Опубліковано

ТЕРМОДИНАМІКА ТРАНСФОРМАЦІЇ КЕРОГЕНУ ІІ ТИПУ

Головна > Архів > №3 180 (2019) > 25-40


Geology & Geochemistry of Combustible Minerals No. 3 (180) 2019, 25-40.

Doi

Юрій Хоха, Олександр Любчак, Мирослава Яковенко

Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів,
e-mail: igggk@mail.lviv.ua

Анотація

Розглянуто погляди на хімічну будову керогену ІІ типу та проведено оцінку змін його структури при проходженні через стадії катагенезу від незрілого до пост-зрілого. Наведено структурні моделі керогену ІІ типу на різних стадіях катагенезу: як одержані емпіричним шляхом після вивчення структури фізико-хімічними методами, так і за результатами моделювання методами молекулярної динаміки. Методами рівноважної термодинаміки розрахований склад системи кероген–гази для ділянок земної кори в діапазоні 1–20 км із тепловим потоком від 40 до 100 мВт/м2. Показано, що концепція «метаново-графітної смерті», яка має місце в стані термодинамічної рівноваги при перетворенні органічної речовини, є помилковою. Встановлено характер змін концентрацій вуглеводневих газів у рівновазі з керогеном ІІ типу, що свідчить про наявність «нафтового вікна» у слабкопрогрітих зонах у межах глибин 2–4 км.

Ключові слова

кероген ІІ типу, катагенез, «нафтове вікно», рівноважна термодинаміка, формалізм Джейнса.

Використані літературні джерела

Любчак, О. В., Хоха, Ю. В., Яковенко, М. Б. (2018). Співвідношення структурних елементів вуглеводневої складової аргілітів східних карпат за формалізмом Джейнса. Вісник Харківського національного університету імені В. Н. Каразіна, сер. «Геологія. Географія. Екологія», 49, 83–94.

Никонов, В. Н. (1961). Тяжелые углеводороды и их соотношение в газах нефтяных и газовых залежей. Геология нефти и газа, 8, 15–21.

Тиссо, Б., Вельте, Д. (1981). Образование и распространение нефти. Москва: Мир.

Хоха, Ю. В. (2014). Термодинаміка глибинних вуглеводнів у прогнозуванні регіональної нафтогазоносності. Київ: Наукова думка.

Хоха, Ю. В., Любчак, О. В., Яковенко, М. Б. (2018). Вплив температурного режиму на газогенераційний потенціал гумінових кислот органічної речовини. Геологія і геохімія горючих копалин, 3–4 (176–177), 49–63.

Хоха, Ю. В., Любчак, О. В., Яковенко, М. Б. (2019). Енергія Гіббса утворення компонентів природного газу в осадових товщах. Геологія і геохімія горючих копалин, 2 (179), 37–47.

Behar, F., & Vandenbroucke, M. (1987). Chemical modelling of kerogens. Organic Geochemistry, 11, 15–24.

Behar, F., Kressmann, S., Rudkiewicz, J. L., & Vandenbroucke, M. (1992). Experimental simulation in a confined system and kinetic modelling of kerogen and oil cracking. Organic Geochemistry, 19 (1–3), 173–189.

Behar, F., Roy, S., & Jarvie, D. (2010). Artificial maturation of a Type I kerogen in closed system: Mass balance and kinetic modelling. Organic Geochemistry, 41, 1235–1247.

Bell, I. H., Wronski, J., Quoilin, S., & Lemort, V. (2014). Pure and Pseudo-pure Fluid Thermophysical Property Evaluation and the Open-Source Thermophysical Property Library CoolProp. Industrial & Engineering Chemistry Research, 53 (6), 2498–2508.

Durand, B. (1980). Sedimentary organic matter and kerogen. Definition and quantitative importance of kerogen. In B. Durand (Ed.), Kerogen, Insoluble Organic Matter from Sedimentary Rocks (pp. 13–34). Paris: Editions Technip.

Forsman, J. P., & Hunt, J. M. (1958). Insoluble organic matter (kerogen) in sedimentary rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta, 15, 170–182.

Helgeson, H., Richard, L., McKenzie, W., Norton, D., & Schmitt, A. (2009). A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta, 73 (3), 594–695.

Kelemen, S. R., Afeworki, M., Gorbaty, M. L., Sansone, M., Kwiatek, P. J., Walters, C. C., … Behar, F. (2007). Direct Characterization of Kerogen by X-ray and SolidState 13C Nuclear Magnetic Resonance Methods. Energy Fuels, 21 (3), 1548−1561.

Lindsey, A. S., & Jeskey, H. (1957). The Kolbe-Schmitt Reaction. Chemical Reviews, 57 (4), 583–620.

Planche, H. (1996). Finite time thermodynamics and the quasi-stability of closed-systems of natural hydrocarbon mixtures. Geochimica et Cosmochimica Acta, 22 (60), 4447–4465.

Stuermer, D. H., Peters, K. E., & Kaplan, I. R. (1978). Source indicators of humic substances and proto-kerogen. Stable isotope ratios, elemental compositions and electron spin resonance spectra. Geochimica et Cosmochimica Acta, 42 (7), 989–997.

Tomic, J., Behar, F., Vandenbroucke, M., & Tang, Y. (1995). Artificial maturation of Monterey kerogen (Type II-S) in a closed system and comparison with Type II kerogen: implications on the fate of sulfur. Organic Geochemistry, 23 (7), 647–660.

Ungerer, P., Collell, J., & Yiannourakou, M. (2015). Molecular Modeling of the Volumetric and Thermodynamic Properties of Kerogen: Influence of Organic Type and Maturity. Energy Fuels, 29 (1), 91–105.

Van Krevelen, D. W., & Chermin, H. A. G. (1951). Estimation of the free enthalpy (Gibbs free energy) of formation of organic compounds from group contributions. Chemical Engineering Science, 1 (2), 66–80.

Vandenbroucke, M., & Largeau, C. (2007). Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry, 38, 719–833

Zhao, T., Li, X., Zhao, H., Li, M. (2017). Molecular simulation of adsorption and thermodynamic properties on type II kerogen: Influence of maturity and moisture content. Fuel, 190 (15), 198–207.