Origen abiogénico profundo del petróleo: de la evaluación geológica a la teoría física
De wiley.com
Abstracto
[1] La teoría del origen abiogénico abisal del petróleo constituye una parte importante de las teorías científicas modernas que abordan la formación de hidrocarburos. Estas teorías incluyen la identificación de los sistemas naturales de hidrocarburos, los procesos físicos que conducen a su concentración terrestre y los procesos dinámicos que controlan la migración de dicho material hacia los yacimientos geológicos de petróleo. La teoría del origen abiogénico abisal del petróleo reconoce que el gas natural y el petróleo son materiales primordiales de origen profundo que han migrado a la corteza terrestre. Los resultados experimentales y las investigaciones geológicas presentadas en este artículo confirman de forma convincente los principales postulados de la teoría y nos permiten reexaminar la estructura, el tamaño y la distribución de las reservas mundiales de hidrocarburos.
1. INTRODUCCIÓN
[2] El objetivo principal de este artículo es resumir las conclusiones de la ciencia petrolera moderna que tratan la generación, estructura, tamaño y ubicación de los recursos potenciales mundiales de petróleo y gas y proporcionar argumentos convincentes de experimentos de laboratorio y datos geológicos que apoyan la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo. Este documento está organizado de la siguiente manera: la Sección 2 describe los principios de la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo, incluyendo la posibilidad de generación de hidrocarburos en condiciones del manto como lo confirman las características de distribución del petróleo y los resultados experimentales obtenidos. La Sección 3 proporciona evidencia que contradice la migración lateral del petróleo y el gas en su formación de depósito. Las Secciones 4 a 14 dan datos geológicos (estructura, tamaño y ubicación de las reservas mundiales de hidrocarburos) que no pueden explicarse por la hipótesis biótica del origen del petróleo, pero sí por la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo. En la Sección 15 , se presentan consideraciones sobre el potencial petrolero del manto terrestre que confirman la naturaleza inagotable de los recursos de hidrocarburos de nuestro planeta.
[3] Para una perspectiva histórica del debate en torno a esta teoría, remitimos al lector interesado a Glasby [2006] . Nuestra revisión busca respaldar la teoría del origen abiogénico del petróleo abisal. Clark [1934] y la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo [1971] presentan argumentos en contra .
2. PRINCIPIOS DE LA TEORÍA DEL ORIGEN ABISAL ABIOGÉNICO DEL PETRÓLEO Y SU CONFIRMACIÓN EXPERIMENTAL
2.1. Teoría
[4] La teoría del origen abiogénico abisal del petróleo es un extenso cuerpo de conocimiento científico que cubre los siguientes temas: (1) génesis química de las moléculas de hidrocarburos, (2) procesos físicos que conducen a su concentración terrestre, (3) procesos dinámicos que colocan hidrocarburos en depósitos geológicos de petróleo, y (4) la ubicación y producción comercial de petróleo. La teoría del origen abiogénico abisal del petróleo reconoce que el petróleo es un material primordial de origen profundo (manto). Esta teoría, que se ha desarrollado en los últimos 50 años en Rusia y Ucrania, explica que los compuestos de hidrocarburos se generan en el manto de la Tierra y migran a través de fallas profundas hacia la corteza terrestre. Allí forman depósitos de petróleo y gas en cualquier tipo de roca (basamento cristalino, rocas volcánicas y sedimentarias volcanogénicas) y en cualquier tipo de posición estructural. Así, la acumulación de petróleo y gas se considera parte del proceso natural de desgasificación de la Tierra, que a su vez fue responsable de la creación de su hidrosfera, atmósfera y biosfera ( Figura 1 ) [ Kudryavtsev , 1951 ; Kropotkin y Shakhvarstova , 1959 ; Porfir'ev , 1974 ; Krayushkin , 1984 , 1989 ; Chebanenko et al. , 2005 ].
[5] Hasta hace poco, el obstáculo para aceptar la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo era la falta de resultados experimentales confiables y reproducibles que confirmaran la posibilidad de la síntesis de sistemas complejos de hidrocarburos bajo las condiciones del manto superior de la Tierra. Según esta teoría, las siguientes condiciones son necesarias para la síntesis de hidrocarburos: (1) presión y temperatura adecuadamente altas, (2) donantes/fuentes de carbono e hidrógeno, y (3) un entorno de reacción termodinámicamente favorable. Los cálculos teóricos basados en métodos de termodinámica estadística moderna han establecido que (1) la polimerización de hidrocarburos tiene lugar en el rango de temperatura de 600 °C a 1500 °C y a presiones que varían de 20 a 70 kbar [ Kenney et al. , 2002 ] y (2) estas condiciones prevalecen en las profundidades de la Tierra a profundidades de 70 a 250 km [ Carlson et al. , 2005 ] ( Figura 2 ).
[6] Los donantes/fuentes de carbono e hidrógeno son los siguientes: (1) dióxido de carbono (CO₂ ) , grafito, magnesita (MgCO₃ ) y calcita (CaCO₃ ) para el carbono, y (2) agua como fluido supercrítico y grupo hidroxilo en algunos minerales (biotita y moscovita) para el hidrógeno. Todas las sustancias mencionadas anteriormente están presentes en el manto en cantidades suficientes [ Murakami et al. , 2002 ; Isshiki et al. , 2004 ], aunque las estimaciones cuantitativas de su abundancia varían.
[7] La presencia de FeO podría crear un entorno de reacción termodinámicamente favorable (condiciones reductoras). La presencia de FeO en rocas básicas y ultrabásicas del manto superior está documentada [ Anderson , 1989 ].
[8] Por lo tanto, la síntesis abiogénica de hidrocarburos puede tener lugar en las rocas básicas y ultrabásicas del manto superior en presencia de FeO y donantes/fuentes de carbono e hidrógeno. La posible reacción de síntesis en este caso podría presentarse de la siguiente manera: (1) sustancia del manto reducida + gases del manto → sustancia del manto oxidada + hidrocarburos o (2) combinación de radicales químicos (metileno (CH₂ ) y metilo (CH₃ ) ). Diferentes combinaciones de estos radicales definen todas las escalas de hidrocarburos de petróleo y gas, y también causan propiedades análogas y similitud genética de los petróleos de diferentes yacimientos del mundo.
[9] En la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo, la generación de acumulaciones/depósitos de petróleo ocurre en cuatro pasos como sigue: (1) los fluidos de hidrocarburos se generan en el manto superior; (2) donde y cuando las rocas suprayacentes de la corteza terrestre se rompen/fracturan, los fluidos petrolíferos ascienden desde el manto a través de las fallas profundas y sus juntas o fisuras en pluma; (3) la tremenda presión inyecta los fluidos petrolíferos de las fallas y plumas en cualquier roca con espacio poroso (rocas sedimentarias) o fracturado (rocas del basamento); y (4) los fluidos petrolíferos inundan el yacimiento. (Para más detalles, véase la sección 3 ). Estas condiciones favorables para la generación profunda de hidrocarburos no están disponibles en todas partes en el manto. Esto explica la no uniformidad de la acomodación espacial de los depósitos de hidrocarburos en la Tierra.
2.2. Experimentos de laboratorio
[10] Dado que el petróleo se genera a altas presiones y altas temperaturas, se ha diseñado un aparato especial de alta presión que permite investigaciones a presiones de hasta 50 kbar y temperaturas de hasta 1200 °C. El desafío fue establecer las condiciones mencionadas anteriormente en un equipo de alta presión que sea capaz de prevenir la contaminación por aire, esté completamente sellado durante varias horas a presiones de 50 kbar y temperaturas de 1200 °C, y también permita una rápida caída de la temperatura mientras se mantienen altas presiones. Para poder examinar los productos de reacción espontáneos, el sistema debe enfriarse rápidamente para "congelar" su distribución de alta presión y alta temperatura. (Dicho mecanismo es análogo al que ocurre durante los procesos de transporte eruptivo responsables de la estabilidad y la aparición de diamantes en eyectas de kimberlita en la corteza terrestre). La cámara de alta presión que se utilizó en los experimentos está descrita por Nikolaev y Shalimov [1990] . Se utilizaron celdas de reacción de acero inoxidable y platino con un volumen de 0,6 cm 3 . Todos fueron construidos para prevenir la contaminación por aire y para proporcionar impermeabilidad durante y después de cada corrida experimental. La celda de reacción con los componentes iniciales fue colocada en la cámara de alta presión y fue llevada de 1 bar a 50 kbar gradualmente, a una velocidad de 2 kbar/min, y de temperatura ambiente a las temperaturas elevadas de investigación a una velocidad de 100 °C/min. La celda de reacción y la cámara de alta presión se mantuvieron durante al menos una hora a cada temperatura para la cual se tomaron mediciones para permitir que el sistema de hidrocarburos alcanzara el equilibrio termodinámico. Las muestras fueron posteriormente enfriadas a una velocidad de 900 °C/s a 200 °C y de 200 °C a temperatura ambiente durante varios minutos, mientras se mantenía la alta presión de investigación. La presión fue entonces reducida gradualmente a 1 bar a una velocidad de 1 kbar/min. Para los análisis de los productos de reacción se utilizaron el espectrómetro de masas estándar y el cromatógrafo con un desorbedor conectado. Los análisis cromatográficos se llevaron a cabo simultáneamente con dos detectores y tres columnas cromatográficas a temperaturas de desorción de 150°C a 850°C.
[11] Se han realizado experimentos para demostrar la génesis a alta presión de hidrocarburos de petróleo utilizando óxido de hierro sólido (FeO) con una pureza del 99,9 % y mármol (CaCO₃ ) , humedecidos con agua bidestilada. No se admitieron compuestos bióticos ni hidrocarburos en la cámara de reacción. A una presión de 50 kbar y una temperatura de 1200 °C, la síntesis se produce mediante la siguiente reacción:
La mayoría de los experimentos se realizaron con mezclas iniciales para las cuales se habían calculado las abundancias de reactivos para proporcionar la salida máxima de fases de hidrocarburos condensados. Todos los experimentos se llevaron a cabo dos veces y se repitieron 6 meses después para confirmar su fiabilidad y reproducibilidad. Los resultados de los análisis cromatográficos [ Kutcherov et al. , 2002 ] que se muestran en la Tabla 1 indican que las mezclas de los miembros iniciales de alcanos, alquenos e hidrocarburos aromáticos se han obtenido como resultado de reacciones químicas en el sistema CaCO 3 -H 2 O-FeO a presiones de 30–50 kbar y a temperaturas de 900 °C–1200 °C. (Las características de las inclusiones gas-líquido de rocas granitoides del campo petrolífero White Tiger (Vietnam) [ Areshev et al. , 1997 ] presentadas en la Tabla 1 muestran que durante los experimentos de alta presión el sistema desarrolló espontáneamente mezclas de hidrocarburos en la distribución característica del petróleo natural).
[12] Parte de nuestros resultados experimentales fueron confirmados por los experimentos realizados por Scott et al. [2004] . Los autores presentaron observaciones in situ de la formación de hidrocarburos mediante la reducción de carbonatos a las presiones y temperaturas del manto superior. Demostraron que el metano se formó a partir de FeO, CaCO₃ - calcita y agua a presiones entre 50 y 110 kbar y temperaturas entre 500 °C y 1500 °C.
[13] En nuestros nuevos experimentos se comprobaron las siguientes sugerencias: (1) La síntesis de hidrocarburos en condiciones del manto no depende sustancialmente de la forma en la que el carbono participa en una reacción. (2) La tasa de enfriamiento durante los experimentos de alta presión influye significativamente en el contenido de los productos de las reacciones.
