem ser explicados como resultado da migração vertical dos fluidos do Manto.
6. Betume e hidrocarbonetos em diamantes nativos
A presença de betume e hidrocarbonetos em diamantes locais, carbonados e kimberlitos pode ser considerada como evidência que confirma a origem abissal do petróleo. Estudando os diamantes, carbonados e kimberlitos nativos ao microscópio, muitos cientistas de vários países encontraram numerosas inclusões fluidas primárias que foram abertas devido aos métodos específicos. O conteúdo fluido das inclusões fluidas primárias foi recuperado sem qualquer contaminação e estudado por espectrometria de massa/cromatografia gasosa. Os resultados de tais investigações realizadas em amostras da África, Ásia, Europa, América do Norte e do Sul podem ser resumidos como segue.
As conhecidas minas produtoras de diamantes, como Dan Carl, Finsh, Kimberley e Roberts Victor, estão localizadas nos tubos de kimberlito doÁfrica do Sul. Lá, o escudo africano é caracterizado por notáveis deslocamentos disjuntivos e magmatismo não orogênico que produziu um grande número de intrusões de carbonatita e kimberlito e tubos de explosão na área ao redor do Lago Tanganica, Lago Malawi e Lago Vitória entre 70 Ma e 3.000 Ma atrás. [ Irvine, 1989 ]. Esses lagos estão no Grande Vale do Rift da África Oriental. As margens e bordas disjuntivas do Vale consistem nas rochas cristalinas do escudo africano. 258 amostras de diamantes desta área foram investigadas ao microscópio [ Deines et al., 1989 ]. A investigação mostrou a presença de inclusões fluidas primárias em todas as amostras investigadas. Estas amostras foram desintegradas em pequenas partículas em vácuo de cerca de 1,3 10 -6 Pa e 200 graus C. A mistura gasosa de cada amostra foi recebida. Estudos espectrométricos de massa/cromatografia gasosa das misturas são mostrados na Tabela 3 .
As mesmas misturas de hidrocarbonetos e gases foram detectadas em diamantes naturais deCongo, Brasil[Melton e outros,1974] eZaire[ Giardini et al., 1982 ] ( Tabela 3) .
A composição das inclusões fluidas primárias foi estudada por espectrômetro de massa em seteArcansasdiamantes. O resultado da investigação confirmou a presença dos diferentes tipos de hidrocarbonetos em todas as amostras ( Tabela 3) [Melton e outros,1974].
Em umBrasilas inclusões de fluido primário carbonado compreendem um conjunto de hidrocarbonetos pesados ( Tabela 3) . Piropo (Mg 3 Al 2 (SiO4) 3 ) e olivina que foram recuperados de cristais de diamante e kimberlitos dos tubos diamantíferos Mir, Ruslovoye e Udatchnoye Eastern,Sibéria Oriental, Rússiacontêm vários hidrocarbonetos diferentes ( Tabela 3) [ Kulakova et al., 1982 ; Kaminski et al., 1985 ]. De acordo com Makeev et al. [2004 ] Formas 9 a 27 de filmes metálicos foram encontradas e estudadas nas faces cristalinas de diamantes deBrasile dos diamantes do Médio Timan, Ural e Vishera na parte europeia doRússia. Estas películas consistem em alumínio, cádmio, cálcio, crómio, cério, cobre, ouro, ferro, lantânio, chumbo, magnésio, neodímio, níquel, paládio, prata, estanho, titânio, itérbio, ítrio, zinco, zircónio e metais preciosos, incluindo par Au 2 Pd 3 . A espessura desses filmes varia de frações de micrômetros a vários micrômetros. Esses filmes são evidências do crescimento de diamantes a partir do carbono dissolvido na fusão de ouro e paládio [ Makeev, Ivanukh, 2004 ]. A aspereza dos cristais de diamante nos tubos de kimberlito e lamprófiro depende do tamanho das gotículas de metais preciosos na respectiva zona – no manto superior, de transição e inferior da Terra.
Região
Concentração da mistura de gases, vol. %
Diamantes da África
CH 4 , C 2 H 4 , C 3 H 6 , hidrocarbonetos sólidos, C 2 H 5 OH, Ar, CO, CO 2 , H 2 , O 2 , H 2 O e N 2
Congo, Brasil, Zaire Diamantes
5,8 de CH4 ; 0,4 de C2H4 ; _ 2,0 de C3H6 ; _ vestígios de C4H8 ; _ C 4 H 10 e hidrocarbonetos sólidos
Diamantes de Arkansas, EUA
0,9-5,8 de CH4 ; 0,0-5,2 de CH3OH ; 0,0-3,2 de C2H5OH ; _ 1,2-9,4 de CO; 5,3-29,6 de CO 2 ; 1,5-38,9 de H2 ; 2,9-76,9 de H2O ; 0,0-87,1 de N2 ; 0,0-0,2 de Ar
Brasil carbonado
as homologias de naftaleno (C 10 H 8 ), fenantreno (C 14 H 10 ) e pireno (C 16 H 10 ). A concentração total varia de 20 a 38,75 g/t
Sibéria Oriental, diamantes e kumberlites da Rússia
C6H6 ; _ _ _ C12H10 ; _ _ _ C20H12 ; _ _ _ C 16 H 10 e outros hidrocarbonetos aromáticos polinucleares. A concentração total é de cerca de 0,136 g/t
Tabela 3.
Resultados da Investigação de Misturas de Gases de Diamantes Nativos, Carbonado e Kumberlitos
A investigação de inclusões de fluidos primários em diamantes mostrou a presença de betume em diamantes. As inclusões primárias preservadas nos diamantes naturais são inclusões betuminosas e contêm hidrocarbonetos do manto. Isto evidencia que os materiais de origem para a síntese abissal e natural dos diamantes foram os fluidos de hidrocarbonetos que saturaram o manto emissor de gases e permitiram que os silicatos do manto fossem reduzidos a metais nativos. Os diamantes naturais do Brasil foram amostrados no campo de tubos de kimberlito Juine, no estado de Mato Grosso, Brasil. Os kimberlitos do Cretáceo Superior Juine contêm cinco associações minerais relacionadas às diferentes fácies e profundidades que são refletidas na Tabela 4 . Um dos diamantes Juine amostrados perto do Riacho São Luís foi o diamante do Manto inferior e compreendia as inclusões fluidas primárias com os betumes do Manto inferior [ Makeev et al., 2004 ].
Foi analisado δ 13 C para 213 diamantes dos diferentes tubos. δ 13 C varia de -1,88 a -16 ‰ [ Deines et al., 1989 ]. As peculiaridades químicas e isotópicas dos diamantes naturais refletem os diferentes meios e ambientes do Manto. Os diamantes com δ 13 C de -15 a -16 ‰ vêm da região em uma profundidade menor do que os diamantes naturais com δ 13 C de -5 a -6 ‰.
Conclusões:
Não há dúvida de que diamantes, carbonados e kimberlitos se formam em grandes profundidades.
A presença de inclusões primárias de hidrocarbonetos inibidas em diamantes, carbonado e kimberlitos atesta que os fluidos de hidrocarbonetos do Manto eram um material para a síntese desses minerais no Manto.
A presença de fluidos de hidrocarbonetos abióticos no manto da Terra é uma evidência cientificamente comprovada.
A teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos reconhece que o petróleo é um material primordial de origem profunda [Kutcherov, Krayushkin 2010]. Esta teoria explica que os compostos de hidrocarbonetos são gerados na astenosfera da Terra e migram através das falhas profundas para a crosta terrestre. Lá eles formam depósitos de petróleo e gás em qualquer tipo de rocha em qualquer tipo de posição estrutural ( Fig. 1) . Assim, a acumulação de petróleo e gás é
Figura 1.
Um esquema de gênese da formação de hidrocarbonetos e depósitos de petróleo.
considerado como parte do processo natural de superação da Terra, que por sua vez foi responsável pela criação de sua hidrosfera, atmosfera e biosfera. Até recentemente, o obstáculo para aceitar a teoria da origem abiogênica abissal dos hidrocarbonetos era a falta de resultados experimentais confiáveis e reprodutíveis que confirmassem a possibilidade de síntese de sistemas complexos de hidrocarbonetos nas condições da astenosfera da Terra.
2. Marcos da teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos
De acordo com a teoria da origem abiogênica abissal dos hidrocarbonetos, as seguintes condições são necessárias para a síntese dos hidrocarbonetos:
pressão e temperatura adequadamente altas;
doadores/fontes de carbono e hidrogénio;
um ambiente de reação termodinamicamente favorável.
Cálculos teóricos baseados em métodos da termodinâmica estatística moderna estabeleceram que:
a polimerização de hidrocarbonetos ocorre na faixa de temperatura de 600-1500 graus C e na faixa de pressão de 20-70 kbar [ Kenney et al., 2002 ];
essas condições prevalecem nas profundezas da Terra, em profundidades de 70-250 km [ Carlson et al. 2005 ].
Condições termobáricas
A astenosfera é a camada da Terra entre 80-200 km abaixo da superfície. Na astenosfera a temperatura ainda é relativamente alta, mas a pressão é bastante reduzida em comparação com o manto baixo. Isso cria uma situação em que o manto está parcialmente derretido. A astenosfera é um sólido plástico que flui ao longo do tempo. Se fluidos de hidrocarbonetos pudessem ser gerados no manto, eles poderiam ser gerados apenas na zona da astenosfera. No artigo [ Green et al. 2010 ] publicado emNaturezasão mostradas as considerações modernas sobre as condições termobáricas em profundidades de até 200 km ( Fig. 2) .
Composição
Doadores de carbono
Mao et al., 2011demonstram que a adição de pequenas quantidades de ferro pode estabilizar o carbonato de dolomita em uma série de polimorfos que são estáveis nas condições de pressão e temperatura das placas de subducção, fornecendo assim um mecanismo para transportar o carbonato para o manto profundo. Em [ Hazen et al., 2012 ], os autores sugerem que o interior profundo pode conter mais de 90% do carbono da Terra. Possíveis fontes de carbono na crosta são mostradas na Fig .
Doadores de hidrogênio
Dados experimentais publicados emNaturezarecentemente [ Green et al. 2010 ] mostra que a capacidade de armazenamento de água no manto superior “é dominada pelo pargasita e tem um máximo de cerca de 0,6% em peso de H2O ( 30% de pargasita) a cerca de 1,5 GPa, diminuindo para cerca de 0,2% em peso de H2O (10% de pargasita). ) a 2,5 GPa”. Outra possível fonte de hidrogênio é o grupo hidroxila em alguns minerais (biotita, muscovita).
Figura 2.
Condições termobáricas em profundidade [Verde et al.2010].
Figura 3.
Fontes de carbono na crosta (adaptado de imagens de R. Coggon e K. Nakamura).
A conclusão dos dados apresentados é a seguinte.
Na profundidade de 100 km, a temperatura é de cerca de 1250 K e a pressão é de 3 GPa. Na profundidade de 150 km, a temperatura é de cerca de 1500-1700 K e a pressão é de 5 GPa.