[14] En la nueva serie de experimentos, se utilizaron carbono, hierro y agua destilada como sustancias iniciales. Los experimentos se realizaron utilizando el aparato de prensa multiyunque de gran volumen BARS [ Pal'yanov et al. , 1990 ]. Una vista general del aparato se muestra en la Figura 3. El método de experimentos de alta presión de Chepurov et al. [1999] fue similar al método que utilizamos para la cámara de tipo yunque de anillo (CONAC). La celda y la cámara de reacción se mantuvieron durante 30 min a una presión de 50 kbar y una temperatura de 1200 °C. Luego, las muestras se enfriaron a diferentes velocidades (varios segundos, 2 h y 4 h) a temperatura ambiente, mientras se mantenía la alta presión de investigación. Luego, la presión se redujo gradualmente a 1 bar. Luego, la celda de reacción se colocó suavemente en el cromatógrafo para su análisis. El análisis cromatográfico se llevó a cabo a una temperatura de 150 °C. Además de los hidrocarburos, se determinó un contenido de H 2 O, CO 2 y CO. Los resultados del análisis cromatográfico de los productos de las reacciones para tres experimentos realizados a diferentes velocidades de enfriamiento se muestran en la Tabla 2. Los nuevos resultados presentados confirman que la síntesis de hidrocarburos no depende del tipo de donante de carbono. Una caída de la velocidad de enfriamiento conduce a la formación de hidrocarburos más pesados y aumenta la cantidad de hidrocarburos saturados detectados en los productos de reacción. Los resultados experimentales obtenidos por grupos independientes de investigadores en los diferentes laboratorios discutidos anteriormente confirman uno de los principales postulados de la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo: los sistemas complejos de hidrocarburos podrían generarse espontáneamente en las profundidades de la Tierra bajo las condiciones del manto superior.
3. FORMACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Y GAS A LA LUZ DEL ORIGEN ABIOGÉNICO DEL PETRÓLEO
[15] La teoría del origen abiogénico abisal del petróleo niega la migración lateral del petróleo y el gas en sus yacimientos a menos que exista un movimiento de fluido hidrodinámico (hidráulico). Las fuerzas capilares que están relacionadas con el radio de poro y con la tensión superficial a través de la interfaz petróleo-agua (o gas-agua) (el proceso se describe mediante la ecuación de Laplace) son, generalmente, 12-16 mil veces más fuertes que las fuerzas de flotabilidad del petróleo y el gas (según la ecuación de Navier-Stokes) en los medios naturales porosos y permeables del subsuelo. Esto fue confirmado por los respectivos experimentos de modelado [ Krayushkin , 1967 , 1989 ]. En estos experimentos, se inyectó gas natural en la parte inferior de arenas saturadas de agua colocadas en un tanque transparente, un modelo de un lecho de gas. En todos los experimentos, el gas inyectado permaneció en la parte inferior del tanque. Nunca se observó migración de gas hacia arriba. El cambio en la porosidad de la arena en un amplio rango no influyó en los resultados de los experimentos. Esto también fue respaldado por la práctica de construir depósitos de gas subterráneos en arenas y areniscas saturadas de agua, ya sean inclinadas u horizontales. El gas natural inyectado en el depósito permaneció alrededor del pozo inyectado. En este caso, tampoco se observó migración de gas hacia arriba. Según la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo, los yacimientos de petróleo y gas se originan de la siguiente manera: ascendiendo desde las zonas de la subcorteza a través de fallas profundas y sus diaclasas o fisuras, el fluido petrolífero del manto se inyecta a alta presión en cualquier roca y se distribuye allí. La composición de hidrocarburos de las acumulaciones de petróleo y gas formadas de esta manera depende de la velocidad de enfriamiento de los fluidos durante su inyección en las rocas de la corteza terrestre. Cuando y donde se detiene el suministro adicional de hidrocarburos inyectados desde el manto, los fluidos no se mueven más hacia ninguna forma de la corteza terrestre (anticlinal, sinclinal y lechos horizontales e inclinados) sin que se reinicie la inyección de los fluidos petrolíferos abisales.
[16] La evidencia más convincente del mecanismo mencionado anteriormente de las formaciones de depósitos de petróleo y gas es la existencia de campos de gas gigantes como Deep Basin ( Figura 4 ), Milk River y San Juan. Están ubicados en Alberta, Canadá, y Colorado, Estados Unidos. La formación de estos campos de gas gigantes cuestiona la existencia de cualquier migración lateral de petróleo y gas durante el proceso de acumulación de petróleo y gas. Esos campos de gas gigantes ocurren en sinclinales donde el gas debe generarse pero no acumularse, de acuerdo con la hipótesis del origen biótico del petróleo y la migración controlada hidrodinámicamente. Los volúmenes de gas gigantes (12,5 × 10 12 m 3 en Deep Basin, 935 × 10 9 m 3 en San Juan y 255 × 10 9 m 3 en Milk River) se concentran en las argilitas, arcillas y lutitas impermeables, compactas y de grano muy fino, y en areniscas y limolitas compactas. Estas rocas suelen aceptarse como rocas generadoras y rocas de sello en la geología petrolera, pero no son reconocidas universalmente como rocas reservorio de petróleo y gas natural. Todas las rocas compactas saturadas de gas se gradúan en dirección ascendente hacia acuíferos de grano grueso, altamente porosos y permeables, sin barreras tectónicas, litológicas ni estratigráficas visibles que impidan la migración de gas en dirección ascendente. Por lo tanto, los enormes volúmenes de gas de los yacimientos mencionados poseen una flotabilidad considerable, pero esta nunca supera la resistencia capilar en los poros de las rocas reservorio saturadas de agua.
[17] La existencia de los yacimientos de gas gigantes antes mencionados indica lo siguiente:
[18] 1. Los modelos de migración lateral del petróleo y el gas en la formación de sus yacimientos no son consistentes con las leyes clásicas de la física que describen la relación entre las fuerzas capilares y de flotabilidad del petróleo y el gas en los medios porosos naturales. El mecanismo de separación de fases y la innegable presencia de contactos fluidos se debe al fenómeno capilar. Este es un tema de la ingeniería petrolera, por lo que no lo consideramos en detalle en nuestro artículo.
[19] 2. Estos campos se formaron como resultado de la migración del fluido petrolífero del manto desde las profundidades a la superficie de la Tierra.
4. GAS NATURAL Y PETRÓLEO EN LOS RECIENTES CENTROS DE EXPANSIÓN DEL FONDO MARINO
[20] El petróleo de origen abiogénico abisal y su emplazamiento en la corteza terrestre pueden producirse en los recientes centros de expansión del lecho marino en los océanos. Las rocas ígneas ocupan el 99 % de la longitud total (55 000 km) de ellas, mientras que el espesor de la cubierta sedimentaria sobre los centros de expansión no supera los 450-500 m [ Rona , 1988 ]. Además, los sistemas hidrotermales conveccionales del subsuelo descargan agua caliente (170 °C-430 °C) a través de las “fumareras” blancas y negras del fondo marino. Hasta ahora, se han identificado y estudiado más de 100 sistemas hidrotermales de este tipo en expediciones científicas que utilizan submarinos como Alvin , Mir , Nautile y Nautilus en los océanos Atlántico, Pacífico e Índico. Sus observaciones relativas al origen abiogénico profundo del petróleo son las siguientes:
[21] 1. Las fumarolas de fondo de los valles del rift de aguas profundas expulsan agua caliente, metano, otros gases y fluidos derivados del petróleo. Se han descubierto columnas de gas activas de 800 a 1000 m de altura, expulsando metano, cada 20 a 40 km entre los 12°N y los 37°N a lo largo de la Dorsal Mesoatlántica (MAR) a lo largo de 1200 km. Los sitios de MAR, la geotravesía transatlántica (TAG) (26°N), Snake Pit (23°N), Logatchev (14°45′N), Broken Spur (29°N), Rainbow (37°17′N) y Menez Gwen (37°50′N), son los más interesantes.
[22] 2. En el sitio Rainbow, donde los afloramientos del fondo están representados por rocas ultramáficas de origen mantular, se demostró la presencia de las siguientes sustancias (por cromatografía/espectrometría de masas): CH4 , C2H6 , C3H8 , CO, CO2 , H2 , H2S y N2 , así como petróleo constituido por alcanos n - C16 – n - C29 junto con alcanos ramificados y diaromáticos [ Charlou y Donval , 1993 ; Charlou et al. , 2002 ]. La ciencia contemporánea aún no conoce ningún microbio que realmente genere alcanos n - C11 – n - C22 , fitán, pristán e hidrocarburos aromáticos.
[23] 3. En el sitio TAG, no se encontraron sedimentos de fondo, rocas sedimentarias [ Simoneit , 1988 ; Thompson et al. , 1988 ], materia orgánica enterrada ni rocas madre. El fluido hidrotermal es demasiado caliente (290 °C–321 °C) para la presencia de microbios. Existen tapetes de Beggiatoa, pero solo se encontraron a cierta distancia de las fumarolas.
[24] 4. Los sistemas hidrotermales submarinos activos producen depósitos de minerales de sulfuro metálico a lo largo de la Dorsal del Pacífico Oriental (EPR). A 13°N, el eje de la EPR está libre de sedimentos, pero en esta zona se encuentran hidrocarburos alifáticos en fluidos hidrotermales calientes de las fumarolas negras. En los minerales de sulfuro metálico se han identificado metano y alcanos con un número superior a n - C₂₄ , con un predominio de átomos de carbono impares [ Simoneit , 1988 ].
[25] 5. Las acumulaciones de petróleo han sido estudiadas por el submarino Alvin y por la perforación marina profunda en el Golfo de California (la Cuenca de Guaymas) y en la Depresión de Escanaba en la Dorsal de Gorda [ Gieskes et al. , 1988 ; Koski et al. , 1988 ; Kvenvolden y Simoneit , 1987 ; Lonsdale , 1985 ; Peter y Scott , 1988 ; Simoneit , 1988 ; Simoneit y Lonsdale , 1982 ; Thompson et al. , 1988 ] del Océano Pacífico. Estos sitios están cubiertos por sedimentos. Sin embargo, los fluidos de petróleo identificados allí son de origen hidrotermal según Simoneit y Lonsdale [1982] , y aún no se han identificado rocas generadoras allí.
[26] 6. En cuanto a otros sitios alrededor del mundo, las investigaciones científicas con submarinos han establecido que las columnas de metano ocurren sobre las fumarolas del fondo marino u otros sistemas hidrotermales en el Mar Rojo, cerca de las Islas Galápagos, en las fosas de aguas profundas de las Marianas y Tonga, en el Golfo de California, etc. [ Baker y otros , 1987 ; Blanc y otros , 1990 ; Craig y otros , 1987 ; Evans y otros , 1988 ; Horibe y otros , 1986 ; Ramboz y otros , 1988 ]. También se ha conocido metano no biogénico (10 5 –10 6 m 3 /año) liberado desde una grieta submarina frente a Jamaica [ Brooks , 1979 ]. Una investigación reciente a lo largo de la dorsal mesoatlántica, a 2300 millas al este de Florida, confirma que los fluidos ricos en hidrógeno que se liberan en el fondo del océano Atlántico en el campo hidrotermal Lost City se produjeron por una síntesis abiótica de hidrocarburos en el manto de la Tierra [ Proskurowski et al. , 2008 ]. Cuantitativamente hablando, los centros de expansión del fondo marino pueden liberar 1,3 × 10 9 m 3 de hidrógeno y 16 × 10 7 m 3 de metano anualmente [ Welhan y Craig , 1979 ].
[27] Los datos analizados en esta sección confirman lo siguiente: (1) las rocas fuente que representan el volumen de ventilación de petróleo descrita no están disponibles y (2) los fluidos de gas natural y petróleo en los recientes centros de expansión del fondo marino pueden explicarse como resultado de la migración vertical de los fluidos del manto.
5. GAS NATURAL Y FLUIDOS DE PETRÓLEO EN LOS ESCUDOS CRISTALINOS PRECÁMBRICOS
[28] Evidencia adicional que confirma el origen abiogénico del petróleo abisal es una presencia abundante de gas natural y fluidos de petróleo en los escudos cristalinos precámbricos (escudos africanos, bálticos, canadienses, groenlandeses, chino-coreanos y ucranianos) sin rocas generadoras alrededor, como se indica a continuación.
5.1. África
[29] Se ha observado una abundante presencia de gas natural en las rocas ígneas y metamórficas cristalinas precámbricas del cratón de Caapvaal, Sudáfrica. En muchas minas de oro del distrito minero de Witwatersrand, se detecta abundantemente gas natural en rocas cristalinas arcaicas que llenan un antiguo foso. Hasta 1958, se registraron más de 190 explosiones de gas de hidrocarburo en solo una de las minas mencionadas anteriormente. La cantidad total de metano producida a través del sistema de ventilación de estas minas supera los 5 × 10 8 m 3 /año [ Hugo , 1963 ]. En 2004-2006, se descubrieron los campos petrolíferos Kingfisher, Mputa y Waraga en la costa oriental del lago Alberto en Uganda ( Figura 5 ). Los recursos petrolíferos "in situ" de estos campos petrolíferos son de 210 × 10 6 t [ Patton et al. , 1995 ]. Alrededor del lago Alberto sólo hay rocas cristalinas precámbricas y arcillas cuaternarias.
5.2. Región del Báltico
[30] En el Escudo Báltico, a 240 km al noroeste de Estocolmo, se descubrió petróleo a una profundidad de 2883 m en el pozo 1 Stenberg y a una profundidad de ∼6800 m en el pozo 1 Gravberg. Ambos pozos se perforaron únicamente en granitos precámbricos [ Aldhous , 1991 ; Brown , 1991 ]. Todas las rocas ígneas precámbricas del segmento Kola del Escudo Báltico contienen de 90 a 110 g/t de betún similar a la vaselina que consiste en alcanos n - C27 - n - C31 (32% de la masa), así como cicloalcanos y arenos [ Petersilje et al. , 1967 ]. El pozo ultraprofundo 3-SG-Kola que penetra rocas precámbricas descubrió las mismas rocas ígneas saturadas de petróleo en un rango de profundidad de 7004–8004 m [ Oil and Gas Journal , 1991 , 1992a ; Krayushkin , 2000 ].
5.3. Canadá
[31] El influjo de pulso de metano junto con solución saturada de cloruro bajo la presión anormalmente alta (8,1 MPa a la profundidad de 510 m) se encontró en las rocas cristalinas del escudo precámbrico durante el trabajo para aumentar la profundidad de la mina Underseal. Esta mina es muy rica en cobre nativo que se produce en los huecos, intersticios y fracturas de las rocas cristalinas precámbricas cerca del Lago Superior, Ontario, Canadá. En la mina Central Patricia adyacente, que también es rica en minerales de cobre comerciales, las emisiones de metano de las rocas cristalinas arcaicas fueron muy abundantes: se registraron 135 destellos y explosiones de metano en ambas minas durante 1940-1950 [ Tigert , 1951 ]. En el distrito minero White Pine que está situado en la costa de Michigan del Lago Superior, las rocas cristalinas precámbricas que comprenden minerales de cobre en calidad y cantidad comerciales están impregnadas con petróleo crudo líquido. Este crudo se filtra desde fracturas, fisuras y cavernas en la cara, la parte superior y las paredes de la mina de cobre y consiste en el espectro completo y típico de hidrocarburos del petróleo, incluidos los alcanos ópticamente activos, las porfirinas, el fitano y el pristano [ Barghoorn et al. , 1965 ; Kelly y Nishioka , 1985 ].
5.4 Groenlandia
[32] En el oeste de Groenlandia, cerca de la península Nuussuaq, las rocas cristalinas precámbricas del escudo groenlandés están diseccionadas por numerosas fallas e intruidas con basaltos de meseta terciaria. Con un espesor total de más de 6500 m, se superponen regionalmente en las rocas del escudo. En 1993, se perforó un pozo de exploración a una profundidad total (TD) de 448 m. Este pozo penetró en una serie de zonas porosas de basalto e indicó la presencia de petróleo líquido hasta una profundidad de 90 m en basalto. En el este de Groenlandia, donde los basaltos de meseta paleocénica se superponen con la masa rocosa cristalina precámbrica del escudo, se encontró betún líquido en 1992 como una filtración natural activa de petróleo/betún viscoso y pesado. Se filtra desde los basaltos de meseta terciaria expuestos cerca de la base de la almohada de lava paleocénica. Todos los intersticios, huecos y cavidades de lava y basalto están completamente llenos de betún en un área de aproximadamente 1 km a lo largo del rumbo y de varios cientos de metros en sentido longitudinal [ Schiener y Leythaeuser , 1978 ; Requejo et al. , 1989 ; Oil and Gas Journal , 1993a ].
5.5. Región chino-coreana
[33] En el norte de China, el aulacógeno de Yanshan está lleno predominantemente con calizas cristalinas, dolomías y mármoles del Proterozoico Medio y Tardío. Su espesor total supera los 9000 m. La edad isotópica de los carbonatos varía de 800 a 1850 Ma. Aquí se han cartografiado 65 muestras nativas de petróleo líquido y betún sólido en afloramientos de carbonatos cristalinos de Tilin y Vumishan, mientras que la cuarcita basal bituminosa lenticular de Lontangchou (la edad isotópica es de 1000 Ma) se presenta en las rocas cristalinas más antiguas del aulacógeno. En esta cuarcita, la concentración de betún varía del 8% al 15% de la masa. La roca huésped de la cuarcita bituminosa (Formación Zyamalyang) fue intruida con los umbrales de gabro-diabasa (la edad isotópica es de ∼763 Ma). Se considera que el betún de la cuarcita mencionada anteriormente es un residuo o remanente de una antigua acumulación de petróleo que sufrió una termodestrucción durante el período Riphean temprano [ Wang , 1991 ].
5.6. Ucrania
[34] Cubierto predominantemente por estratos terciarios y cuaternarios y expuesto en profundos valles y barrancos fluviales, el escudo precámbrico ucraniano, con una superficie de 200 000 km², constituye un basamento cristalino geológicamente complejo y elevado de la Plataforma de Europa del Este. El macizo rocoso arcaico de dicho escudo consta de anfibolitas, apoporfiritas, calcífiras, esquistos cristalinos, dioritas, cuarcitas ferríferas, gneises y gneises grafíticos, granitos, mármoles, metaconglomerados, metasandstones y cuarcitas intrusionadas con cuerpos rocosos ígneos del Proterozoico, como los plutones de Korosten, Korsun-Shevchenko, cerca del mar de Azov y Novomirgorod. El complejo cristalino proterozoico del escudo se distribuye ampliamente y comprende anfibolitas, gabro, gabro-noritas, labradoritas, noritas, gneises y gneises grafíticos, granitos, diabasas, carbonatitas, calcífiras, esquistos cristalinos, cuarcitas ferríferas, felsitas, leptitas, mármoles, metasandstones, tobas y ultrabasitas alcalinas. Tanto las rocas arqueanas como las proterozoicas aquí tienen indicaciones de fluidos de petróleo en grandes áreas. Se observó petróleo crudo líquido en fisuras y fracturas de anfibolitas y muestras de núcleos de granito recuperadas de varios pozos a una profundidad de 380–900 m en el área noreste del escudo ucraniano [ Porfir'ev et al. , 1977 ]. Como lo indica la cromatografía de gases de muestras de mezclas de gases de rocas precámbricas pulverizadas del escudo ucraniano, contienen entre 0,001 y 0,204 cm 3 /g de metano [ Semenenko et al. , 1985 ].
5.7. Conclusiones
[35] Los ejemplos analizados en las secciones 5.1 a 5.6 indican que (1) se han encontrado indicios/depósitos de petróleo en escudos cristalinos precámbricos en todo el mundo, (2) la presencia de depósitos de petróleo y gas en los escudos cristalinos precámbricos sin rocas sedimentarias no se puede explicar desde el punto de vista tradicional del origen biótico del petróleo, y (3) el fluido petrolífero del manto podría ser la única fuente posible de depósitos de petróleo en los escudos cristalinos precámbricos.
6. INCLUSIONES DE FLUIDOS DE PETRÓLEO EN MINERALES DE ROCAS ÍGNEAS Y OTRAS ROCAS CRISTALINAS
6.1. Victoria, sureste de Australia
[36] Los basaltos alcalinos del Pleistoceno de Victoria (SE de Australia) se encuentran en el extremo sur del cinturón basáltico del Mesozoico Reciente. Contienen xenolitos del manto. Se trata de lherzolitas de espinela con numerosas inclusiones de fluidos primarios que contienen hasta 6 g/t de hidrocarburos alifáticos con valores medidos de δ⁻⁶C de −28,9 ‰ [ Sugisaki y Mimura , 1994 ].
6.2. Rusia y Ucrania
[37] Las lherzolitas del reciente cinturón del Rift del Baikal son ricas en inclusiones de fluidos primarios, cuya concentración de metano se informó en el nivel de 3 g/kg (VS Zubkov, Heavy hydrocarbons in mantlean fluid of the Earth, sinopsis de la tesis preparada por el Dr. Ph., AP Vinogradov Institute of Geochemistry, Russian Academy of Sciences, Irkutsk, 2005). Se encontraron alcanos C1 - C6 con concentraciones de 4,09 a 63,35 L/t en inclusiones de fluidos primarios de albita, apatita, nefelina, esfena (titanita), aegirina y eudialita del gabro de olivino-titanio-augita y urtitas en Siberia oriental [ Petersilje et al. , 1967 ]. En las montañas Pamir se encontró betún en los xenolitos del manto incrustados en rocas ígneas. Aquí también se presentan inclusiones de fluidos primarios en xenolitos de piroxenitas de granate (rocas del manto), rocas de chimeneas de explosión y diques de fergusita-pórfidos o tinguaítas (derivados del magma del manto), anfibolitas, granitos, hiperbasitas, charnoquitas, granulitas básicas y eclogitas (capa de granulita-basita). La concentración promedio de fluido de petróleo de las inclusiones de fluidos primarios varía entre 6 y 8 g/t, disminuyendo regularmente desde el manto terrestre hasta la capa de granito/gneis. Esto evidencia el origen abisal no biogénico del betún [ Mogarovski et al. , 1980 ]. En Ucrania, las inclusiones fluidas primarias de cuarzo pegmatita comprenden alcanos n -C 1 – n -C 4 en los plutones Korosten, Korsun-Shevchenkovo y Novomirgorod de la era Proterozoica del escudo ucraniano (ZI Kovalishin, Investigaciones geoquímicas de los gases de origen abisal en inclusiones en minerales, sinopsis de la tesis preparada por el Dr. Ph., Instituto de Geología y Geoquímica de Minerales Combustibles, Lvov, Ucrania, 1986).
6.3. Antártida
[38] La dorsal Shackleton de la Antártida oriental es rica en rocas sedimentarias volcanogénicas supracorticales precámbricas y sus formas metamórficas zonales (series faciales cianita-sillimanita). Las inclusiones fluidas primarias de 13 muestras de cristales de granate de parametamorfitas de la dorsal Shackleton comprenden metano e hidrocarburos pesados [ Prasolov et al. , 1986 ]. Los xenolitos del manto encontrados en las lavas cuaternarias del volcán Monte Erebus [ Sugisaki y Mimura , 1994 ] (isla Ross, Antártida oriental) son dunitas, garzburgitas y piroxenitas. El contenido de gas de sus inclusiones fluidas de hidrocarburos primarios es de 0,2–1,0 g/t.
6.4. África
[39] Las inclusiones de fluidos primarios de petróleo (PFI) se reportan con frecuencia en las rocas de escudo precámbricas del suroeste de África. Las PFI de cuarzo contienen CH4, C2H6, C3H8 , CO , CO2 , H2O , H2 , N2 y petróleo crudo pesado tipo vaselina [ Kvenvolden y Roedder , 1971 ; Walter et al. , 1996 ]. Este petróleo es geoquímicamente prominente porque tiene una concentración extraordinariamente alta de hidrocarburos isoprenoides. Las inclusiones de fluidos primarios de este petróleo comprenden cantidades idénticas de moléculas de hidrocarburos con sus números de átomos de carbono pares e impares, así como los isoprenoides no cíclicos, pristano, fitano y farnesano.