Tanto os doadores de carbono (o próprio carbono, carbonatos, CO 2 ) quanto de hidrogênio (água, grupo hidroxila de minerais) estão presentes na afenosfera em quantidades suficientes. Um ambiente de reação termodinamicamente favorável (condições redutoras) poderia ser criado pela presença de FeO. A presença de vários FeO presentes em rochas básicas e ultrabásicas da astenosfera está documentada.
Assim, a síntese abiogênica de hidrocarbonetos pode ocorrer nas rochas básicas e ultrabásicas da astenosfera na presença de FeO, doadores/fontes de carbono e hidrogênio. A possível reação de síntese neste caso poderia ser apresentada da seguinte forma:
substância do manto reduzida + gases do manto → substância do manto oxidada + hidrocarbonetos ou
combinação de radicais químicos (metileno (CH 2 ), metil (CH 3 ). Diferentes combinações desses radicais definem toda a escala de hidrocarbonetos de petróleo e gás e também causam propriedades próximas e similaridade genética de óleos de diferentes depósitos do mundo.
A composição dos principais elementos de vários materiais do manto é apresentada na Tabela 1 [ Carlson et al., 2005 ].
Fertil
Oceânico
Maciço
Fora do Craton
Cráton de baixa T
Cráton de alta T
SiO2 _
45,40
44,66
44,98
44,47
44,18
44,51
TiO2 _
0,22
0,01
0,08
0,09
0,02
0,11
Al2O3 _ _ _
4,49
0,98
2,72
2,50
1.04
0,84
FeO
8.10
8.28
8.02
8.19
6,72
8.08
MgO
36,77
45.13
41,15
41,63
46.12
44,76
CaO
3,65
0,65
2,53
2,44
0,54
1.08
Tabela 1.
Composição dos principais elementos de vários materiais do manto
Um dos primeiros resultados experimentais confiáveis e reprodutíveis que confirmam a possibilidade de síntese de hidrocarbonetos sob condições do manto superior foi publicado por [ Kutcherov et al., 2002 ]. Os autores utilizaram uma câmara de alta pressão CONAC. As cápsulas de aço inoxidável e platina com volume de 0,6 cm 3 foram utilizadas para os experimentos. A cápsula cheia foi colocada na câmara de alta pressão, pressurizada e depois aquecida a certa pressão e temperatura. O tratamento na câmara durante o tempo necessário foi seguido de resfriamento rápido até a temperatura ambiente a uma taxa da ordem de 500 K/s, após o que a pressão foi diminuída até a pressão normal. A composição dos produtos da reação foi estudada por espectroscopia de massa, cromatografia gasosa e raios-X. Os reagentes iniciais na síntese foram FeO quimicamente puro (wustita), CaCO 3 quimicamente puro (calcita) e água bidestilada. Experimentos provisórios mostraram que a síntese é descrita pela reação:
n Cum CÓ3+ ( 9 n + 3 ) Fe O + ( 2 n + 1 )H2O → n Ca( OH _)2+ ( 3 n + 1 ) Fe3Ó4+CnH2 n + 2
E1
onde n≤11.
[ Scott et al., 2004 ] utilizaram o método de bigorna de diamante com laser e aquecimento resistivo para investigar in-situ o comportamento do sistema CaCO 3 -FeO-H 2 O a uma pressão de 5-11 GPa e para uma faixa de temperatura de 800 – 1500 K. Espectrometria Raman e métodos de difração síncrotron de raios X foram utilizados para a análise. Em geral, o esquema de reação proposto por [ Kutcherov et al., 2002 ] foi confirmado pelos resultados experimentais de Scott et al.:
Cum CÓ3+ 12 °FeO + _H2O → Cum O + 4F _e3Ó4+ CH4
E2
Uma comparação de [ Kutcherov et al., 2002 ] e [Scott e outros,2004] resultados experimentais, onde foram utilizados os mesmos reagentes iniciais e condições termobáricas, nos mostram o seguinte. No caso da espectrometria Raman na célula bigorna de diamante [Scott e outros,2004] apenas metano foi encontrado. Em [ Kutcherov et al., 2002 ] foi detectada a mistura de hidrocarbonetos até hexano. A diferença pode ser explicada por diferentes razões. As quantidades de hidrocarbonetos saturados mais pesados que o metano, numa analogia com [ Kutcherov et al., 2002 ], devem diminuir drasticamente com o aumento do peso molecular dos hidrocarbonetos. A sensibilidade do método de espectrometria Raman no DAC não é suficiente para detectar os hidrocarbonetos saturados em comparação com experimentos de volume relativamente grande na câmara CONAC com cromatografia gasosa. Além disso, a fluorescência de materiais contendo ferro na célula pode ser o obstáculo para analisar esses hidrocarbonetos saturados dispersos na bigorna de diamante.
Para verificar a explicação acima mencionada, foi estudado o comportamento do metano puro na faixa de pressão de 1-14 GPa no intervalo de temperatura de 900-2500 K [ Kolesnikov et al., 2009 ]. Os experimentos mostraram que o metano é estável em temperaturas abaixo de 900 K na faixa de pressão mencionada acima. No intervalo de temperatura 900-1500 K a 2-5 GPa foi observada a formação de alcanos mais pesados (etano, propano e butano) a partir do metano:
CH4→C2H6+C3H8+C4H10+H2
E3
Em temperaturas superiores a 1500 K, o metano se dissocia em carbono (grafite) e hidrogênio molecular:
CH4→ C+H2
E4
Em [ Kolesnikov et al., 2009 ] as condições redox do manto também foram modeladas pela introdução em um sistema de magnetita (Fe 3 O 4 ), que foi parcialmente transformada em ferro (0) formando um tampão redox.
A introdução do Fe 3 O 4 não afetou as condições termobáricas de transformação do metano. Ferro puro e água foram detectados nos produtos da reação. Isso nos dá a possibilidade de sugerir o seguinte caminho de reações:
CH4+ Fe3Ó4→C2H6+ Fe +H2Ó
E5
CH4+Fe3Ó4→C+Fe+H2Ó
E6
Os resultados experimentais que confirmam a possibilidade de síntese de gás natural a partir de compostos inorgânicos nas condições do manto superior foram publicados em [Kutcherov et al., 2010]. Os resultados experimentais recebidos na câmara de alta pressão CONAC e em um dispositivo de alta pressão de esfera dividida [6] são mostrados na Tabela 2 . A cromatografia gasosa e a técnica de raios X foram utilizadas para analisar os produtos da reação.
Se o doador de carbono fosse CaCO 3 (experiências 1 e 2), a concentração de metano na mistura produzida era igual à do gás natural “gordo” (rico em hidrocarbonetos pesados) (como no campo de gás Vuktilskoe). Se o doador de carbono fosse carbono individual (experiências 3 e 4), a composição de hidrocarbonetos correspondia ao gás natural “seco” (rico em metano) (como no campo de gás Severo - Stavropolskoe). O resfriamento rápido (extinção) fixa CH 4 e C 2 H 6 /C 2 H 4 nos produtos da reação. Após resfriamento por 4 h (experimento 4), a quantidade de CH 4 e C 2 H 6 /C 2 H 4 nos produtos da reação aumenta por um fator de dezenas, e hidrocarbonetos mais pesados até C 4 H 10 /C 4 H 8 surgir. Assim, o tempo de arrefecimento do fluido que se forma a alta pressão (por exemplo, no decurso da sua migração de jacto para a superfície) tem um efeito significativo na composição final do fluido. Uma diminuição na taxa de resfriamento do fluido inicial resulta na síntese de hidrocarbonetos saturados mais pesados na mistura. Então, na primeira etapa, no caso de extinção (experimento 3), a reação é a seguinte:
Fe +H2Ó→ FeO + _H2
E7
e no caso de resfriamento lento (experimento 4), a reação é
3F _e + 4H2Ó→ Fe3Ó4+ 4H2
E8
No segundo estágio, em ambos os casos, pode-se presumir que os hidrocarbonetos se formam a partir do carbono e do hidrogênio pelas reações
n C+ ( n + 1 )H2→CnH2 n + 2
E9
n C+ nH2→CnH2n _
E10
O resfriamento altera o equilíbrio da reação entre Fe(0) e água em direção à formação de hidrogênio e oxidação mais forte do ferro. O facto de a reacção (8) envolver mais hidrogénio do que a reacção (7) resulta num aumento nas quantidades de hidrocarbonetos nas reacções (9) e (10). No entanto, embora a influência do tempo de têmpera seja óbvia, a explicação completa deste efeito requer uma investigação mais aprofundada.
4. Formação de depósitos de petróleo e gás à luz da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos
A teoria da origem abiogénica profunda dos hidrocarbonetos nega a migração lateral de petróleo e gás nos seus reservatórios, a menos que exista um movimento de fluido hidrodinâmico (hidráulico).
Experimento, reagentes (mg), taxa de resfriamento
Concentração, mol.%
CH 4 , μmol
CO 2
Nº 2
СО
СН 4
С 2 Н4 С2Н6
C3H6C3H8 _ _ _
С 4 Н8 С4Н10
C 5 H 10 C 5 H 12
Aparelho toroidal de alta pressão (CONAC)
experimento Atêmpera
CaCO3 ( 104,5 )+Fe(174,6)+ H2O ( 45,3)
0,0
tr.
0,0
71,4
25,8
2,5
0,25
0
6.28
experimento Btêmpera
CaCO3 ( 104,7 )+Fe(174,6)+ D2O ( 42,6)
0,0
tr.
0,0
71,1
25.3
3.2
tr.
tr.
4,83
Dispositivo de alta pressão de esfera dividida (BARS)
experimento Ctêmpera
C(24,5)+Fe(60,2)+H2O ( 10,1)
0
0
0
96,1
3,84
0
0
0
0,23
experimento D4 horas. resfriamento
C(21,3)+Fe(98,6)+H2O ( 15,1)
0
0
0
93,2
6.21
0,42
0,16
0
5.4
Campo de gás Severo-Stavropolskoe
0,23
-
-
98,9
0,29
0,16
0,05
-
Campo de gás Vuctyl'skoe
0,1
-
-
73,80
8,70
3.9
1,8
6h40
Mesa 2.