6.5. Escudo brasileño y escudo báltico
[40] Los basaltos de la era mesozoica que se abren paso a través de las rocas cristalinas precámbricas del escudo brasileño (Santa Catarina) no están meteorizados; son pobres en fracturas; y ricos en geodas, huecos e intersticios llenos de petróleo crudo líquido [ Powers , 1932 ]. Algo similar también se encontró en el Escudo Báltico, Suecia. Aunque no hay rocas sedimentarias en o alrededor del área de Arendal, los diques de dolerita (la temperatura de cristalización es más de 1000 °C–1200 °C) que intersecan los gneises arcaicos tienen muchos intersticios y huecos amigdaloides llenos de petróleo líquido de n -C 10 – n -C 22 alcanos con alguna mezcla de hidrocarburos isoprenoides. Evans et al. [1964] han concluido que este petróleo es indudablemente de origen no biogénico.
6.6. Estados Unidos
[41] Matson y Muenow [1984] estudiaron los volátiles en anfíboles de los xenolitos del manto, Trono de Vulcano, Gran Cañón, Arizona, Estados Unidos. Los anfíboles allí contienen CH 4 , C 2 H 4 , C 3 H 8 y los hidrocarburos más pesados. Las concentraciones de metano varían de 200 a 500 g/t. Los hidrocarburos mencionados anteriormente tienen δ 13 C igual a −26,0‰ ± 0,5‰ que es típico para el carbono no carbonatado en rocas ígneas ultramáficas donde δ 13 C varía de −22,2‰ a −27,1‰. Según experimentos, los xenolitos que contienen anfíboles cristalizan a una profundidad de 65 km.
[42] Sugisaki y Mimura [1994] realizaron el estudio más exhaustivo sobre la presencia de petróleo en poros, cavidades, huecos, intersticios, cavernas, fracturas, fisuras e inclusiones de fluidos primarios presentes en basaltos, gabros, granitos, peridotitas y sus xenolitos del manto. Una colección de estas rocas consistió en 227 muestras de todo el mundo. Todas las muestras contienen CH₄ , mientras que las ultramáficas también contienen alcanos n - C₁₄ – n - C₃₄ con concentraciones totales de 0,1–2,3 g/t y δ₁₃C = −23‰ a −28,9‰.
6.7. Conclusiones
[43] Los ejemplos mostrados en las secciones 6.1 – 6.6 muestran lo siguiente: (1) El contenido de fluido de petróleo de las rocas del manto, incluidas las inclusiones primarias, se formó en las condiciones del manto de la Tierra. (2) La presencia de hidrocarburos complejos en las rocas del manto confirma que el origen abisal abiogénico de los hidrocarburos es una realidad. (3) El contenido de CO, CH 4 y otros hidrocarburos en los xenolitos que contienen anfíboles indica que en ciertas partes del manto superior podrían tener lugar las condiciones de reducción favorables necesarias para la síntesis no abiótica de hidrocarburos [ Matson y Muenow , 1984 ].
7. BETÚN E HIDROCARBUROS EN DIAMANTES NATIVOS, CARBONADO Y KIMBERLITAS
[44] La presencia de betún e hidrocarburos en diamantes nativos, carbonado y kimberlitas podría considerarse evidencia que confirma el origen del petróleo abisal. Al estudiar los diamantes nativos, carbonado y kimberlitas al microscopio, numerosos científicos de diversos países han descubierto numerosas inclusiones fluidas primarias que se han abierto gracias a métodos específicos. El contenido fluido de las inclusiones fluidas primarias se ha recuperado sin contaminación y se ha estudiado mediante espectrometría de masas/cromatografía de gases. Los resultados de estas investigaciones, realizadas con muestras de África, Asia, Europa, América del Norte y del Sur, pueden resumirse de la siguiente manera.
[45] Las minas productoras de diamantes bien conocidas como las minas Dan Carl, Finsh, Kimberley y Roberts Victor están ubicadas en las chimeneas de kimberlita de Sudáfrica. Allí, el escudo africano se caracteriza por las notables dislocaciones disyuntivas y el magmatismo no orogénico que han producido un gran número de intrusiones de carbonatita y kimberlita y chimeneas de explosión en el área alrededor del lago Tanganyika, el lago Malawi y el lago Victoria entre 70 y 3000 Ma [ Irvine , 1989 ]. Estos lagos están en el Gran Valle del Rift de África Oriental. Los márgenes del valle y los bordes disyuntivos consisten en las rocas cristalinas del escudo africano. Doscientas cincuenta y ocho muestras de diamantes de esta área se han investigado bajo el microscopio [ Deines et al. , 1989 ]. La investigación ha demostrado la presencia de inclusiones de fluidos primarios en todas las muestras investigadas. Estas muestras se desintegraron en pequeñas partículas en un vacío de ∼1,3 × 10−6 Pa y 200 °C. Se recibió la mezcla de gases de cada muestra. Los estudios de espectrometría de masas/cromatografía de gases de las mezclas se muestran en la Tabla 3. Se detectaron los mismos hidrocarburos y mezclas de gases en diamantes naturales del Congo, Brasil [ Melton y Giardini , 1974 ] y Zaire [ Giardini et al. , 1982 ] ( Tabla 3 ).
[46] Se estudió la composición de las inclusiones fluidas primarias mediante espectrometría de masas en siete diamantes nativos de Arkansas. El resultado de la investigación confirmó la presencia de diferentes tipos de hidrocarburos en todas las muestras ( Tabla 3 ) [ Melton y Giardini , 1974 ].
[47] En Brasil, las inclusiones de fluidos primarios carbonatados comprenden un conjunto de hidrocarburos pesados ( Tabla 3 ). El piropo (Mg3Al2 ( SiO4 ) 3 ) y el olivino, que se recuperaron de cristales de diamante y kimberlitas de las chimeneas diamantíferas orientales Mir, Ruslovoye y Udatchnoye, en Siberia oriental, Rusia, contienen varios hidrocarburos diferentes ( Tabla 3 ) [ Kulakova et al. , 1982 ; Kaminski et al. , 1985 ].
[48] Según Makeev e Ivanukh [2004] , se encontraron y estudiaron entre 9 y 27 formas de películas metálicas sobre las caras cristalinas de diamantes de Brasil y de los diamantes de Timan Medio, Ural y Vishera en la parte europea de Rusia. Estas películas consisten en aluminio, cadmio, calcio, cromo, cerio, cobre, oro, hierro, lantano, plomo, magnesio, neodimio, níquel, paladio, plata, estaño, titanio, iterbio, itrio, zinc, circonio y metales preciosos que incluyen incluso Au 2 Pd 3 . El espesor de estas películas es de fracciones de un micrómetro a varios micrómetros. Estas películas son la evidencia del crecimiento de diamantes a partir de carbono disuelto en la masa fundida de oro y paladio [ Makeev e Ivanukh , 2004 ]. El grosor de los cristales de diamante en las chimeneas de kimberlita y lamprófira depende del tamaño de las gotas de metal precioso en la zona respectiva, en el manto superior, de transición e inferior de la Tierra.
[49] La investigación de inclusiones de fluidos primarios en diamantes ha demostrado la presencia de betún en los diamantes. Las inclusiones primarias preservadas en diamantes naturales son inclusiones de betún y contienen hidrocarburos del manto. Esto es evidencia de que los materiales de origen para la síntesis abisal y natural de diamantes fueron los fluidos de hidrocarburos que han saturado el manto de desgasificación y han permitido que los silicatos del manto se reduzcan a metales nativos. Los diamantes naturales de Brasil fueron muestreados del campo de chimenea de kimberlita Juine de Mato Grosso, Brasil. Las kimberlitas Juine del Cretácico Tardío contienen cinco asociaciones minerales relacionadas con las diferentes facies y profundidades que se reflejan en la Tabla 4. Uno de los diamantes Juine muestreados cerca de Sao Luis Creek fue el diamante del manto inferior y comprendía las inclusiones de fluidos primarios con los betunes del manto inferior [ Makeev e Ivanukh , 2004 ].
[50] Se analizaron los valores de δ¹³C para 213 diamantes de diferentes tubos. Los valores de δ¹³C oscilaron entre −1,88‰ y −16‰ [ Deines et al. , 1989 ]. Las peculiaridades químicas e isotópicas de los diamantes naturales reflejan los diferentes medios y entornos del manto. Los diamantes con δ¹³C de −15 ‰ a −16‰ provienen de la región a menor profundidad que los diamantes naturales con δ¹³C de −5 ‰ a −6‰.
[51] De esta sección, concluimos lo siguiente: (1) No hay duda de que los diamantes, carbonados y kimberlitas se forman a grandes profundidades. (2) La presencia de inclusiones de hidrocarburos primarios inhibidos en diamantes, carbonados y kimberlitas atestigua que los fluidos del manto de hidrocarburos fueron un material para la síntesis de estos minerales en el manto. (3) La presencia de fluidos de hidrocarburos abióticos en el manto de la Tierra es evidencia científicamente probada.
8. PETRÓLEO EN CRÁTERES DE IMPACTO DE METEORITOS
[52] Las reservas de petróleo en cráteres de impacto de meteoritos poseen un gran potencial. Actualmente, se han identificado unos 170 cráteres de impacto de meteoritos en todos los continentes y en el fondo oceánico mundial. Entre ellos, hay gigantes con diámetros de varios cientos de kilómetros. La fracturación por impacto puede ocurrir a profundidades de 35 a 40 km y penetrar en el manto terrestre. Los parámetros de los cráteres de impacto de meteoritos más grandes se muestran en la Tabla 5 [ Masaitis et al. , 1980 ; Carter y Campbell , 1990 ; Hildebrand y Boynton , 1990 ; Kerr , 1990 ; Donofrio , 1998 ; Oil and Gas Journal , 2006f ].
[53] Las fracturas de impacto son el resultado de impactos de asteroides, bólidos y cometas en la Tierra. Cuando un objeto cósmico masivo impacta la superficie de la Tierra con una velocidad en el rango de 15 a 70 km/s, se produce una explosión. Un meteorito con una densidad de 3500 kg/m³ , masa de 2,5 × 10¹⁻¹ g, velocidad de 20 km/s y diámetro de 500 m durante el momento del impacto libera 5 × 10¹⁻¹ J de energía cinética. Esto equivale a una explosión de 12 × 10¹⁻¹ t de TNT. Un impacto de meteorito de este tipo genera un cráter de impacto de 10–15 km de diámetro [ Masaitis et al. , 1980 ; Donofrio , 1981 ; Kyte et al. , 1988 ; Margolis et al. , 1991 ]. Según experimentos dedicados a los mecanismos y modelos de craterización en el medio terrestre, el impacto ultrarrápido genera temperaturas de 3000 °C y presiones de 600 a 900 kbar en rocas de diferentes composiciones, generando su desintegración, pulverización, vaporización/exhalación, oxidación y transformación hidrotermal. Como resultado de los eventos y procesos mencionados, el impacto de un meteorito (cometa) transforma cualquier roca no reservorio en una roca reservorio porosa y permeable [ Curran et al. , 1977 ; Masaitis et al. , 1980 ; Donofrio , 1981 ].
[54] Se encontraron reservas de petróleo en rocas carbonatadas, areniscas y graníticas de cráteres de impacto de meteoritos terrestres y marinos en todo el mundo [ Donofrio , 1998 ; Oil and Gas Journal , 2006f ] ( Tabla 5 ). Los granitos componen el basamento cristalino de los cráteres de impacto de meteoritos, mientras que los carbonatos y las areniscas componen el relleno sedimentario del cráter. Su profundidad de producción se determina de 61 a 5185 m; la producción total es de 4,8 a 333.879 m³ / d de petróleo y de 7363 m³ / d a 39,6 × 10 6 m³ / d de gas; y las reservas probadas totales son de 15.899 m 3 a 4.770 × 10 6 m 3 de petróleo, 48 × 10 6 m 3 de condensado y de 56,6 × 10 6 a 424,8 × 10 9 m 3 de gas [ Donofrio , 1998 ].
[55] El cráter de impacto de meteorito más rico en petróleo, Cantarell, se encuentra en México. Su producción acumulada supera los 1,1 × 10⁻¹ m³ de petróleo y los 83 × 10⁻¹ m³ de gas . Las reservas remanentes recuperables actuales equivalen a 1,6 × 10⁻¹ m³ de petróleo y 146 × 10⁻¹ m³ de gas en tres zonas productivas. Actualmente producen 206 687 m³ / d de petróleo, y el 70 % se recupera únicamente de la brecha carbonatada. (Cabe destacar que un estudio de ingeniería petrolera actual indica reservas remanentes significativamente menores que las calculadas anteriormente). Su porosidad es del 8 % al 12 % y la permeabilidad, de 3000 a 5000 mdarcy. Esta brecha, que se encuentra en el límite entre el Terciario y el Cretácico, está relacionada genéticamente con el cráter de impacto de Chicxulub, cuyo diámetro se mide actualmente en 240 km [ Grajales-Nishimura et al. , 2000 ].
[56] Calculando con una porosidad, permeabilidad y saturación de agua promedio de la brecha sobre el cráter y los lechos rocosos fracturados de la corteza terrestre cristalina debajo del cráter junto con las rocas que rodean el cráter, el potencial petrolero de un solo cráter de impacto de meteorito con un diámetro de 20 km puede exceder las reservas totales probadas de petróleo y gas del Medio Oriente [ Donofrio , 1981 ]. Donofrio [1981] también estima que durante los últimos 3000 millones de años, el bombardeo de meteoritos y cometas de la Tierra debe haber creado 3060 cráteres de impacto de meteoritos en tierra de diámetros similares. Krayushkin [2000] calcula que 7140 cráteres de impacto de meteoritos submarinos pueden ser iguales a ∼12 × 10 14 m 3 de petróleo y 7,4 × 10 14 m 3 de gas. El petróleo y el gas en los cráteres de impacto de meteoritos no pueden ser biogénicos ya que (1) todas las rocas fuente intercráteres se destruyen, desintegran, funden y pulverizan junto con todas las demás rocas en el lugar del impacto del meteorito [ Masaitis et al. , 1980 ] y (2) después del impacto no se permite ninguna migración lateral de petróleo desde las zonas sin cráter hacia el cráter a través de elevaciones de anillos concéntricos de 100 a 300 m de altura y trincheras de anillos concéntricos de 100 a 300 m de profundidad que rodean la elevación central del cráter.
9. POTENCIAL PETROLERO COMERCIAL DE ROCAS VOLCÁNICAS Y VOLCANO-SEDIMENTARIAS
[57] Los depósitos comerciales de petróleo y gas no solo se encuentran en rocas sedimentarias. En esta sección se discute la importancia comercial de las acumulaciones de petróleo en rocas volcánicas y complejos de lechos volcano-sedimentarios. Estas acumulaciones de petróleo podrían dividirse en dos grupos: depósitos en volcanes enterrados y acumulaciones que ocurren en las capas enterradas de aglomerados volcánicos. Hay 46 volcanes enterrados productores de petróleo y gas en todo el mundo ( Tabla 6 ). Pero con mayor frecuencia, las acumulaciones comerciales de petróleo y gas ocurren en las capas enterradas de aglomerados volcánicos, cenizas, lapilli, andesitas, basaltos, doleritas y otras volcanitas, así como en las masas rocosas que consisten en lechos sedimentarios que se intercalan con rocas volcánicas. Se encontraron en 79 cuencas sedimentarias de 38 países alrededor del mundo. Entre esas acumulaciones, hay 35 gigantes y supergigantes, incluyendo ocho campos de gas, cuatro campos de gas y petróleo, y 23 campos de petróleo. En la Tabla 7 se presenta una breve información sobre estos depósitos gigantes .
[58] Los datos se tomaron de Powers y Behre [1932] , Waldschmidt [1948] , Kertai [1959] , Belov et al. [1961] , Pletikapić et al. [1964] , Bagiryan et al. [1965] , Brognon y Verrier [1966] , Wopfner [1966] , Vysotski [1968a , 1968b] , Lindtrop et al. [1970] , Pippin [1970] , Vercellino y Rigo [1970] , Williams et al. [1975] , Oil and Gas Journal [1971] , Oilweek [1971] , Gas World [1971] , Nesterov et al. [1971] , Čverčko y Rudinec [1972] , Rudinec y Tereska [1972] , Jankŭ [1972] , Karović et al. [1973] , Soeparjadi y Slocum [1973a , 1973b , 1973c] , Soeparjadi et al. [1975] , Hopkinson y Nysaether [1975] , Krayushkin [1975 , 1984 , 2000] , Selley [1975] , Watson y Swanson [1975] , Alekseeva et al. [1976] , McCaslin [1976] , Vysotski [1976a , 1976b] , Zhuravlev et al. [1973] , Porfir'ev et al. [1977] , Porfir'ev y Klochko [1982] , Katz [1979] , Scott [1979] , Sanford [1980] , P'an [1982] , Zhabrev [1983] , Tappmeyer [1985] , Lindner [1985], YG Shakhghildyan (Principios geológicos de desarrollo de rocas reservorio de tipo vulcanógeno en los campos Samgori-Patardzeuli y Muradkhanly, sinopsis de la tesis preparada por el Dr. Ph., Instituto de Geología y Desarrollo de Minerales Combustibles, Moscú, 1985), ZR Gajiev (Evaluación del potencial del petróleo en los lechos del Eoceno de la depresión de Yevlakh-Agjabedin, sinopsis de la tesis preparada por Dr. Ph., Instituto de Ciencias Geológicas, Bakú, Azerbaiyán, 1986), Pieri y Mattavelli [1986] , Maksimov [1987a , 1987b] , Xiaojun [1987] , Ovanesov et al. [1988] , Taylor y cols. [1991] , Hunt et al. [1992] y Rach [2005] .
[59] Las reservas probadas de los yacimientos petrolíferos gigantes y supergigantes mencionados en la Tabla 7 equivalen a un total de 4,1 × 10⁻¹ m³ de gas natural y 10,6 × 10⁻¹ t de petróleo. Estas representan aproximadamente el 6 % de las reservas mundiales probadas de petróleo (180,5 × 10⁻¹ t al 1 de enero de 2007, según Oil and Gas Journal [2006m] ) y el 2,4 % de las reservas mundiales probadas de gas natural (175 × 10⁻¹ m³ al 1 de enero de 2007, según Oil and Gas Journal [2006m]) . ).
[60] En las secuencias volcánicas y volcano-sedimentarias, se encuentran depósitos comerciales de petróleo y gas a profundidades que van desde 187 m (Chapman, Texas, Estados Unidos) hasta 4000 m (campo petrolífero Muradkhanly, Azerbaiyán) [ Sellards , 1932 ; Ovanesov et al. , 1988 ]. Las rocas del yacimiento son andesitas, basaltos, doleritas y otras rocas volcánicas con caudales que varían de 0,13 a 1500 t/d de petróleo y de 1000 a 500.000 m³ / d de gas natural. Se ha producido petróleo con una densidad de 820–893 kg/m³ a partir de serpentinita que llenó el cráter de volcanes enterrados en campos petrolíferos como, por ejemplo, Bacuranao, Guanabo, Jaruco y Santa María en Cuba [ Powers y Behre , 1932 ; Oil and Gas Journal , 2006c ]. La porosidad de las rocas en estos campos petrolíferos varía de una décima de un por ciento a un 22%–36%, la permeabilidad varía de varios m 2 a 2,0 × 10 12 m 2 y el espesor de las zonas productivas de petróleo varía desde 1 a 600 m.
[61] También existen territorios donde se observan con frecuencia indicios de petróleo en las rocas volcánicas expuestas en la superficie terrestre. En la llanura costera del Golfo de México, en la rica región petrolífera de Tampico-Tuxpam (México), existen decenas de miles de filtraciones naturales activas de petróleo y asfalto en andesitas, basaltos, doleritas y otras rocas volcánicas expuestas. También se sabe que la acumulación de petróleo está asociada con depósitos de andesita y basalto o sills de dolerita en campos petrolíferos como Álamo, Chapopote, Ébano, Furbero, Casiano, Los Naranjos, Pánuco, Tlacolula, etc. Desde el 1 de enero de 1976, el gigantesco campo de petróleo y gas de Poza Rica en México ya ha producido más de 330 × 10⁻¹ m³ de petróleo y ∼10⁻¹ × 10⁻¹ m³ de gas natural de capas del Eoceno inferior y Cretácico que habían sido intrusionadas con basaltos de Mecatepec Platón. En general, los basaltos están ampliamente presentes en el Cinturón de Oro Viejo, el distrito petrolero más antiguo de México.
[62] Vercellino y Rigo [1970] y Pieri y Mattavelli [1986] informaron nueve campos de gas comerciales alrededor del volcán Etna, Sicilia, Italia. Los campos de gas Bronte, Casalini, Feudo Grande, Miraclia y Rizzo ( Figura 6 ) han suministrado gas natural a Catania, Cisina, Palermo y otras ciudades y asentamientos en Sicilia durante más de 30 años [ Vercellino y Rigo , 1970 ; Pieri y Mattavelli , 1986 ]. En cuanto al petróleo, los espectáculos de petróleo se asocian regularmente con basaltos, doleritas y piroclastitas (Francavilla, Kozzo Grillo, Likodia Evbea, Modjio, Passero, Paterno, Scikli y Vizzini, cerca del volcán Etna). Una cantidad comercial de petróleo se produce predominantemente a partir de los carbonatos Triásico-Jurásico intrusionados con numerosos diques y vetas de basalto, gabro u otras rocas volcánicas. A veces, los propios cuerpos ígneos intrusivos son rocas reservorio, por ejemplo, como en el campo petrolífero de Raguza [ Kafka y Kirkbride , 1961 ; Vercellino y Rigo , 1970 ].
[63] Se comentó anteriormente que los gases del manto terrestre escapan a través de las serpentinitas en los centros y ejes de expansión recientes del fondo marino del océano mundial. Se pueden observar ultrabásicos similares relacionados con la desgasificación en tres sitios de Turquía, como se indica a continuación:
[64] 1. En la costa mediterránea, a 25 km al suroeste de Iskenderun, en el pueblo de Ekber y alrededor de las altas montañas que están compuestas de serpentinitas, la serpentinita está muy fracturada y las fracturas/fisuras exhalan gases combustibles que han estado ardiendo durante muchos siglos.
[65] 2. Más al sur de Turquía, el macizo ofiolítico de los montes Tauro orientales también es petrolífero cerca del lago Van. Cinco kilómetros al sur de la aldea de Kurzot, el gran cuerpo de serpentinas se encuentra expuesto entre brechas volcánicas, efusivos de color oscuro, calizas recristalizadas y esquistos cristalinos. En un túnel excavado en 1919, se ha producido petróleo crudo en cantidades suficientes para abastecer a toda la flota de barcos del lago Van con el combustible extraído.
[66] 3. Una de las desgasificaciones más intensas del manto terrestre se ha detectado en la costa de la bahía de Antalya, a unos 40 km al sur de la montaña de Antalya. Aquí, el gas natural proviene de las serpentinitas. Este gas contiene un 83 % de metano y un 14 % de etano, y se sabe que arde ininterrumpidamente desde hace 2500 años. Todos los intentos de extinguir la llama han resultado infructuosos. La temperatura de las serpentinitas alrededor del manantial de gas en llamas es muy alta, y es por eso que, incluso si el fuego se extinguiera de alguna manera, una inflamación espontánea lo reavivó [ Powers , 1932 ; Tasman , 1959 ; Dott y Reynolds , 1969 ; Owen , 1975 ].
[67] En cuanto a los volcanes recientes, Markhinin [1985] estableció la presencia de petróleo en productos extrusivos de volcanes activos recientes en Kamchatka y en las Islas Kuriles, Rusia (Avatcha, Bezimyanny, Klyutchevskoy, Shivelutch, Tolbatchik, Uzon, Alaid y Tyatya), así como en la isla de Bali, Indonesia (volcán Agung). Todas las muestras de cenizas volcánicas, bombas y escorias cortadas sin ninguna contaminación externa de los volcanes mencionados anteriormente contenían alcanos n -C 15 – n -C 36 , isoalcanos C 18 –C 26 , cicloalcanos e hidrocarburos aromáticos monocíclicos y policíclicos [ Markhinin , 1985 ].