Os resultados experimentais recebidos na câmara de alta pressão CONAC e em um dispositivo de alta pressão de esfera dividida
As forças capilares que estão relacionadas com o raio dos poros e com a tensão superficial através da interface óleo-água (ou gás-água) (o processo é descrito pela Equação de Laplace) são, geralmente, 12-16 mil vezes mais fortes do que as forças de empuxo de petróleo e gás (de acordo com a equação de Navier-Stockes) no meio natural poroso e permeável do subsolo. De acordo com a teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos, as acumulações de petróleo e gás nascem da seguinte forma. Subindo das zonas da subcrosta através das falhas profundas e suas juntas ou fissuras, o fluido petrolífero profundo é injetado sob alta pressão em qualquer rocha e aí distribuído. A composição de hidrocarbonetos das acumulações de petróleo e gás assim formadas depende da taxa de resfriamento dos fluidos durante sua injeção nas rochas da Crosta Terrestre. Quando e onde o fornecimento adicional de hidrocarbonetos injetados a partir da profundidade cessa, os fluidos não se movem para nenhuma forma da Crosta Terrestre (anticlinal, sinclinal, leitos horizontais e inclinados) sem o reinício da injeção dos fluidos petrolíferos abissais . A evidência mais convincente do mecanismo de formação de depósitos de petróleo e gás acima mencionado é a existência de campos de gás gigantes como Deep Basin ( Figura 3) , Milk River e San Juan (província de Alberta, no Canadá, e estado do Colorado, EUA). A formação destes gigantescos campos de gás questiona a existência de qualquer migração lateral de petróleo e gás durante o processo de acumulação de petróleo e gás. Esses gigantescos campos de gás ocorrem em sinclinais onde o gás deve ser gerado, mas não acumulado, de acordo com a hipótese da origem biótica do petróleo e da migração controlada hidrodinamicamente. Os volumes gigantescos de gás (12,5 10 12 cu m em Deep Basin, 935 10 9 cu m em San Juan, 255 10 9 cu m em Milk River) estão concentrados em argilitas, argilas e xistos de granulação muito fina, compacta e impermeável. e em arenitos e siltitos compactos [ Masters, 1979 ]. Essas rochas são geralmente aceitas como rochas geradoras, rochas de cobertura/rochas de vedação na geologia do petróleo, mas de forma alguma como rochas reservatório de petróleo e gás natural universalmente reconhecidas. Todas as rochas compactas saturadas de gás aqui são classificadas em aqüíferos de granulação grossa, altamente porosos e altamente permeáveis, sem barreiras tectônicas, litológicas e estratigráficas visíveis para evitar a migração de gás ascendente. Portanto, os enormes volumes de gás dos campos de gás acima mencionados têm uma tremenda flutuabilidade, mas nunca superam a resistência capilar nos poros das rochas reservatório saturadas de água. O gás concentra-se na areia compacta e impermeável, que se transforma progressiva e continuamente em areia de granulação grossa, altamente porosa e altamente permeável, saturada de água.
5. Gás natural e petróleo nos recentes centros de expansão do fundo do mar
O petróleo de origem abiogênica abissal e sua implantação na crosta terrestre podem ocorrer nos recentes centros de expansão do fundo do mar nos oceanos. As rochas ígneas ocupam 99% do comprimento total (55.000 km) delas, enquanto a espessura da cobertura sedimentar sobre os centros de expansão não excede 450-500 m [ Rona, 1988 ]. Além disso, os sistemas hidrotérmicos convectivos sub-fundos descarregam água quente (170-430 graus C) através dos “fumantes” pretos e brancos do fundo do mar. Até agora, mais de 100 sistemas hidrotérmicos deste tipo foram identificados e estudados em expedições científicas utilizando submarinos como «ALWIN», «Mir», «Nautile» e «Nautilus» nos oceanos Atlântico, Pacífico e Índico, respetivamente. Suas observações relativas à origem abiogênica profunda do petróleo são as seguintes:
os “fumantes” de fundo dos vales em águas profundas liberam água quente, metano, alguns outros gases e fluidos de petróleo. “Plumas” ativas com alturas de 800-1000 m liberando metano foram descobertas a cada 20-40 km entre 12º N e 37º N ao longo da Dorsal Meso-Atlântica (MAR) ao longo de uma distância de 1200 km. Locais do MAR – TAG (26 o N), Snake Pit (23 o N), Logatchev (14 o 45'N), Broken Spur (29 o N), Rainbow (37 o 17'N) e Menez Gwen (37 o 50'N) são os mais interessantes.
No sítio Rainbow, onde os afloramentos de fundo são representados por rochas ultramáficas de origem mantélica, foi demonstrada a presença das seguintes substâncias (por cromatografia/espectrometria de massa): CH 4 ; C2H6 ; _ _ _ C3H8 ; _ _ _ CO; CO2 ; _ H2 ; _ H 2 S, N 2 , assim como o petróleo, consistiam em alcanos nC 16 −nC 29 juntamente com alcanos ramificados, diaromáticos [ Charlou et al., 1993 , 2002 ]. A ciência contemporânea ainda não conhece nenhum micróbio que realmente gere alcanos nC 11 – nC 22 , fitanos, pristanos e hidrocarbonetos aromáticos.
No local do TAG não há sedimentos de fundo, rochas sedimentares [ Simoneit, 1988 ; Thompson et al., 1988 ], matéria orgânica enterrada ou qualquer rocha geradora. O fluido hidrotérmico está muito quente (290/321grau C) para quaisquer micróbios. Lá existem as esteiras Beggiatoa mas só foram encontradas a algumas distâncias dos “fumantes”.
Sistemas hidrotérmicos submarinos ativos produzem depósitos de minério de metal sulfetado ao longo de toda a extensão do East Pacific Rise (EPR). A 13 o N o eixo do EPR está livre de qualquer sedimento, mas aqui os hidrocarbonetos alifáticos estão presentes em fluidos hidrotermais quentes de “fumantes” negros. Nos minérios de metais sulfetados aqui foram identificados metano e alcanos superiores a nC 25 com prevalência do número ímpar de átomos de carbono [Simoneit, 1988].
Quanto a outros locais do globo, investigações científicas com os submarinos estabeleceram que as “plumas” de metano ocorrem sobre os “fumantes” do fundo do mar ou outros sistemas hidrotermais no Mar Vermelho, perto das Ilhas Galápagos, nas fossas de águas profundas de Mariana e Tonga, no Golfo de Califórnia, etc. [ Baker et al., 1987 ; Blanc et al., 1990 ; Craig et al.1987 ; Evans et al., 1988 ; Horibe et al., 1986 ; Ramboz et al., 1988 ]. O metano não biogênico (10 5 -10 6 m3/ano) liberado de uma fenda submarina na Jamaica [ Brooks, 1979 ] também é conhecido.
Figura 4.
Seção transversal de Alberta mostrando areias saturadas de gás de Deep Basin [Mestrado 1979].
Uma investigação recente ao longo da Dorsal Mesoatlântica, 3.700 quilômetros a leste da Flórida, confirma que os fluidos ricos em hidrogênio que são liberados no fundo do Oceano Atlântico no Campo Hidrotérmico da Cidade Perdida foram produzidos por uma síntese abiótica de hidrocarbonetos no Manto da Terra ( Figura 3) [ Proskurowski et al., 2008 ]. Quantitativamente falando, os centros de expansão do fundo do mar podem liberar 1,3 10 9cu m de hidrogênio e 16 10 7cu m metano anualmente [ Welhan et al., 1979 ].
Os dados discutidos abaixo confirmam o seguinte:
As rochas geradoras responsáveis pelo volume da descarga de petróleo descrita não estão disponíveis;
Os fluidos de gás natural e petróleo nos recentes centros de expansão do fundo do mar podem ser explicados como resultado da migração vertical dos fluidos do Manto.
A presença de betume e hidrocarbonetos em diamantes locais, carbonados e kimberlitos pode ser considerada como evidência que confirma a origem abissal do petróleo. Estudando os diamantes, carbonados e kimberlitos nativos ao microscópio, muitos cientistas de vários países encontraram numerosas inclusões fluidas primárias que foram abertas devido aos métodos específicos. O conteúdo fluido das inclusões fluidas primárias foi recuperado sem qualquer contaminação e estudado por espectrometria de massa/cromatografia gasosa. Os resultados de tais investigações realizadas em amostras da África, Ásia, Europa, América do Norte e do Sul podem ser resumidos como segue.
As conhecidas minas produtoras de diamantes, como Dan Carl, Finsh, Kimberley e Roberts Victor, estão localizadas nos tubos de kimberlito doÁfrica do Sul. Lá, o escudo africano é caracterizado por notáveis deslocamentos disjuntivos e magmatismo não orogênico que produziu um grande número de intrusões de carbonatita e kimberlito e tubos de explosão na área ao redor do Lago Tanganica, Lago Malawi e Lago Vitória entre 70 Ma e 3.000 Ma atrás. [ Irvine, 1989 ]. Esses lagos estão no Grande Vale do Rift da África Oriental. As margens e bordas disjuntivas do Vale consistem nas rochas cristalinas do escudo africano. 258 amostras de diamantes desta área foram investigadas ao microscópio [ Deines et al., 1989 ]. A investigação mostrou a presença de inclusões fluidas primárias em todas as amostras investigadas. Estas amostras foram desintegradas em pequenas partículas em vácuo de cerca de 1,3 10 -6 Pa e 200 graus C. A mistura gasosa de cada amostra foi recebida. Estudos espectrométricos de massa/cromatografia gasosa das misturas são mostrados na Tabela 3 .
As mesmas misturas de hidrocarbonetos e gases foram detectadas em diamantes naturais deCongo, Brasil[Melton e outros,1974] eZaire[ Giardini et al., 1982 ] ( Tabela 3) .
A composição das inclusões fluidas primárias foi estudada por espectrômetro de massa em seteArcansasdiamantes. O resultado da investigação confirmou a presença dos diferentes tipos de hidrocarbonetos em todas as amostras ( Tabela 3) [Melton e outros,1974].
Em umBrasilas inclusões de fluido primário carbonado compreendem um conjunto de hidrocarbonetos pesados ( Tabela 3) . Piropo (Mg 3 Al 2 (SiO4) 3 ) e olivina que foram recuperados de cristais de diamante e kimberlitos dos tubos diamantíferos Mir, Ruslovoye e Udatchnoye Eastern,Sibéria Oriental, Rússiacontêm vários hidrocarbonetos diferentes ( Tabela 3) [ Kulakova et al., 1982 ; Kaminski et al., 1985 ]. De acordo com Makeev et al. [2004 ] Formas 9 a 27 de filmes metálicos foram encontradas e estudadas nas faces cristalinas de diamantes deBrasile dos diamantes do Médio Timan, Ural e Vishera na parte europeia doRússia. Estas películas consistem em alumínio, cádmio, cálcio, crómio, cério, cobre, ouro, ferro, lantânio, chumbo, magnésio, neodímio, níquel, paládio, prata, estanho, titânio, itérbio, ítrio, zinco, zircónio e metais preciosos, incluindo par Au 2 Pd 3 . A espessura desses filmes varia de frações de micrômetros a vários micrômetros. Esses filmes são evidências do crescimento de diamantes a partir do carbono dissolvido na fusão de ouro e paládio [ Makeev, Ivanukh, 2004 ]. A aspereza dos cristais de diamante nos tubos de kimberlito e lamprófiro depende do tamanho das gotículas de metais preciosos na respectiva zona – no manto superior, de transição e inferior da Terra.
Região
Concentração da mistura de gases, vol. %
Diamantes da África
CH 4 , C 2 H 4 , C 3 H 6 , hidrocarbonetos sólidos, C 2 H 5 OH, Ar, CO, CO 2 , H 2 , O 2 , H 2 O e N 2
Congo, Brasil, Zaire Diamantes
5,8 de CH4 ; 0,4 de C2H4 ; _ 2,0 de C3H6 ; _ vestígios de C4H8 ; _ C 4 H 10 e hidrocarbonetos sólidos
Diamantes de Arkansas, EUA
0,9-5,8 de CH4 ; 0,0-5,2 de CH3OH ; 0,0-3,2 de C2H5OH ; _ 1,2-9,4 de CO; 5,3-29,6 de CO 2 ; 1,5-38,9 de H2 ; 2,9-76,9 de H2O ; 0,0-87,1 de N2 ; 0,0-0,2 de Ar
Brasil carbonado
as homologias de naftaleno (C 10 H 8 ), fenantreno (C 14 H 10 ) e pireno (C 16 H 10 ). A concentração total varia de 20 a 38,75 g/t
Sibéria Oriental, diamantes e kumberlites da Rússia
C6H6 ; _ _ _ C12H10 ; _ _ _ C20H12 ; _ _ _ C 16 H 10 e outros hidrocarbonetos aromáticos polinucleares. A concentração total é de cerca de 0,136 g/t
Tabela 3.