[68] Numerosos indicios/muestras de petróleo también se registraron en la kimberlita del conducto diamantífero de Udatchnaya (Siberia, Rusia) y en las rocas sedimentarias que la rodean (Cámbrico medio y superior). Aquí el petróleo está presente en forma de líquidos amarillentos, maltas negras y asfalto. El cuerpo de kimberlita también está intensamente saturado con petróleo pesado y betún, que se producen en las zonas fracturadas y brechadas del cuerpo de kimberlita. Este petróleo contiene n -alcanos, 12- y 13-metilalcano, complejos de porfirina, etc. [ Safronov et al. , 2005 ]. Se estimó que las rocas sedimentarias que componían el conducto diamantífero-kimberlítico de Udatchnaya deben haber contenido ∼3,4 × 10 9 t de petróleo antes de degradarse [ Budanov et al. , 1986 ]. Según Goldberg y Makarov [1966], las zonas expuestas a la acción térmica de la fusión de la kimberlita no contenían betún, pero sí eran ricas en petróleo líquido. Por lo tanto, Goldberg y Makarov [1966] están convencidos de que no se observaron indicios de petróleo en el área del yacimiento de kimberlita hasta la formación del conducto: el petróleo y otros hidrocarburos migraron allí durante el período post-Devónico Tardío y pre-Pérmico Tardío; es decir, el petróleo y el gas acumulados allí tras la explosión de la kimberlita no son de origen biótico y migraron desde lejos hacia el espacio fracturado del yacimiento generado por la explosión.
[69] La presencia de yacimientos de petróleo y gas en rocas volcánicas y volcanosedimentarias puede respaldar el origen abiogénico del petróleo donde no existe evidencia geoquímica que confirme la conexión genética entre el petróleo y el gas en rocas volcánicas y cristalinas y las rocas madre correspondientes. Es altamente probable en áreas donde el petróleo se acumuló en rocas volcánicas expuestas en la superficie terrestre sin posibles rocas madre circundantes.
10. YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Y GAS EN EL BASAMENTO CRISTALINO PRECÁMBRICO DE CUENCAS SEDIMENTARIAS
[70] La corteza cristalina de la Tierra es el basamento de 60 cuencas sedimentarias con depósitos comerciales de petróleo y gas en 29 países del mundo. Además, hay 496 campos de petróleo y gas en los que las reservas comerciales se producen parcial o totalmente en las rocas cristalinas de ese basamento. Cincuenta y cinco de ellos están clasificados como campos gigantes (>500 megabarriles (Mbbls)) con 16 campos de gas no asociado, 9 de gas-oil y 30 de petróleo subsaturado entre ellos ( Tabla 8 ). Contienen 9432 × 10 9 m 3 de gas natural y 32.837 × 10 6 t de petróleo crudo, es decir, el 18% de las reservas mundiales probadas totales de petróleo y ∼5,4% de las reservas mundiales probadas totales de gas natural (al 1 de enero de 2007).
[71] En el basamento cristalino , las profundidades de los intervalos productivos varían de 900 a 5985 m. Los caudales de los pozos oscilan entre 1-2 y 2400 m³ / d de petróleo y entre 1000-2000 y 2,3 × 10 6 m³ /d de gas. El espesor de la capa productiva en un basamento cristalino es muy variable. Es de 320 m en los campos Gómez y Puckett, Estados Unidos; 680 m en Xinglontai, China; y 760 m en el flanco norte de la Cuenca Dniéper-Donetsk (DDB). Los intervalos saturados de petróleo no están necesariamente justo en la parte superior del basamento cristalino. Por lo tanto, se descubrió petróleo a una distancia de 18-20 m por debajo de la parte superior del basamento cristalino en los campos La Paz y Mara (oeste de Venezuela) y a 140 m por debajo de la parte superior del basamento en el campo petrolífero Oimasha de Kazajistán. En el Escudo Báltico, Suecia, el pozo 1 Gravberg produjo 15 m 3 petróleo de las rocas ígneas precámbricas del cráter de impacto del Anillo de Siljan, a una profundidad de 6800 m. En el segmento Kola del Escudo Báltico, el pozo ultraprofundo Kola penetró varias capas de rocas ígneas precámbricas saturadas de petróleo, a una profundidad de entre 7004 y 8004 m.
[72] Una de las historias más exitosas de la aplicación práctica de la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo en la exploración es la exploración en la DDB, Ucrania [ Chebanenko et al. , 2002 ]. Es una cuenca de rift cratónica que corre en dirección NO-SE entre 30,6°E y 40,5°E. Sus límites norte y sur se trazan de 50,0°N a 51,8°N y 47,8°N a 50,0°N, respectivamente. En el flanco norte, monoclinal de la DDB, la secuencia sedimentaria no contiene ningún lecho salino, domos salinos o estratovolcanes y no contiene rocas generadoras. Además, este flanco se caracteriza por una densa red de numerosas fallas sintéticas y antitéticas. Estas fallas crean la estructura de bloques de fallas en mosaico del basamento cristalino y su cubierta sedimentaria, un gran número de trampas de fallas (anticlinales fallados) para petróleo y gas natural, y elevaciones alternas (horsts) y depresiones (grabens). La estructura del flanco norte del DDB impide cualquier migración lateral de petróleo a través de él, tanto desde el cinturón plegado del Donets como desde el graben del Dniéper del DDB.
[73] En consecuencia, el flanco norte de la DDB se calificó anteriormente como no prospectivo para la producción de petróleo debido a la ausencia de roca madre de petróleo y a la presencia de un acuífero artesiano activo y altamente dinámico. Sin embargo, con el tiempo, la prospectividad de esta área se reinterpretó y reexaminó de acuerdo con la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo, comenzando con el análisis detallado de la historia tectónica y la estructura geológica del basamento cristalino en el flanco monoclinal norte de la DDB. Posteriormente, se aceptaron los respectivos programas de prospección geofísica y geoquímica, principalmente para la exploración de petróleo en profundidad.
[74] A finales de la década de 1980 y principios de la de 1990, se perforaron 61 pozos en el flanco norte de la DDB. Treinta y siete de ellos resultaron comercialmente productivos (la tasa de éxito de exploración es tan alta como 57%), descubriendo yacimientos comerciales de petróleo y gas en Khukhra, Chernetchina, Yuliyevka y otras áreas. Se descubrió un total de 12 campos de petróleo y gas, con un valor de $4.38 mil millones en los precios de 1991 y $26.3 mil millones en los precios de 2008. Por el descubrimiento de estas nuevas acumulaciones de petróleo y gas, II Chebanenko, VA Krayushkin, VP Klochko, ES Dvoryanin, VV Krot, PT Pavlenko, MI Ponomarenko y GD Zabello fueron galardonados con el Premio Estatal de Ucrania en el Campo de la Ciencia y la Tecnología en 1992 [ Chebanenko et al. , 2002 ].
[75] La peculiaridad geoquímica de la provincia petrolera del flanco norte de la DDB reside en que el petróleo y el gas se acompañan de cantidades inusualmente altas de helio, que es más abundante en el gas natural y el petróleo crudo del basamento cristalino. Por ejemplo, el gigantesco yacimiento de condensado de petróleo y gas de Yuliyevskoye contiene no menos de 180 × 10⁻¹ m³ de helio . Se cree que el helio se genera radiogénicamente a partir de la corteza cristalina en la composición granítica y puede ser transportado a distancias significativas en la corteza terrestre únicamente por un fluido portador (hidrocarburos, dióxido de carbono y nitrógeno). Para acumular 180 × 10⁻¹ m³ en el yacimiento de Yuliyevskoye, el gas natural y el petróleo crudo deben ascender a través de la corteza terrestre cristalina del flanco norte de la DDB.
[76] Hoy en día se conocen 50 campos comerciales de gas y petróleo en el flanco norte del DDB. Los datos obtenidos de la perforación en muchas de estas áreas muestran que el basamento cristalino del flanco norte consiste en anfibolitas, charnoquitas, dioritas, gneises, granitos, granodioritas, granito-gneises, migmatitas, peridotitas y esquistos. Treinta y dos de los campos comerciales tienen acumulaciones de petróleo y/o gas en areniscas de la edad Carbonífera Media e Inferior. Otros dieciséis campos contienen yacimientos en las mismas areniscas pero por separado de ellas, en anfibolitas, granitos y granodioritas de basamento cristalino también ( Tabla 9 y Figuras 7 y 8 ). Dos campos contienen yacimientos de petróleo solo en el basamento cristalino.
[77] Una perforación exploratoria en el flanco norte del DDB ha descubierto cinco yacimientos de petróleo en el complejo de rocas del basamento cristalino precámbrico, a profundidades que van desde varios metros hasta 336 m por debajo del techo del basamento cristalino. Se han encontrado indicios de gas y petróleo en las rocas del basamento cristalino precámbrico hasta 760 m por debajo del techo del basamento cristalino. Las rocas de sello de los yacimientos en las areniscas del período Carbonífero son formaciones de lutitas menos profundas. Esto es típico de los yacimientos de petróleo en lechos sedimentarios. La roca de cobertura de los yacimientos en el basamento cristalino precámbrico son las zonas impermeables, no fracturadas, esencialmente horizontales y estratificadas de roca cristalina, que se alternan con las zonas fracturadas, no compactadas y estratificadas de granito, anfibolita y las otras rocas cristalinas mencionadas anteriormente [ Krayushkin et al. , 2001]. ].
[78] La perforación exploratoria en el flanco norte de la DDB aún está en progreso y continúa dando resultados exitosos en la franja petrolífera de 100 × 600 km del flanco norte de la DDB. Sus reservas probadas de petróleo ya equivalen a 289 × 10 6 t (230 mil millones de dólares estadounidenses a precios de petróleo de 50 dólares estadounidenses/bbl). El flanco norte de la DDB es aún más atractivo con sus recursos petroleros totales prospectivos in situ que ascienden a ∼13 000 × 10 6 t (∼80 000 bbls) de petróleo equivalente en un área de 48 000 km 2 . El potencial petrolero del flanco sur de la DDB tampoco debe descuidarse, con recursos petroleros totales pronósticos in situ de ∼6000 × 10 6 t de petróleo equivalente en un área de 22 000 km 2 . Aquí se pueden encontrar varias pistas prometedoras con indicios de petróleo en el basamento cristalino y su cubierta sedimentaria [ Chebanenko et al. , 1996 ].
[79] Los datos se tomaron de Powers [1932] , American Association of Petroleum Geologists Bulletin [1953] , Beach [1948] , Eggleston [1948] , Walters y Price [1948] , Walters [1953] , Travis [1953] , Hubbert y Willis [1956] , Smith [1956] , Sproule [1957 , 1962] , Landes et al. [1960] , Merriam et al. [1961] , Rogers [1961] , Khaimov [1963] , Khamrabayev et al. [1964] , Wopfner [1966] , Vysotski [1968a , 1968b] , Mikić et al. [1969] , Vujkov [1969] , Agutenkov [1970] , Lindtrop et al. [1970] , Pippin [1970] , Klimushina et al. [1971] , Nesterov y col. [1971] , Williams [1972] , Jankŭ [1972] , Zhuravlev et al. [1973] , Janković et al. [1974] , Durica [1974] , Soeparjadi et al. [1975] , Vásquez [1975] , Babikov et al. [1976] , Vysotski [1976a , 1976b] , McCaslin [1976] , Deroo et al. [1977] , Porfir'ev et al. [1977 , 1978] , Porfir'ev y Klochko [1982] , Clement y Mayhew [1979] , Towar y Taruno [1979] , Brown [1980] , Stuart-Gordon [1980] , Klimenko et al. [1981] , Durkee [1982] , Gerhard et al. [1982] , Gorin et al. [1982] , Guangming y Quanheng [1982] , P'an [1982], Koning y Darmono [1984] , Krayushkin [1984 , 1999] , Krayushkin y otros [2000] , Carter y otros [1986] , Hallett y otros [1985] , Loucks y Anderson [1985] , Yarbrough [1985] , Alsharhan y Kendall [1986] , Popkov y otros [1986] , Wiman [1987] , Maksimov [1987a , 1987b] , Xiaojun [1987] , Ullah y otros [1988] , Walrond y Clare [1988] , Zahran y Askary [1988] , Chen [1989] , Misra [1990] , Zhang [1990] , Zhukov y otros. [1990] , Taylor y otros [1991] , Areshev y otros [1992] , Aguilera [1993] , Khalil y Pigant [1991] , Oil and Gas Journal [1993b , 1995b] , Morissey [1996] , Chebanenko y otros [1996 , 2002 , 2005] , Roux [1997] , Oil and Gas Journal [1999b] , Kochetkov y otros [2000] , Oil and Gas Journal [2000b] , Krayushkin y otros [2001] , Oil and Gas Journal [2001] , Young [2001] , Abraham [2004] , Areshev y otros [2004] , Fischer [2004 , 2005] , Danilkin [2005] , Rach [2005] y Oil and Gas Journal [1993c , 2005f , 2006k] .