Resultados da Investigação de Misturas de Gases de Diamantes Nativos, Carbonado e Kumberlitos
A investigação de inclusões de fluidos primários em diamantes mostrou a presença de betume em diamantes. As inclusões primárias preservadas nos diamantes naturais são inclusões betuminosas e contêm hidrocarbonetos do manto. Isto evidencia que os materiais de origem para a síntese abissal e natural dos diamantes foram os fluidos de hidrocarbonetos que saturaram o manto emissor de gases e permitiram que os silicatos do manto fossem reduzidos a metais nativos. Os diamantes naturais do Brasil foram amostrados no campo de tubos de kimberlito Juine, no estado de Mato Grosso, Brasil. Os kimberlitos do Cretáceo Superior Juine contêm cinco associações minerais relacionadas às diferentes fácies e profundidades que são refletidas na Tabela 4 . Um dos diamantes Juine amostrados perto do Riacho São Luís foi o diamante do Manto inferior e compreendia as inclusões fluidas primárias com os betumes do Manto inferior [ Makeev et al., 2004 ].
Foi analisado δ 13 C para 213 diamantes dos diferentes tubos. δ 13 C varia de -1,88 a -16 ‰ [ Deines et al., 1989 ]. As peculiaridades químicas e isotópicas dos diamantes naturais refletem os diferentes meios e ambientes do Manto. Os diamantes com δ 13 C de -15 a -16 ‰ vêm da região em uma profundidade menor do que os diamantes naturais com δ 13 C de -5 a -6 ‰.
Conclusões:
Não há dúvida de que diamantes, carbonados e kimberlitos se formam em grandes profundidades.
A presença de inclusões primárias de hidrocarbonetos inibidas em diamantes, carbonado e kimberlitos atesta que os fluidos de hidrocarbonetos do Manto eram um material para a síntese desses minerais no Manto.
A presença de fluidos de hidrocarbonetos abióticos no manto da Terra é uma evidência cientificamente comprovada.
As reservas de petróleo em crateras de impacto de meteoros possuem um grande potencial. Atualmente existem cerca de 170 crateras de impacto de meteoros identificadas em todos os continentes e no fundo dos oceanos mundiais. A fraturação por impacto pode ocorrer a profundidades de 35-40 km e penetrar no manto terrestre. As fraturas por impacto são o resultado de impactos de asteróides, bólidos, cometas na Terra. Quando um objeto cósmico massivo impacta a superfície da Terra com uma velocidade na faixa de 15 a 70 km/s, ele acompanha a explosão. De acordo com experimentos dedicados a mecanismos e modelos de crateras na mídia terrestre, o impacto hiper-rápido cria uma temperatura de 3.000 grausC e pressão de 600-900 kbar nas rochas de diferentes composições e gera sua desintegração, pulverização, vaporização/exalação, oxidação e transformação hidrotérmica. Como resultado dos eventos e processos mencionados acima, o impacto do meteorito (cometa) transforma qualquer rocha não reservatório em uma rocha reservatório porosa e permeável [ Curran et al., 1977 ; Masaitis et al., 1980 ; Donofrio, 1981 ].
Reservas de petróleo foram encontradas em crateras de impacto de meteoros onshore e offshore, carbonáticas, arenito e rochas graníticas em todo o mundo [ Donofrio, 1998 ; Índia, 2006 ] ( Tabela 4) . Os granitos compõem o embasamento cristalino das crateras de impacto de meteoros, enquanto os carbonatos e arenitos compõem o preenchimento sedimentar da cratera. Sua profundidade de produção é determinada de 61 a 5.185 m; a produção total é de 4,8 a 333.879 m 3 /d de óleo e de 7.363 m 3 /d a 39,6 10 6 m 3 /d de gás; as reservas provadas totais são de 15.899 m 3 a 4.770 10 6 m 3 de petróleo, 48 10 6 m 3 de condensado e de 56,6 10 6 a 424,8 10 9 m 3 de gás [ Donofrio, 1998 ].
A cratera de impacto de meteoro mais rica em petróleo, Cantarell, fica no México. Sua produção acumulada ultrapassa 1,1 10 9 m 3 de petróleo e 83 10 9 m 3 de gás. As atuais reservas recuperáveis remanescentes são iguais a 1,6 10 9 m 3 de petróleo e 146 10 9 m 3 de gás em três zonas produtivas. Eles produzem atualmente 206.687 m 3 /d de petróleo, e 70% dele é recuperado apenas de brechas carbonáticas. Sua porosidade é de 8 a 12% e a permeabilidade é de 3.000 a 5.000 milidarcies. Ocorrendo no
Cratera de impacto
País
Idade, mãe
Diâmetro, km
Akreman (em terra)
Austrália
600
100
Depósitos de petróleo e gás Ames (onshore) em carbonatos e granitos
EUA
470±30
15
Depósitos de gás Avak (onshore) em arenitos
EUA
3-95
12
Can-Am (em terra)
Canadá e EUA
500
100
Depósitos de petróleo Calvin (onshore) em carbonatos
EUA
450±10
8,5
Depósitos de petróleo e gás de Chicxulub (offshore) em carbonatos
México
65
240
Kara (em terra)
Rússia
60
65
Depósitos de petróleo e gás Marquez (onshore) em carbonatos e arenitos
EUA
58±2
12,7
Depósitos de petróleo e gás Newporte (onshore) em carbonatos e arenitos
EUA
<500
3.2
Popigai (em terra)
Rússia
39
100
Depósitos de petróleo e gás Red Wing Creek (onshore) em carbonatos
EUA
200±25
9
Depósitos de gás Sierra Madera (onshore) em carbonatos
EUA
<100
13
Shiva (no mar)
Índia
15
500
Cratera do Sul do Caribe (offshore)
Colômbia
65
300
Cratera do Sul de Cuba (offshore)
Cuba
65
225
Depósitos de petróleo do Rio Steen (onshore) em carbonatos e granitos
Canadá
91±7
25
Depósitos de petróleo e gás Viewfield (onshore) em carbonatos
Canadá
190±20
2,5
Wredefort (em terra)
África do Sul
1970
140
Tabela 4.
Parâmetros das maiores crateras de impacto produtivas de petróleo
No limite do Cretáceo Terciário, esta brecha está geneticamente relacionada à cratera de impacto Chicxulub, cujo diâmetro agora é medido em 240 km [ Grajales-Nishimura et al., 2000 ].
Calculando com uma porosidade média, permeabilidade e saturação de água da brecha e fratura da crosta terrestre cristalina da cratera, juntamente com as rochas que circundam a cratera, o potencial petrolífero da única cratera de impacto de meteoro com o diâmetro de 20 km pode exceder o total reservas comprovadas de petróleo e gás do Oriente Médio [ Donofrio, 1981 ]. Donofrio [1981 ] também estima que durante os últimos 3.000 milhões de anos o bombardeio de meteoritos-cometas na Terra deve ter criado 3.060 crateras de impacto de meteoros em terra de diâmetros semelhantes. Krayushkin [2000 ] calcula que com 7.140 crateras de impacto de meteoros submarinos podem ser iguais a cerca de 12 10 14 m 3 de petróleo e 7,4 10 14 m 3 de gás.
O petróleo e o gás nas crateras de impacto de meteoros não podem ser biogênicos, pois:
Quaisquer rochas geradoras entre crateras são destruídas, desintegradas, derretidas e pulverizadas junto com todas as outras rochas no local do impacto do meteorito [ Masaitis et al., 1980 ];
Após o impacto, não é permitida qualquer migração lateral de petróleo das zonas não-crateras para a cratera através das elevações em anel concêntrico de 100-300 m de altura e trincheiras em anel concêntrico de 100-300 m de profundidade que circundam a elevação central da cratera.
8. Depósitos de petróleo e gás no embasamento cristalino pré-cambriano
A crosta cristalina da Terra é a base de 60 bacias sedimentares com depósitos comerciais de petróleo e gás em 29 países do mundo. Além disso, existem 496 campos de petróleo e gás nos quais as reservas comerciais ocorrem parcial ou totalmente nas rochas cristalinas daquele embasamento. 55 deles são classificados como campos gigantes (>500 Mbbls) com 16 campos de gás não associado, 9 de gasóleo e 30 campos de petróleo subsaturados entre eles ( Tabela 5) .
Depósito
País
Reservas provadas
Achak (campo de gás)
Turcomenistão
155·10 9 m3
Gugurtli (campo de gás)
Turcomenistão
86·10 9 m3
Brown-Bassett (campo de gás)
Reino Unido
73·10 9 m3
Bunsville (campo de gás)
EUA
85·10 9 m3
Gomez (campo de gás)
EUA
283·10 9 m3
Lockridge (campo de gás)
EUA
103·10 9 m3
Chayandinskoye (campo de gás)
Rússia
1.240·10 9 m3
Luginetskoye (campo de gás)
Rússia
86·10 9 m3
Myldzhinskoye (campo de gás)
Rússia
99·10 9 m3
Durian Mabok (campo de gás)
Indonésia
68,5·10 9 m3
Suban (campo de gás)
Indonésia
71·10 9 m3
Gidgealpa (campo de gás)
Austrália
153·10 9 m3
Moomba (campo de gás)
Austrália
153·10 9 m3
Hateiba (campo de gás)
Líbia
411·10 9 m3
Bach Ho (campo de petróleo e gás)
Vietnã
600,10 6 t de petróleo e 37,10 9 m3 de gás
Bombay High (campo de petróleo e gás)
Índia
1.640,10 6 t de petróleo e 177,10 9 m3 de gás
Bovanenkovskoye (petróleo e gás)
Rússia
55,10 6 t de petróleo e 2.400,10 9 m3 de gás
Tokhomskoye (campo de petróleo e gás)
Rússia
1.200,10 6 t de petróleo e 100,10 9 m3 de gás
Coyanosa (campo de petróleo e gás)
EUA
6,10 6 t de petróleo e 37,10 9 m3 de gás
Hugoton-Panhandle (petróleo e gás)
EUA
223,10 6 t de petróleo e 2.000,10 9 m3 de gás
Peace River (campo de petróleo e gás)
EUA
19.000,10 6 t de petróleo e 147,10 9 m3 de gás
Puckett (campo de petróleo e gás)
EUA
87,5·10 6 t de petróleo e 93·10 9 m3 de gás
La Vela (campo de petróleo e gás)
Venezuela
54,10 6 t de petróleo e 42,10 9 ·10 9 m3 de gás
Amal (campo de petróleo)
Líbia
583·10 6 t
Augila-Nafoora (campo de petróleo)
Líbia
178·10 6
Bu Attifel (campo de petróleo)
Líbia
90·10 6
Dahra (campo de petróleo)
Líbia
97·10 6
Defa (campo de petróleo)
Líbia
85·10 6
Gialo (campo de petróleo)
Líbia
569·10 6
Intisar “A” (campo de petróleo)
Líbia
227·10 6
Intisar “D” (campo de petróleo)
Líbia
182·10 6
Nasser (campo de petróleo)
Líbia
575·10 6
Raguba (campo de petróleo)
Líbia
144·10 6
Sarir (campo de petróleo)
Líbia
1150·10 6
Waha (campo de petróleo)
Líbia
128·10 6
Claire (campo de petróleo)
Reino Unido
635·10 6
Dai Hung (campo de petróleo)
Vietnã
60-80·10 6
Su Tu Den (campo de petróleo)
Vietnã
65·10 6
Elk Basin (campo de petróleo)
EUA
70·10 6
Rio Kern (campo de petróleo)
EUA
200,6·10 6
Long Beach (campo de petróleo)
EUA
121·10 6
Wilmington (campo de petróleo)
EUA
326·10 6
Karmópolis (campo de petróleo)
Brasil
159·10 6
La Brea-Pariñas-Talara (campo petrolífero)
Peru
137·10 6
La Paz (campo de petróleo)
Venezuela
224·10 6
Mara (campo de petróleo)
Venezuela
104,5·10 6
Mangala (campo de petróleo)
Índia
137·10 6
Renqu-Huabei (campo de petróleo)
China
160·10 6
Shengli (campo de petróleo)
China
3230·10 6
Severo-Varieganskoye (campo de petróleo)
Rússia
70·10 6
Sovietsko-Sosninsko-Medvedovskoye (campo de petróleo)
Rússia
228·10 6
Tabela 5.
Depósitos de petróleo gigantes e supergigantes no embasamento cristalino pré-cambriano
Contêm 9.432 10 9 m 3 de gás natural e 32.837 10 6 toneladas de petróleo bruto, ou seja, 18% do total das reservas mundiais comprovadas de petróleo e cerca de 5,4% do total das reservas mundiais comprovadas de gás natural.
No embasamento cristalino as profundidades dos intervalos produtivos variam de 900-5985 m. As vazões dos poços estão entre 1-2 m 3 /d a 2.400 m 3 /d de petróleo e 1.000-2.000 m 3 /d a 2,3 10 6 m 3 /d de gás. A espessura do pagamento em um embasamento cristalino é altamente variável. São 320 m nos campos de Gomez e Puckett, nos EUA; 680 m em Xinglontai, China; 760 m no flanco norte do DDB. Os intervalos saturados de petróleo não são necessariamente bem no topo do embasamento cristalino. Assim, o petróleo foi descoberto a uma distância de 18-20 m abaixo do topo do embasamento cristalino nos campos de La Paz e Mara (oeste da Venezuela), 140 m abaixo do topo do embasamento no campo petrolífero de Oimasha, no Cazaquistão. No Escudo Báltico, na Suécia, o poço 1 Gravberg produziu 15 m 3 de petróleo das rochas ígneas pré-cambrianas da cratera de impacto Siljan Ring, a uma profundidade de 6.800 m. No segmento Kola do Escudo Báltico, várias camadas saturadas de óleo das rochas ígneas pré-cambrianas foram penetradas pelo poço ultraprofundo Kola na faixa de profundidade de 7.004-8.004 m.
Uma das histórias de maior sucesso na aplicação prática da teoria da origem abiogênica abissal do petróleo na exploração é a exploração na Bacia Dnieper-Donetsk (DDB), Ucrânia [ Krayushkin et al. 2002 ]. É uma bacia de rifte cratônico que corre na direção NW-SE entre 30,6 o E-40,5 o E. Suas fronteiras norte e sul são traçadas de 50,0 o N-51,8 o N e 47,8 o N-50,0 o N, respectivamente. No flanco monoclinal norte do DDB, a sequência sedimentar não contém quaisquer leitos salinos, cúpulas de sal, nem estratovulcões e nenhuma rocha ácida. Além disso, este flanco é caracterizado por uma densa rede de numerosas falhas sintéticas e antitéticas. Essas falhas criam a estrutura de blocos de falhas em mosaico do embasamento cristalino e sua cobertura sedimentar, um grande número de armadilhas de falhas (os anticlinais falhados) para petróleo e gás natural, uma alternância de elevações (horsts) e depressões (grabens). A estrutura do flanco norte da DDB exclui qualquer migração lateral de petróleo através dele, quer do Donets Foldbelt quer do Dnieper Graben da DDB.
Consequentemente, o flanco norte da DDB foi anteriormente qualificado como não perspectiva para a produção de petróleo devido à ausência de qualquer “rocha geradora de petróleo” e à presença de um aquífero artesiano activo e altamente dinâmico. Contudo, passado algum tempo, a perspectiva desta área foi reinterpretada, reexaminada em conformidade com a teoria da origem abiogénica abissal do petróleo, começando pela análise detalhada da história tectónica e da estrutura geológica do embasamento cristalino no norte da DDB. flanco monoclinal. Posteriormente, os respectivos programas de prospecção geofísica e geoquímica foram aceitos principalmente para a exploração de petróleo em profundidades.
No final da década de 1980 e início da década de 1990, 61 poços foram perfurados no flanco norte da DDB. 37 deles revelaram-se comercialmente produtivos (a taxa de sucesso de exploração chega a 57%), descobrindo descobertas comerciais de petróleo e gás em Khukhra, Chernetchina, Yuliyevka e outras áreas. Um total de 12 campos de petróleo e gás descobertos no valor de US$ 4,38 bilhões aos preços de 1991 e US$ 26,3 bilhões aos preços de 2008. Para a descoberta dessas novas acumulações de petróleo e gásIIChebanenko,VAKrayushkin,VPKlochko,ES Dvoryanin,VVKrot,PTPavlenko,MiPonomarenko,eGDZabello, receberam o Prêmio de Estado da Ucrânia na Área de Ciência e Tecnologia em 1992 [Chebanenkoe outros., 2002].
Hoje existem 50 campos comerciais de gás e petróleo conhecidos no flanco norte da DDB. Dados obtidos em perfurações em muitas dessas áreas mostram que o embasamento cristalino do flanco norte consiste em anfibolitos, charnockitos, dioritos, gnaisses, granitos, granodioritos, granito-gnaisses, migmatitos, peridotitos e xistos. 32 dos campos comerciais têm acumulações de petróleo e/ou gás em arenitos do Carbonífero Médio e Inferior. Outros 16 campos contêm reservatórios nos mesmos arenitos, mas separados deles - também em anfibolitos, granitos e granodioritos de embasamento cristalino. Dois campos contêm poças de petróleo apenas no embasamento cristalino.
Uma perfuração de exploração no flanco norte do DDB descobriu cinco reservatórios de petróleo no complexo rochoso do embasamento cristalino pré-cambriano, em profundidades que variam de vários metros a 336 metros abaixo do topo do embasamento cristalino. Demonstrações de gás e petróleo foram encontradas nas rochas cristalinas do embasamento pré-cambriano, a uma profundidade de até 760 m abaixo do topo do embasamento cristalino. A rocha de vedação para os reservatórios nos arenitos do período Carbonífero são formações de xisto mais rasas. Isto é típico de poços de petróleo em leitos sedimentares. A rocha de cobertura para os reservatórios no embasamento cristalino pré-cambriano são as zonas impermeáveis, não fraturadas, essencialmente horizontais, em forma de camada de rocha cristalina que se alternam com as zonas fraturadas, não compactadas, semelhantes a leitos de granito, anfibolito e outras. rochas cristalinas mencionadas acima [ Krayushkin et al., 2001 ].
A perfuração de exploração no flanco norte da DDB ainda está em curso e continua a produzir sucesso na faixa petrolífera de 100x600 km do flanco norte da DDB. As suas reservas comprovadas de petróleo já são iguais a 289 10 6 toneladas (230 mil milhões de dólares a preços de petróleo de 50 USD/bbl). O flanco norte da DDB é ainda mais atraente com a sua perspectiva total de recursos petrolíferos “in-place”, que ascende a cerca de 13.000 10 6 toneladas (~80.000 barris) de petróleo equivalente numa área de 48.000 km2. O potencial petrolífero do flanco sul da DDB também não deve ser negligenciado, com um prognóstico total de recursos petrolíferos “no local” de cerca de 6.000 10 6 toneladas de equivalente de petróleo numa área de 22.000 km2. Aqui, várias pistas promissoras com mostras de petróleo podem ser encontradas no embasamento cristalino e sua cobertura sedimentar [ Chebanenko et al., 1996 ].
Petróleo abiogênico abissal também foi descoberto na China: o gigantesco campo de gás de Xinjiang contém cerca de 400 10 12 m 3 de gás natural abiogênico [Zhang, 1990]. Os geólogos de petróleo chineses estimaram esta quantidade em arcos de ilhas vulcânicas, zonas trans-arco de vulcanismo de lama, bacias de rifte trans-arco, bacias epicontinentais trans-arco, zonas de falhas profundas e bacias de rifte continental.
Conclusões:
De acordo com a hipótese tradicional da origem biótica do petróleo, o flanco norte da DDB foi qualificado como não possuindo potencial para a produção de petróleo.
Com base na teoria da origem abiogênica abissal do petróleo, 50 depósitos comerciais de gás e petróleo foram descobertos nesta área. Esta é a melhor melhor evidência que confirma a teoria.
9. Reservatórios de petróleo profundos e ultraprofundos
Nesta parte do capítulo discutimos até que ponto a distribuição, localização e condições dos reservatórios nos depósitos petrolíferos profundos e ultraprofundos podem ser explicadas pela origem biótica tradicional do petróleo. Os pontos principais são os seguintes:
Os campos petrolíferos profundos e ultraprofundos estão abaixo da “zona principal de formação petrolífera” determinada pela hipótese tradicional de origem biótica do petróleo, ou seja, a profundidade de 2-4 km e em casos excepcionais – na profundidade até um máximo de 8 km.
a temperatura dos reservatórios destes campos é muito superior à faixa de temperatura ótima da hipótese biótica tradicional de formação de petróleo;
a hipótese biótica sugere que com o aumento da profundidade e da temperatura os hidrocarbonetos são destruídos, a porosidade da rocha reservatório diminui, portanto as reservas de petróleo devem ser significativamente reduzidas. A presença de mais de 1000 depósitos de petróleo a profundidades de 5 a 10 km em todo o mundo contradiz estes pontos – como visto abaixo:
Existem mais de 1.000 campos petrolíferos comerciais que produzem petróleo e/ou gás natural a partir de rochas sedimentares em profundidades de 4.500 a 10.685 m. Esses campos foram descobertos em 50 bacias sedimentares em todo o mundo.