[80] También se ha descubierto petróleo abiogénico abisal en China: el gigantesco yacimiento de gas de Xinjiang contiene ∼400 × 10 12 m 3 de gas natural abiogénico [ Zhang , 1990 ]. Los geólogos petroleros chinos estimaron esta cantidad en arcos de islas volcánicas, zonas transarco de vulcanismo de lodo, cuencas de rift transarco, cuencas epicontinentales transarco, zonas de fallas profundas y cuencas de rift continentales.
[81] En conclusión, (1) según la hipótesis tradicional del origen biótico del petróleo, el flanco norte de la DDB fue calificado como sin potencial para la producción de petróleo. (2) Con base en la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo, se descubrieron 50 depósitos comerciales de gas y petróleo en esta área; esta es la mejor evidencia que confirma la teoría.
11. PRESENCIA DE PETRÓLEO EN ROCAS SEDIMENTARIAS PROFUNDAS Y ULTRAPROFUNDAS
[82] En esta sección analizamos hasta qué punto la distribución, la ubicación y las condiciones del yacimiento en los yacimientos petrolíferos profundos y ultraprofundos pueden explicarse por el origen biótico tradicional del petróleo. Los puntos clave son los siguientes:
[83] 1. Los yacimientos petrolíferos profundos y ultraprofundos se encuentran por debajo de la zona principal de formación de petróleo determinada por la hipótesis tradicional del origen biótico del petróleo, es decir, la profundidad de 2 a 4 km y, en casos excepcionales, hasta la profundidad de 6 km.
[84] 2. La temperatura del yacimiento de estos campos es mucho más alta que el rango de temperatura óptimo de la hipótesis biótica tradicional de formación de petróleo.
[85] 3. La hipótesis biótica sugiere que, con el aumento de la profundidad y la temperatura, los hidrocarburos se destruyen y la porosidad de la roca yacimiento disminuye; por lo tanto, las reservas de petróleo deberían reducirse significativamente. La presencia de más de 1000 depósitos de petróleo a una profundidad de 5 a 10 km en todo el mundo contradice estos puntos, como se observa en las secciones 11.1 a 11.4 .
[86] Existen más de 1000 yacimientos petrolíferos comerciales que producen petróleo y/o gas natural a partir de rocas sedimentarias a profundidades de entre 4500 y 10 428 m. Estos yacimientos se descubrieron en 50 cuencas sedimentarias de todo el mundo.
11.1. Rusia
[87] Se han descubierto varios campos de petróleo y gas a una profundidad de 4000–4600 m en Rusia. La producción acumulada de estos campos es igual a 421 × 10 6 t de petróleo, 45,5 × 10 9 m 3 del gas de petróleo asociado y 641 × 10 6 m 3 de gas natural. Aunque estos campos no son depósitos "ultraprofundos", son interesantes desde nuestro punto de vista: están asociados con fallas profundas que intersecan toda la secuencia de rocas sedimentarias. Las "raíces" de estas fallas profundas se extienden por debajo de la parte del basamento de la litosfera. Las raíces forman columnas verticales ("tuberías") de alta permeabilidad/saturación de petróleo, y las cadenas de acumulaciones de petróleo y gas están conectadas a ellas. Se estableció que los rastros de migración de petróleo están completamente ausentes fuera de las crestas de los anticlinales [ Istratov , 2004 ].
11.2. Ucrania
[88] Se descubrieron diecisiete yacimientos de gas gigantes y supergigantes en las areniscas del Carbonífero Inferior de la cuenca del Dniéper-Donets, a una profundidad de entre 4500 y 6287 m. A estas profundidades, las reservas totales probadas de gas natural son de 142,6 × 10⁻¹ m³ . Las reservas totales recuperables de condensado son de 2,3 × 10⁻¹ t [ Gozhik et al. , 2006 ].
11.3. Cuenca del Mar del Norte
[89] Se han encontrado yacimientos comerciales de gas, condensado y petróleo a una profundidad de 4880 a 5760 m en las areniscas jurásicas de la cuenca del Mar del Norte. Todos estos depósitos presentan temperaturas de yacimiento anómalamente altas, de 200 °C a 340 °C [ Lasocki et al. , 1999 ; Knott , 1997 ].
11.4. Estados Unidos
[90] En los Estados Unidos, entre 1963 y 1979, se perforaron más de 7000 pozos con una profundidad total de más de 4575 m. Los recientes descubrimientos Jack-1 y Jack-2 en Walker Ridge, Golfo de México, confirman la presencia de yacimientos de petróleo comerciales a profundidades de hasta 8000–9000 m [ Choudhury y Borton , 2007 ]. En el sistema de rift Mesozoico-Cenozoico del Golfo de México, se ha observado una región de arenas profundas a ultraprofundas (Cretácico Superior). Con un ancho de 32–48 km y una longitud de 520 km, esta tendencia se extiende a lo largo del Golfo de México desde Nueva Orleans hasta la frontera entre Luisiana y Texas. Se encontraron muchos campos de petróleo y gas en esta formación sobre el área indicada a profundidades de 4500–6100 m. La mayoría de ellos presentan temperaturas de yacimiento anómalamente altas (campo Freeland, 232 °C), mucho más altas que la temperatura óptima de formación de petróleo a partir de materiales orgánicos antiguos. Las reservas totales probadas de gas natural en la tendencia Tuscaloosa son de 170 × 10⁻¹ m³ , pero se cree que solo su porción central contiene recursos potenciales, de hasta 850 × 10⁻¹ m³ de gas natural y 240 × 10⁻¹ m³ de condensado [ King , 1979 ; Matheny , 1979 ; Pankonien , 1979 ; Sumpter , 1979 ] .
[91] En la porción de aguas profundas del Golfo de México, Estados Unidos, se han encontrado 20 yacimientos ultraprofundos de petróleo y gas a una profundidad de 7300–10,500 m ( Tabla 10 ). Sus yacimientos son predominantemente turbiditas del Oligoceno, Eoceno y Paleoceno. El área petrolífera es igual a 40 × 10 3 km 2 con reservas recuperables de petróleo de 1430 × 10 6 a 2385 × 10 6 m 3 . Esto representa el 42%–70% del total de las reservas probadas recientes de petróleo en los Estados Unidos (1 de enero de 2007). Los datos se toman de las siguientes fuentes: McCaslin [1976] , Grow [1998] , Henderson [1998] , Fischer [2001 , 2004 , 2005] , Oil and Gas Journal [2002a , 2004a , 2003 , 2004b , 2005a , 2006h] , Ashcroft y Schmidt [2005] , Oil and Gas Journal [2005b , 2005c , 2006a] , Meyer et al. [2005] , Rach [2005] , Oil and Gas Journal [2005d , 2005e , 2006b , 2006c , 2006d , 2006e , 2006g , 2006i , 2006j , 2006m , 2007a] y Choudhury y Borton [2007] .
[92] Se descubrió un total de 40 yacimientos petrolíferos gigantes y supergigantes a profundidades de 4500 a 10 500 m en todo el mundo ( Tabla 10 ). Los datos proceden de las siguientes fuentes: McCaslin [1976] , Masters [1979] , Zhabrev [1983] , Loucks y Anderson [1985] , Wiman [1987] , Maksimov [1987a , 1987b] , Oil and Gas Journal [1987] , Carnevali [1988] , Snyder [1973] , Petzukha [1990] , Anderson [1993] , Heafford y Lichtman [1993] , Oil and Gas Journal [1995a , 1996a , 1996b , 1998 , 1999a , 1999d] , Connell et al. [2000] , Oil and Gas Journal [2000a] , Fischer [2002 , 2003 , 2006] , Oil and Gas Journal [2002b] , Meyer et al. [2005] , Rach [2005] y Oil and Gas Journal [2005e , 2006b , 2006c , 2006g , 2006i , 2006j , 2007a] .
12. YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Y GAS SUPERGIGANTES A LA LUZ DE LAS TEORÍAS DEL ORIGEN DEL PETRÓLEO
[93] Uno de los principales problemas de la hipótesis tradicional del origen biótico del petróleo es la identificación de las fuentes bióticas y el balance de materiales de la generación de hidrocarburos para la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas supergigantes.
12.1. Oriente Medio
[94] En Oriente Medio, las reservas recuperables probadas son iguales a 101 × 10 9 t de petróleo y 73,5 × 10 12 m 3 de gas al 1 de enero de 2007 [ Oil and Gas Journal , 2006m ]. Las reservas probadas de Arabia Saudita son 36 × 10 9 t de petróleo y 7 × 10 12 m 3 de gas natural [ Oil and Gas Journal , 2006m ]. La mayoría de estas reservas se encuentran en diez campos de gas y petróleo supergigantes ( Tabla 11 ) [ McCaslin , 1976 ; Alhajji , 2001 ; Foreign Policy , 2006 ].
[95] Estos campos petrolíferos gigantes dan producción de petróleo de los carbonatos granulares del Jurásico-Cretácico. Todos estos petróleos crudos tienen una composición muy similar que se refiere a una fuente común. Dicha fuente es la secuencia de carbonato orgánica rica en estratos delgados, térmicamente madura del Jurásico-Cretácico (3-5 % en masa). El material orgánico se concentra en estratos oscuros, delgados de 0,5-3,0 mm que alternan con estratos delgados similares, de color claro y pobres en orgánicos. Hagamos un cálculo del petróleo que podría haberse generado dentro de las cuencas de Arabia Saudita con un petróleo original en el lugar (OOIP) estimado de 127 × 10 9 m 3 [ Oil and Gas Journal , 2006m ]. Las áreas dentro de las cuencas sedimentarias donde el kerógeno es maduro (es decir, la relación H/C es de 0,8-1,3) se mapearon [ Ayres et al. , 1982 ] y se multiplicaron por el espesor de las zonas de la fuente. Este cálculo simple da un volumen de rocas generadoras de petróleo tan alto como 5000 km 3 . Si aceptamos que (1) el volumen de kerógeno es igual al 10% del volumen de roca generadora de petróleo, (2) el coeficiente de transformación de kerógeno en betún es igual al 15%, y (3) el 10% de este betún puede migrar fuera de las rocas generadoras de petróleo, llegamos a la conclusión de que solo 7,5 × 10 9 m 3 de petróleo podría migrar fuera de las rocas generadoras de petróleo. Esto es <6% de las reservas de petróleo in situ estimadas de Arabia Saudita. Tenga en cuenta que si los parámetros de transformación de kerógeno son dos veces más altos que los tomados aquí (es decir, 20%, 30% y nuevamente 20%), el OOIP sigue siendo 60 × 10 9 m 3 , es decir, la mitad del valor contabilizado.
[96] ¿ De dónde provino el 94% del petróleo recuperable de Arabia Saudita? Esta pregunta no es retórica, ya que no existen otras fuentes de yacimientos de petróleo en el subsuelo de Arabia Saudita, ni en el de los países mencionados, según Ayres et al. [1982] y Baker y Dickey [1984] . Bahréin, Irán, Irak, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudita, Siria, Emiratos Árabes Unidos y Yemen residen en la misma cuenca sedimentaria, la Cuenca Arábigo-Iraní, donde Dunnington [1958 , 1967] estableció la relación genética, es decir, la única fuente común de todos los crudos.