Rússia.Vários campos de petróleo e gás foram descobertos em profundidades de 4.000 a 4.600 m na Rússia. A produção acumulada destes campos é igual a 421 10 6 t de petróleo, 45,5 10 9 m 3 de gás de petróleo associado e 641 10 6 m 3 de gás natural. Embora estes campos não sejam reservatórios “ultraprofundos”, são interessantes do nosso ponto de vista: estão associados a falhas profundas que cruzam toda a sequência de rochas sedimentares. As “raízes” dessas falhas profundas estendem-se abaixo do embasamento da litosfera. As raízes formam colunas verticais (“tubos”) de alta permeabilidade/saturação de petróleo e a elas estão conectadas cadeias de acumulações de petróleo e gás. Foi estabelecido que os vestígios da migração do petróleo estão totalmente ausentes fora das cristas anticlinais [ Istratov, 2004 ].
Ucrânia.17 campos de gás gigantes e supergigantes foram descobertos nos arenitos do Carbonífero Inferior da Bacia Dnieper-Donets na faixa de profundidade de 4.500-6.287 m. Nessas profundidades, as reservas totais comprovadas de gás natural são de 142,6 10 9 m3. As reservas recuperáveis totais de condensado são 2,3 10 6t [ Gozhik et al., 2006 ].
EUANos EUA, mais de 7.000 furos com profundidade superior a 4.575 m foram perfurados entre 1963-1979. No sistema de riftes Mesozóico-Cenozóico do Golfo do México, foram observadas areias regionais profundas a ultraprofundas (Cretáceo Superior). Com uma largura de 32-48 km e um comprimento de 520 km, esta tendência estende-se ao longo do Golfo do México, desde Nova Orleães até à fronteira entre a Louisiana e o Texas. Muitos campos de petróleo e gás foram encontrados nesta formação na área indicada nas profundidades de 4.500-6.100 m. A maioria deles tem temperatura do reservatório anormalmente alta (campo Freeland: 232 grausC) o que é muito superior à temperatura ideal de formação de petróleo a partir de materiais orgânicos antigos. As reservas totais comprovadas de gás natural na tendência Tscaloosa são iguais a 170 10 9 m 3 , mas existe a opinião de que apenas a parte central contém recursos potenciais de até 850 10 9 m 3 de gás natural e 240 10 6 m 3 de condensado. [ Rei, 1979 ; Mathény, 1979 ; Pankonien, 1979 ; Sumter, 1979 ].
Em 2009, a BP descobriu o depósito de petróleo bruto do Tibre, no Golfo Mexicano. O poço, localizado no bloco 102 de Keathley Canyon, aproximadamente 400 quilômetros a sudeste de Houston, está em 1.259 metros de profundidade. O poço Tibre foi perfurado a uma profundidade total de 10.685 metros. O depósito do Tibre contém entre 4 mil milhões e 6 mil milhões de barris de petróleo equivalente, que inclui gás natural (a terceira maior descoberta nos EUA) (http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&contentId=7055818).
10. Acumulações supergigantes de petróleo e gás
Um dos principais problemas da hipótese tradicional da origem biótica do petróleo é a identificação de fontes bióticas e do balanço material da geração de hidrocarbonetos para a maioria dos campos supergigantes de petróleo e gás.
Médio Oriente.No Médio Oriente, as reservas recuperáveis comprovadas são iguais a 101 109t de petróleo e 75,8 1012m3de gás, respetivamente, no final de 2010 [PA, 2011].As reservas comprovadas da Arábia Saudita são 36 109t de petróleo e 8 1012m3de gás natural [PA, 2011].A maioria dessas reservas está localizada em dez campos supergigantes de gás e petróleo (Tabela 6)[Internacional, 1976;Alhajji, 2001,A lista,2006].Esses gigantescos campos de petróleo fornecem produção de petróleo a partir dos carbonatos granulares do Jurássico-Cretáceo.Todos estes petróleos brutos têm uma composição muito semelhante referindo-se a uma fonte comum.Essa fonte é a sequência de carbonato orgânico rico em camadas finas, termicamente madura do Jurássico-Cretáceo (3-5% em massa).O material orgânico está concentrado em leitos escuros, de 0,5 a 3,0 mm de espessura, alternando com leitos de cores claras, igualmente finos e pobres em matéria orgânica.Vamos fazer um cálculo do petróleo que pode ter sido gerado dentro das bacias da Arábia Saudita com um “petróleo original no local” estimado de 127 109m3[PA, 2011].As áreas dentro das bacias sedimentares onde o querogênio está maduro (isto é, a relação H/C é 0,8-1,3) foram mapeadas [Ayres et al., 1982] e multiplicadas pela espessura das zonas de origem.Este cálculo simples dá um volume de rochas geradoras de petróleo de até 5.000 km cúbicos.Se aceitarmos isso
o volume de querogênio é igual a 10% do volume das rochas geradoras de petróleo,
o coeficiente de transformação do querogénio em betume é igual a 15 %,
que 10% deste betume pode migrar para fora das rochas geradoras de petróleo,
chegamos à conclusão de que apenas 7,5 109m3de petróleo poderiam migrar para fora das rochas geradoras de petróleo.Isto representa menos de 6% das reservas de petróleo “existentes” estimadas na Arábia Saudita.Note-se que se os parâmetros de transformação do querogénio forem duas vezes superiores aos aqui considerados (ou seja, 20%, 30% e novamente 20%, respectivamente), o OOIP ainda é 60 109m3, ou seja, metade do valor registado.
De onde veio 94% do petróleo recuperável da Arábia Saudita?Esta questão não é retórica porque qualquer outra fonte de leitos de petróleo está ausente no subsolo da Arábia Saudita, bem como de todos os países mencionados acima, segundoAyres et al.[1982] eBaker et al.[1984].Bahrein, Irã, Iraque, Kuwait, Omã, Catar, Arábia Saudita, Síria, Emirados Árabes Unidos e Iêmen ocorrem na mesma bacia sedimentar – a Bacia Arábico-Iraniana, ondeDunnington [1958;1967] estabeleceu a relação genética, ou seja, a única fonte comum de todos os petróleos brutos.
Canadá.A bacia sedimentar do oeste canadense também atrai grande atenção.Existe um cinturão único de petróleo/betume que se estende como uma faixa em forma de arco de 960 km de comprimento, do Rio Peace, passando por Athabasca (província de Alberta) até Lloydminster (província de Saskatchewan).Este cinturão inclui campos petrolíferos supergigantes como Athabasca (125 km de largura, 250 km de comprimento), Cold Lake (50 km, 125 km), Peace River (145 km, 180 km) e Wabaska (60 km, 125 km).Aqui, o óleo pesado (946,5-1,029 kg/m3) e viscoso (várias centenas e vários milhões de cP) satura o Baixo
Depósito
Reservas estimadas
Ghawar
10,2·109-11,3·109t de óleo 1,5·1012m3de gás
Safaniyah
4,1·109t de óleo
Shaybah
2,0·109t de óleo
Abqaiq
1,6·109t de óleo
Berri
1,6·109t de óleo
Manifestação
1,5·109t de óleo
Marjan
1,4·109t de óleo
Qatif
1,3·109t de óleo
Abu Safah
0,9·109t de óleo
Droga
0,7·109t de óleo
Tabela 6.
Depósitos supergigantes de petróleo e gás na Arábia Saudita
Areias e arenitos do Cretáceo. Esses campos contêm reservas de petróleo “no local” iguais a 92 10 9 -187 10 9 m 3 em Athabasca, 32 10 9 -75 10 9 m 3 em Cold Lake, 15 10 9 -19 10 9 m 3 em Peace River, 4,5 10 9 -50 10 9 m 3 em Wabaska, e 2 10 9 -5 10 9 m 3 de óleo/betume em Lloydminster, totalizando 170 10 9 -388 10 9 m 3 [ Vigrass, 1968 ; Wennekers, 1981 ; Seifert et al., 1985 ;Sincrude, 1992; Warters et al., 1995 ].
O entendimento convencional é que o petróleo de Athabasca, Cold Lake, Lloydminster, Peace River e Wabasca foi gerado a partir de matéria orgânica dispersa enterrada apenas nos xistos argilosos do Grupo Mannville do Cretáceo Inferior. É sustentado pela discordância regional pré-cretácea e sua espessura varia de 100 a 300 m. O seu volume total é de cerca de 190 10 3 km cúbicos com um teor de xisto de 65%. Tendo os dados de concentração de carbono orgânico total (TOC), índice de hidrocarbonetos (HI), constante de transformação (K), e todos os demais valores do modelo geoquímico aceito de geração de petróleo a partir da matéria orgânica enterrada dispersa em argilas-argilitas , concluiu-se que o Grupo Mannville só poderia fornecer 71,5 10 9 m 3 de petróleo. É várias vezes inferior à quantidade de petróleo (ver acima) que foi totalmente estimada antes de 1985 nos depósitos de areia betuminosa de Athabasca, Cold Lake, Lloydminster, Peace River e Wabasca [Moshier et al., 1985].
Se aceitarmos outras estimativas do volume de petróleo/betume “no local” na área de Athabasca, Wabasca, Cold Lake e Peace River (~ 122.800 km2) realizadas pelo Alberta Energy Utilities Board (AEUB) e pelo National Energy Board (NEB) , Canadá, a diferença entre as quantidades reservadas e as geradas organicamente é ainda maior ( Tabela 12) . AEUB estimou 270 10 9 m 3 de betume “no local”, enquanto NEB – 397 10 9 m 3 [canadense, 1996].
Na área acima mencionada existem adicionalmente 200 10 9 -215 10 9 m 3 de materiais pesados (986-1030 kg/cu m) e viscosos (10 6 cP abaixo de 16 grausC) petróleo na faixa de profundidade de 75-400 m nos carbonatos do Devoniano Superior (Formação Grosmont). Eles ocorrem na área de 70 10 3 km 2 abaixo dos depósitos de areia betuminosa Athabasca/Cold Lake/Lloydminster/Peace River/Wabasca [ Wennekers, 1981 ; Seifert et al., 1985 ; Hoffmann et al., 1986 ].
As reservas totais estimadas de betume “in place” na área acima mencionada situam-se entre 370 10 9 e 603 10 9 m 3 . Se além das argilas e xistos de Mannville, que poderiam fornecer apenas 71,5 10 9 m 3 de petróleo, não existe nenhuma outra rocha geradora de petróleo, onde está uma fonte biótica para o restante de 82-88% de petróleo nesta área?
Venezuela.Algo semelhante pode ser observado no campo petrolífero Bolivar Coastal, na Venezuela. De acordo com Bockmeulen et al. [1983 ] a rocha geradora do petróleo aqui é o calcário La Luna do Cretáceo. As reservas estimadas de petróleo são iguais a 4,8 10 9 m 3 [A lista, 2006] com densidade de óleo de 820-1000 kg/m 3 . O mesmo tipo de cálculo feito acima para a Arábia Saudita nos dá o seguinte resultado. Um m 3 de rocha geradora de petróleo contém 2,5 10 -2 m 3 de querogênio que pode gerar 2,5 10 -3 m3 de betume dando 1,25 10 -4 m 3de petróleo dentro do modelo geoquímico aceito de origem biótica do petróleo. Tendo como ponto de partida este potencial gerador de petróleo e os 4,8 10 9 m 3 de reservas estimadas de petróleo do campo Bolivar Coastal, o volume necessário de rocha geradora de petróleo seria igual a 3,84 10 13 m 3 . Isto é consistente com a área da bacia geradora de petróleo de 110 km ao longosea rocha geradora de petróleo tem 1.000 m de espessura. A espessura média do calcário La Luna é medida em apenas 91 m [ Bockmeulen et al., 1983 ). O diâmetro da bacia geradora de petróleo seria, portanto, igual a 370 km e a área desta bacia equivale a aproximadamente 50% do território da Venezuela, o que é geologicamente altamente improvável.
11. Hidratos gasosos: a maior fonte de hidrocarbonetos abiogênicos
Os hidratos gasosos são clatratos. Parecendo gelo, eles consistem em gás e água onde as moléculas do gás formador de hidrato (por exemplo, Ar, CH 4 , C 2 H 6 , C 3 H 8 ,eu-C 4 H 10 , Cl, CO, CO 2 , He, H 2 S, N 2 , etc.) são espremidos sob a pressão de 25 MPa e mais nos interstícios da gaiola cristalina de água (gelo) sem qualquer ligação química entre moléculas de água e gás. Como resultado, o descongelamento de 1 m 3 de hidrato de gás ao nível do mar produz 150-200 m 3 de metano gasoso e 0,87 m 3 de água doce. Naturalmente, a formação de hidratos gasosos ocorre sob grande velocidade de movimento do fluido e sob certa combinação de pressão e temperatura. Por exemplo, o hidrato de metano surge sob condições de -236 grausC e 2 10 -5 MPa; 57 graus C e 1.146 MPa (Klimenko, 1989; Makogon, 1997 ; Lowrie et al., 1999 ;Makogon et al., 2005). Existem também dados de que a formação de hidrato de gás a partir da mistura CH 4 /C 3 H 8 /CO 2 /H 2 O/H 2 S prossegue sob um aumento de temperatura tão elevado/diminuição de uma pressão tão elevada que o hidrato de gás de composição, acima, surge e existe realmente em sedimentos do fundo do mar onde a profundidade do mar é de apenas 50 m, por exemplo, no Mar Cáspio [ Lowrie et al., 1999 ].
Visualmente, os hidratos gasosos (“gelo combustível”) são crescimentos agregados de cristais transparentes e semitransparentes, brancos, cinza ou amarelos. Podem saturar parcial ou totalmente o meio poroso natural, agregando resistência mecânica e dureza acústica aos sedimentos e rochas sedimentares. Furos e pesquisas sísmicas estabeleceram que os hidratos de metano ocorrem nas regiões polares da Ásia, Europa, América do Norte ( fig. 10) , onde o “gelo combustível” é sempre subjacente ao gás natural [ Trofimuk et al., 1975 ; Panayev, 1987 ; Collet, 1993 ; Dillon et al., 1993 ; Kvenvolden, 1993 ;Modiris et al.,2008].
Os hidratos de gás representam uma enorme base de recursos não convencionais: podem ascender de 1,5 10 16 m 3 [ Makogon et al., 2007 ] a 3 10 18 m 3 [Trofimuk et al.,1975] de metano. Assim, as reservas de gás natural que poderiam ser obtidas a partir do “gelo combustível” são suficientes para o apoio energético da nossa civilização durante os próximos milhares de anos.
As acumulações de hidrato de gás supergigante/gás natural livre ocorrem a uma profundidade de 0,4-2,2 m abaixo do fundo do mar nos sedimentos recentes do oceano mundial. O fundo dessas acumulações é subparalelo à superfície do fundo do mar e cruza leitos com formas anticlinais, sinclinais e inclinadas. Esta geometria, a distribuição geográfica dos hidratos no oceano mundial, a sua idade recente ao Pleistoceno e a natureza de água doce de “gelo combustível” não poderiam ser explicadas por termos (rochas geradoras, diagénese e catagénese/metagénese de qualquer matéria orgânica enterrada e dispersa, migração lateral do gás natural) usada na hipótese tradicional da origem biótica do petróleo.
De acordo com a teoria da origem abiogênica abissal do petróleo, todas as acumulações de hidratos de gás/gás natural livre foram formadas devido ao “ato mundial único”, ou seja, uma migração vertical ascendente do fluido do manto abiogênico abissal através de todas as falhas, fraturas e poros das rochas. e sedimentos do fundo do mar. Naquela época, há não mais de 200 mil anos, essas falhas, fraturas e poros foram transformados por um geofluido supercrítico (mistura de água supercrítica e metano) em um meio condutor/acumulador/intercomunicante. Atuando como a “hidrofratura” natural, o geofluido abissal também abriu as cavidades de clivagem e interstícios de estratificação nas rochas e nos sedimentos. De acordo com Dillon et al. [1993 ] a migração vertical do gás natural ainda ocorre hoje na margem continental atlântica dos Estados Unidos. Ao longo de muitas falhas, o gás natural continua a migrar para cima através do “gelo combustível” como através da “peneira” que é distintamente vista como as faixas verticais em forma de tocha na supressão dos registos sismográficos.
Em 10 de abril de 2012, a Japan Oil, Gas and Metals National Corporation e a ConocoPhillips anunciaram um teste bem-sucedido de tecnologia que trata da extração segura de gás natural a partir de hidratos de metano. Uma mistura de CO 2 e nitrogênio foi injetada na formação na encosta norte do Alasca. O teste demonstrou que essa mistura poderia promover a produção de gás natural. Este foi o primeiro ensaio de campo de uma metodologia de produção de hidrato de metano em que o CO 2 foi trocado in situ com as moléculas de metano dentro de uma estrutura de hidrato de metano.
12. Conclusões
Os dados geológicos apresentados neste capítulo não respondem às principais questões relacionadas à hipótese da origem biótica do petróleo. Somente a teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos fornece uma explicação convincente para todos os dados acima mencionados.
Os resultados experimentais discutidos no capítulo confirmam que o sistema CaCO 3 -FeO-H 2 O gera espontaneamente o conjunto de hidrocarbonetos característico do petróleo natural. Considerações científicas modernas sobre a gênese dos hidrocarbonetos, confirmadas pelos resultados de experimentos e resultados práticos de investigações geológicas, fornecem a compreensão de que uma parte dos compostos de hidrocarbonetos poderia ser gerada nas condições do manto e migrar através das falhas profundas para a crosta terrestre onde são formados depósitos de petróleo e gás em qualquer tipo de rocha e em qualquer tipo de posição estrutural.
Os resultados experimentais apresentados colocam a teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos na corrente principal da física e da química modernas e abrem uma grande aplicação prática. A teoria da origem abiogênica profunda dos hidrocarbonetos confirma a presença de enormes e inesgotáveis recursos de hidrocarbonetos em nosso planeta, permite-nos desenvolver uma nova abordagem aos métodos de exploração de petróleo e reexaminar a estrutura, tamanho e localização das reservas mundiais de hidrocarbonetos ( www.jogmec.go.jp).
Figura 5.
Locais de hidratos inferidos (63), recuperados (23) e potenciais (5) no mundo [Kvenvolden e Rogers, 2005].
Referências
1.AiresMGMBilalRWJonesLWSlentzMtártaroeA.OWilson1982Habitat de hidrocarbonetos nas principais áreas produtoras, Arábia Saudita,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro.,66119
2.padeiroPOR EXEMPLO1962Distribuição de hidrocarbonetos no petróleo,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro.,4617684
3.padeiroCeP.A.Dickey1984Habitat de hidrocarbonetos na principal área produtora, Arábia Saudita, Discussão,Ibid.,681108109
4.brancoGJ.BoulegueeJLCharlou1990Perfis de hidrocarbonetos leves na água de mar, les saumures e eaux intersticielles de la fosse Atlantis II (Mer Rouge),Oceanol. Acta,13187197
5.BockmeulenHCLadradoreP.A.Dickey1983Geologia e geoquímica do petróleo bruto, campos costeiros de Bolívar, Venezuela,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro.,67242270
6.Revisão Estatística da BP sobre Energia Mundial. Junho de 2011, http://www.bp.com/sectionbodycopy.do?categoryId=7500&contentId=7068481.
7.BrooksJ. M.1979Máximos profundos de metano no Noroeste do Mar do Caribe: possível infiltração ao longo da Jamaica Ridge,Ciência,20610691071
8.CarsonRWD.G.PearsoneD. E.James2005Características físicas, químicas e cronológicas do manto continental,Rev. Geophys., 43, RG1001.
9.CharlouJLeJ. P.Donval1993Liberação de metano hidrotérmico entre 12 o N e 26 o N ao longo da Dorsal Meso-Atlântica, J. Geophys. Res.,9896259642
10.CharlouJLJ. P.DonvalSFouquetPJoão BatistaeNHolm2002Geoquímica de fluidos de ventilação com alto teor de H 2 e CH 4 provenientes de rochas ultramáficas no campo hidrotermal Rainbow (36 o 14 ' N, MAR),Química. Geol., 184, (1-2), 37-48.
11.Chebanenkoeu. euV.A.KrayushkinV.P.KlochkoeV.P.Listakov1996Potencial petrolífero de alvos não tradicionais na Ucrânia,Geol. J., 3-4, 7-11.
12.Chebanenkoeu. euP. F.GozhikV.A.KrayushkinV.P.KlochkoBJMayevskyN. euEvdoshchukV. V.GladunT. E.DovzhokPSimMaksimchukAPTolkunovO.GTsiokhaeMGEgurnova (2005Petróleo no Embasamento de Bacias Sedimentares, Editora EKMO, Kiev, Ucrânia.
13.TchepurovR. Eue outros1999Estudo experimental da ingestão de gases pelos diamantes durante a cristalização,Jornal de Crescimento de Cristal, 198/199963967
14.PinçaT. S.1993Produção de gás natural a partir de hidratos de gás do Ártico, emO futuro dos gases energéticos,299311Geol dos EUA. Pesquisa Profes. Piper 1570, Imprensa do Governo dos Estados Unidos, Washington (DC).
15.CraigHSHoribeeK.A.Farley1987Fontes hidrotermais na Calha Mariana: Resultados do primeiroAlvin mergulha, Eos Trans. AGU, 68, 1531.
16.CurranD.R.D.A.ShockleyeuMarinheiroeMAustin1977Mecanismos e modelos de craterização em meios terrestres, emCrateras de Impacto e Explosão,10571087Pergamon, Elmsford, NY.
17.DeinesPJ. W.HarrisPMLançaeJ. J.Maca1989Teor de nitrogênio e 13 C dos diamantes Finsh e Premier e suas implicações, Ibid.,53613671378
18.DillonWPM. W.LeeeKFehlhalen1993Hidratos de gás na margem continental atlântica dos Estados Unidos - controles de concentração, emFuturo dos Gases Energéticos, Artigo Profissional do US Geological Survey. 1570,313330editado por DGHowell, governo dos EUA. Imprimir. Escritório, Washington (DC).
19.DonofrioR. R.1981Crateras de impacto: implicações para a produção de hidrocarbonetos no subsolo, Gasolina. Geol. J.,33279302
20.DonofrioR. R.1998As estruturas de impacto norte-americanas possuem um potencial de campo gigante, Oil and Gas J.,96196980
21.DunningtonH.V.1958Geração, migração, acumulação e dissipação de petróleo no Norte do Iraque, emHabitat do Petróleo,11941251Amer. Assoc. Gasolina. Geol., Tulsa, OK.
22.DunningtonH.V.1967Distribuição estratigráfica dos campos de petróleo na Bacia Iraque-Irã-Arábia, Inst. Gasolina. J.,53520129161
23.EvansWDR.D.NortoneR. S.Tanoeiro1964Investigações primárias do dolerito olífero de Dypvica, Arendal, S. Noruega, emAvanços na Geoquímica Orgânica,202214Pérgamo, Oxford.
24.GiardiniUma.CHEMeltoneR. S.Mitchell (1982A natureza dos 400 km superiores da Terra e o seu potencial como fonte de petróleo não biogénico,J.Petrol. Geol.,52130137
25.GieskesJ. M.BR TSimoneitTMarromTShawSCHWangeAMagenheim (1988Fluidos hidrotérmicos e petróleo em sedimentos superficiais da Bacia de Guaymas, Golfo da Califórnia: um estudo de caso,Canadá. Mineralogista,263589602
26.GozhikP. F.V.A.KrayushkineV.P.Klochko2006Para a busca de petróleo nas profundezas do800012m na bacia do Dnieper-Donets,Geol. J., 4, 47-54.
27.VerdeD. H.W.O.HibbersonEUKovacseARosenthal2010Água e sua influência na fronteira litosfera-astenosfera.Natureza,467448451doi:10.1038/nature09369.
28.Grajales-nishimuraJ. M.ECedillo-pardoCRosales-DominguezD. J.Moran-zentenoCÁlvarezClaeys, J. Ruiz-Morales, J. Garcia-Hernandes, P. Padilla-Avila e A. Sanchez-Rios (2000Impacto Chicxulub: A origem dos reservatórios e fácies de focas nos campos de petróleo do sudeste do México, Geologia,284307310
29.HazenR. M.R. J.HemleyeAJMangum2012Carbono no interior da Terra: armazenamento, ciclagem e vida,EOS, União Geofísica Americana de Transações, 93, 2, 17, 2012,doi:10.1029/2012EO020001
30.HoffmannC. F.eO.P.Strausz1986Acúmulo de betume no complexo da plataforma Grosmont, Devoniano Superior, Alberta, Canadá,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro.,70911131128
31.HoribeY. K.K. R.KimeHCraig1986Plumas de metano hidrotérmico no centro de expansão do fundo de Mariana,Natureza,324131133
32.ÍndiaExploração e desenvolvimento (2006Petróleo e Gás J., 104, 43, 46.
33.IrvineT. N.1989Uma estrutura de convecção global: conceitos de simetria, estratificação e sistema na estrutura dinâmica da Terra?,Economia. Geol.,84820592114
34.Istratov42004A Chechênia vê potencial para depósitos “não tradicionais”,Petróleo e Gás J.,102283841
35.KaminskiF.V.eu. euKulakovaeR. EuOgloblina1985Sobre os hidrocarbonetos policíclicos e aromáticos do carbonado e do diamante,Processo de AN da URSS,283985988
36.KenneyJFV.G.KutcherovN / DBendelianieV.A.Alekseev2002A evolução dos sistemas multicomponentes em altas pressões: YI. A estabilidade termodinâmica do sistema hidrogênio-carbono: A gênese dos hidrocarbonetos e a origem do petróleo, Proceedings of the Nat. Acad. Ciência,99171097610981
37.ReiR. E.1979A atividade onshore aumenta na América do Norte,Petróleo Mundial,18864357
38.KlimenkoUma.A. V.BotchkareveA. F.Nenakhov1981A um problema sobre a presença de gás nos leitos paleozóicos da Placa Cita, emQuestões sobre perfuração de poços, exploração e exploração de campos de gás no norte do Cáucaso e no Uzbequistão,1518VNIIOUGP, Moscou.
39.KolesnikovAV.G.KutcherovA. F.Goncharov2009Hidrocarbonetos derivados de metano produzidos sob condições do manto superior,Geociências da Natureza,2566570
40.KoskiR.A.BANHEIROShanks-iiiW.A.BohrsoneR.L.Oscarsen1988A composição de depósitos maciços de sulfetos do fundo coberto de sedimentos de Escanaba Trough, Gorda Ridge: implicação para processos deposicionais,Canadá. Mineralogista,263655673
41.KrayushkinV.A.2000A verdadeira origem, estrutura, padrões e distribuição do potencial petrolífero mundial,Georrecursos, 3(4), 14-18.
42.KrayushkinV.A.eu. euChebanenkoV.P.KlochkovósSDvoryanineJFKenney (2001Perfuração e desenvolvimento de campos de petróleo e gás na Bacia Dnieper-Donets,Energia (Rivista Trimestrale sui prob-lemi dell'Energia), Ano XXII,34447
43.KrayushkinV.A.eu. euChebanenkoV.P.KlochkoB.B.GladuneO.GThiokha2002A presença de petróleo no subsolo na Bacia Dnieper-Donets,Geologia, Geofísica e Desenvolvimento de Campos de Petróleo e Gás,1916
44.Kulakovaeu. euR. EuOgloblinaeV. euFlorovskaia1982Hidrocarbonetos policíclicos aromáticos em minerais-satilitos de diamantes e possível mecanismo de sua formação, Proceedings of AN, URSS,267614581460
45.KutcherovV.G.N / DBendilianiV.A.AlekseeveJFKenney2002Síntese de hidrocarbonetos a partir de minerais sob pressão de até 5 GPa, Proceedings of Rus. Ac. Ciência,3876789792
46.KutcherovV.G.AYuKolesnikovT. euDyuzhevaL. F.KulikovaN.N.NicolaevO.ASazanovaV. V.Braghkin (2010Síntese de sistemas complexos de hidrocarbonetos em temperaturas e pressões correspondentes às condições do manto superior da Terra.Doklady Akademii Nauk, 433 (3), 361-364.
47.KvenvoldenK.A.eBR TSimoneit1987Petróleo dos sistemas hidrotérmicos do Nordeste do Oceano Pacífico na calha de Escanaba e na bacia de Guaymas,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Boi., 71, 5, 580.
48.KvenvoldenK.A.1993Hidratos de gás - perspectiva geológica e mudança global, Revisão de Geofísica,312173187
49.KvenvoldenK.A.eB.W.Rogério2005A respiração de Gaia - exalações globais de metano,Geologia Marinha e do Petróleo,22579590
50.LonsdaleP.A.1985Uma margem continental transformada rica em hidrocarbonetos, Golfo da Califórnia,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro,69711601180
51.LowrieAeMDMáx.1999A extraordinária promessa e desafio dos hidratos de gás,Petróleo Mundial,22094955
52.MakeevA. B.eVIvanukh2004Morfologia de cristais, filmes e ourelas na superfície dos diamantes Timaniano e Brasil, emProblemas de Mineralogia, Petrografia e Metalogenia,193216Permanente. Universo. Imprensa, Perm, Rússia.
53.MakogonY. F.1997Hidratos de Hidrocarbonetos, PennWell, Tulsa.
54.MakogonY. F.S.A.HoldicheT. YMakogon2007Hidratos de gás natural - Uma fonte potencial de energia para o século 21, Journal of Petroleum Science and Engineering,561431
55.MasaitisV.L.UMDanilineEMMaschak1980Geologia de Astroblemes, Nedra, Leningrado.
56.MestresJ.1979Armadilha de gás Deep Basin, oeste do Canadá,Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro.,632152181
57.MathenySh. EU. (1979Tendência de produção mais profunda continuando,Petróleo e Gás J.,7715105107
58.MaoZMArmentroutERaineyC. E.TripulaçãoP. K.DeraV.B.PrakapenkaeAKavner2011Dolomita III: Um novo candidato a carbonato do manto inferior,Geofísica. Res. Vamos. 38, L22303,faça:GL049519
59.MeltonCH. E. e AA Giardini (1974A composição e importância do gás liberado de diamantes naturais da África e do Brasil,Amer. Mineralogista, 59, 7-8, 775-782.
60.Idem (1975Resultados experimentais e interpretação teórica de inclusões gasosas encontradas em diamantes naturais de Arkansas, Geochim. Cosmoquim. Acta,6056413417
61.MoshierENTÃOeDWWapples1985Avaliação quantitativa do grupo Manville do Cretáceo Inferior como rocha geradora das areias betuminosas de Alberta, Amer. Assoc. Gasolina, Geol. Touro.,692161172
62.PanayevV.A.1987Hidratos de gás no Oceano Mundial, Bull. Sociedade de Moscou. Naturalistas, Dep. Geol.,6236672
63.PankonienLJ1979Operadores lutam para explorar gás profundo no sul da Louisiana,Petróleo Mundial,18945562
64.PeterJ. M.eSDScott1988Mineralogia, composição e microtermometria de inclusão de fluidos de depósitos hidrotermais do fundo do mar no sul da Bacia de Guaymas, Golfo da Califórnia, Canadá. Mineralogista,263567587
65.ProskurowskiGe outros2008Produção abiogênica de hidrocarbonetos no campo hidrotérmico de Lost City,Ciência,3195863604607
66.RambozCEOudineSIsto1988Descarga do tipo gêiser em Atlantis-II Deep, Mar Vermelho: evidência de ebulição a partir de inclusões fluidas em anidrita epigenética, Canadá. Mineralogista,263765786
67.RonaP.A.1988Mineralização hidrotérmica nas dorsais oceânicas, Canadá. Mineralogista,263431465
68.ScottH. P.R. J.HemleyHMaoD.R.HerschbachL. E.FritoW. M.HowardeSBastea2004Geração de metano no manto terrestre: medição in situ de alta pressão e temperatura da redução de carbonato,Processo Nat. Ac. Ciência, 101391402314026
69.SeifertS. R.eTRLennox1985Desenvolvimentos em areias betuminosas em 1984, Amer. Assoc. Gasolina. Geol. Touro.,691018901897
70.SimoneitBR T1988Geração de petróleo em sistemas hidrotérmicos submarinos: uma atualização, Canadá. Mineralogista,263827840
71.SimoneitBR TeP. F.Lonsdale1982Petróleo hidrotérmico em montes mineralizados no fundo do mar da Bacia de Guaymas, Nature,2955846118202
72.SumperR1979Greves desencadeando ações ao longo da tendência Tuscaloosa, Oil and Gas J.,77431923
73.ThompsonGS. E.HumphriseBDestruidor1988Aberturas ativas e sulfetos maciços a 26 o N (TAG) e 37 o N (Snakepit) na Dorsal Meso-Atlântica, Canadá. Mineralogista,263697711
74.A lista: colocando campos de petróleo off-line (2006Política Externa, 155.
75.TrofimukUma.N.B.CherskieV.P.Czarev1975Recursos de metano biogênico do Oceano Mundial, Proc. UM Ud.SSR,2254936943
80.Zhang Kai (1990A avaliação de recursos “in-loco” e direções de exploração para as principais acumulações de gás natural de origem não biogênica em Xinjang, Petrol. Exploração e Desenvolvimento,1711421
Sem comentários:
Enviar um comentário