12.2. Canadá
[97] La cuenca sedimentaria del oeste de Canadá también atrae gran atención. Allí se encuentra el singular cinturón de petróleo/betún que se extiende como una franja arqueada de 960 km de longitud desde Peace River, a través de Athabasca (Alberta), hasta Lloydminster (Saskatchewan). Este cinturón incluye campos petrolíferos supergigantes como Athabasca (125 km de ancho y 250 km de largo), Cold Lake (50 km de ancho y 125 km de largo), Peace River (145 km de ancho y 180 km de largo) y Wabaska (60 km de ancho y 125 km de largo). Aquí, el petróleo pesado (946,5–1,029 kg/m³ ) y viscoso (de varios cientos a varios millones de centipoises) satura las arenas y areniscas del Cretácico Inferior. Estos campos contienen reservas de petróleo in situ equivalentes a 92 × 10 9 a 187 × 10 9 m 3 en Athabasca, 32 × 10 9 a 75 × 10 9 m 3 en Cold Lake, 15 × 10 9 a 19 × 10 9 m 3 en Peace River, y 4,5 × 10 9 a 50 × 10 9 m 3 en Wabaska y 2 × 10 9 a 5 × 10 9 m 3 de petróleo/betún en Lloydminster, totalizando 170 × 10 9 a 388 × 10 9 m 3 [ Vigrass , 1968 ; Wennekers , 1981 ; Seifert y Lennox , 1985 ; Revista de Petróleo y Gas , 1992b ; Warters et al. , 1995 ].
[98] La interpretación convencional es que el petróleo de Athabasca, Cold Lake, Lloydminster, Peace River y Wabasca se generó únicamente a partir de materia orgánica dispersa enterrada en las lutitas arcillosas del Grupo Mannville del Cretácico Inferior. Se sustenta en la discordancia regional precretácica, y su espesor varía de 100 a 300 m. Su volumen total es de aproximadamente 190 × 10⁻³ km⁻³ , con un contenido de lutita del 65 %. A partir de los datos de la concentración total de carbono orgánico, el índice de hidrocarburos, la constante de transformación y todos los demás valores del modelo geoquímico aceptado de generación de petróleo a partir de la materia orgánica enterrada dispersa en arcillas y argilitas, se concluyó que el Grupo Mannville solo podría generar 71,5 × 10⁻³ m⁻³ de petróleo . Esta cantidad es varias veces menor que la cantidad total de petróleo (véase más arriba) estimada antes de 1985 en los depósitos de arenas petrolíferas de Athabasca, Cold Lake, Lloydminster, Peace River y Wabasca [ Moshier y Wapples , 1985 ].
[99] Si aceptamos otras estimaciones del volumen de petróleo/betún en el lugar en el área de Athabasca, Wabasca, Cold Lake y Peace River (∼122.800 km 2 ) realizadas por Alberta Energy Utilities Board (AEUB) y la National Energy Board (NEB), Canadá, la brecha entre las cantidades registradas y generadas orgánicamente es aún mayor ( Tabla 12 ). AEUB estimó 270 × 10 9 m 3 de betún en el lugar, mientras que NEB estimó 397 × 10 9 m 3 .
[100] En el área mencionada anteriormente, hay adicionalmente de 200 × 10 9 a 215 × 10 9 m 3 de petróleo pesado (986–1030 kg/m 3 ) y viscoso (10 6 cP a 16 °C) en el rango de profundidad de 75–400 m en los carbonatos del Devónico Superior (Formación Grosmont). Se encuentran en el área de 70 × 10 3 km 2 debajo de los depósitos de arenas petrolíferas de Athabasca, Cold Lake, Lloydminster, Peace River y Wabasca [ Wennekers , 1981 ; Seifert y Lennox , 1985 ; Hoffmann y Strausz , 1986 ].
[101] Las reservas totales estimadas de betún en el área mencionada se encuentran entre 370 × 10 9 y 603 × 10 9 m 3 . Si no existe otra roca fuente de petróleo además de las arcillas y lutitas de Mannville, que podrían producir solo 71,5 × 10 9 m 3 de petróleo, ¿dónde está la fuente biótica del 82%–88% restante de petróleo en esta área?
[102] Buzamiento hacia abajo de los depósitos de arenas petrolíferas de Athabasca, existe la acumulación de gas natural de Deep Basin (gas original en lugar de 12,5 × 10 12 m 3 ) que ocurre a la profundidad de 1068–6100 m en capas del Cretácico Superior-Pérmico con un espesor máximo de gas productivo de 3050 m. Esta acumulación de gas multicapa supergigante de 670 km de largo y 170 km de ancho se extiende de sureste a noroeste, paralela a las Montañas Rocosas y subparalela al área de arenas petrolíferas de Athabasca [ Masters , 1979 ]. Si no hay otra roca fuente de petróleo además de las arcillas y lutitas de Mannville, ¿de dónde provinieron 12,5 × 10 12 m 3 del gas natural de Deep Basin?
[103] La terminación occidental de la acumulación de gas de la Cuenca Profunda se conjuga con una falla profunda, que constituye el límite tectónico entre las Montañas Rocosas y la cuenca occidental canadiense [ Masters , 1979 ]. Según Tilley et al. [1989] , el gas natural satura los poros, cuyas paredes están sembradas de numerosas drusas de cristales de cuarzo hidrotermales (170 °C–195 °C). Estos cristales contienen las inclusiones fluidas primarias, que comprenden metano, etano y propano, que también son los principales componentes del gas natural de la Cuenca Profunda. La historia térmica de la Cuenca Profunda proporciona evidencia de que los fluidos calientes migraron hacia arriba por el buzamiento en conglomerados permeables y en fracturas a lo largo de la estratificación. La relación obvia de los fluidos calientes con la parte occidental del área de la Cuenca Profunda indica que la transferencia de calor y masa por convección hidrotermal puede actuar solo a lo largo de decenas de kilómetros en las rocas del Cretácico Inferior y puede ser provista por el fuerte influjo de fluidos solo de la falla profunda.
12.3. Venezuela
[104] Algo similar se puede observar en el campo petrolífero costero de Bolívar en Venezuela. Según Bockmeulen et al. [1983] la roca fuente de petróleo aquí es la caliza La Luna de edad Cretácica. Las reservas de petróleo estimadas son iguales a 4,8 × 10 9 m 3 [ Foreign Policy , 2006 ] con una densidad de petróleo de 820–1000 kg/m 3 . El mismo tipo de cálculos que se hicieron para Arabia Saudita en la sección 12.1 nos da el siguiente resultado. Un metro cúbico de la roca generadora de petróleo contiene 2,5 × 10 −2 m 3 de kerógeno, que puede generar 2,5 × 10 −3 m 3 de betún, dando 1,25 × 10 −4 m 3 de petróleo dentro del modelo geoquímico aceptado de origen biótico del petróleo. Teniendo este potencial de generación de petróleo y los 4,8 × 10 9 m 3 de reservas de petróleo estimadas del campo costero de Bolívar como punto de partida, el volumen necesario de roca madre de petróleo sería igual a 3,84 × 10 13 m 3 . Esto es consistente con el área de la cuenca generadora de petróleo de 110 km de ancho si la roca madre de petróleo tiene 1000 m de espesor. El espesor promedio de la caliza La Luna se mide en solo 91 m [ Bockmeulen et al. , 1983 ]. El diámetro de la cuenca generadora de petróleo sería, por lo tanto, igual a 370 km, y el área de esta cuenca equivaldría a ∼50% del territorio de Venezuela, lo cual es geológicamente altamente improbable.
[105] Los datos geológicos mencionados anteriormente confirman lo siguiente: (1) Se desconoce una fuente biótica suficiente para la mayoría de los depósitos petrolíferos gigantes y supergigantes. (2) Las cuencas sedimentarias de las áreas mencionadas anteriormente se ubican en el basamento cristalino, que está diseccionado por una red de fallas y grietas profundas. (3) Los petróleos en el marco de cada área mencionada anteriormente son genéticamente similares, es decir, provienen de una única fuente común. (4) La presencia de fallas profundas bajo depósitos petrolíferos gigantes y supergigantes y la relación genética del petróleo corresponden a la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo: los fluidos del manto migraron a través de fallas y grietas profundas en el basamento cristalino, penetraron las rocas sedimentarias y crearon depósitos petrolíferos gigantes y supergigantes.
13. HIDRATOS DE GAS: MAYOR FUENTE DE HIDROCARBUROS ABIOGÉNICOS
[106] Los hidratos de gas son clatratos. Parecen hielo y están compuestos de gas y agua, donde las moléculas del gas formador de hidratos (p. ej., Ar, CH4 , C2H6, C3H8 , iso - C4H10 , Cl , CO , CO2 , He , H2S y N2 ) se comprimen bajo presiones de 25 MPa y más en los intersticios de la jaula cristalina de agua (hielo) sin ningún enlace químico entre las moléculas de agua y gas. Como resultado, la descongelación de 1 m3 de hidrato de gas al nivel del mar produce entre 150 y 200 m3 de metano gaseoso y 0,87 m3 de agua dulce. Naturalmente, la formación de hidratos de gas tiene lugar bajo una gran velocidad de movimiento de fluido y bajo una cierta combinación de presión y temperatura. Por ejemplo, el hidrato de metano surge en condiciones de -236 °C y 2 × 10 -5 MPa y 57 °C y 1146 MPa [ Klimenko , 1989 ; Makogon , 1997 ; Lowrie y Max , 1999 ; Makogon et al. , 2005 ]. También hay datos que muestran que la formación de hidrato de gas a partir de la mezcla CH4 - C3H8 - CO2 - H2O - H2S se produce bajo un aumento de temperatura tan alto y una disminución de presión tan alta que un hidrato de gas de una de las composiciones mencionadas anteriormente surge y existe principalmente en sedimentos del fondo marino donde la profundidad del mar es de solo 50 m, por ejemplo, en el mar Caspio [ Lowrie y Max , 1999 ].
[107] Visualmente, los hidratos de gas (“hielo combustible”) son los crecimientos agregados de cristales transparentes y semitransparentes de color blanco, gris o amarillo. Pueden saturar parcial o totalmente los medios porosos naturales, añadiendo resistencia mecánica y dureza acústica a los sedimentos y rocas sedimentarias. Las perforaciones y los estudios sísmicos han establecido que los hidratos de metano se producen en las regiones polares de Asia, Europa y América del Norte y en el 93%–95% del océano mundial, donde el hielo combustible siempre está subyacente con gas natural [ Trofimuk et al. , 1975 ; Panaev , 1987 ; Collet , 1993 ; Dillon et al. , 1993 ; Kvenvolden , 1993 ].
[108] Los hidratos de gas representan una enorme base de recursos no convencionales: puede ascender a 113 × 10 17 m 3 de metano según el Servicio Geológico de Estados Unidos [ Oil and Gas Journal , 1999c ]. Los recursos globales de gas natural que subyacen al hielo combustible no se conocieron durante mucho tiempo. Recientemente, han sido evaluados debido a los datos de Outer Blake Ridge (costa afuera del Atlántico de Estados Unidos) y del campo de gas e hidratos de gas de Messoyakha (Siberia occidental, Rusia). Outer Blake Ridge contiene 56,1 × 10 12 m 3 de metano, incluyendo 36,8 × 10 12 m 3 de metano hidratado y 19,3 × 10 12 m 3 del gas natural libre que subyace al hidrato de metano [ Makogon et al. , 2005 ]. En el yacimiento de Messoyakha, la producción acumulada de gas es igual a 12,2 × 10 12 m 3 de metano, incluidos 6,5 × 10 12 m 3 de metano en hidratos de gas y 5,7 × 10 12 m 3 de gas natural libre.
[109] Por lo tanto, la proporción de hidrato de metano es igual al 66%, mientras que la proporción de gas natural libre debajo del hidrato de metano es igual al 34% en la dorsal Outer Blake. En el campo Messoyakha, la misma proporción es del 53,5% (proporción de hidrato de metano) y del 46,5% (el gas natural libre subyacente). Aplicando estas proporciones a los recursos globales de hidrato de metano (113 × 10⁻¹ m³ de metano ), los recursos globales de metano libre subyacente a la capa de hidrato de metano podrían estar en el rango de 40 × 10⁻¹ a 53 × 10⁻¹ m³ de metano. Los recursos globales de hidrato de metano y gas natural libre subyacente al hidrato de metano son iguales a 152 × 10⁻¹ a 166 × 10⁻¹ m³ de metano.
[110] Hay otro aspecto relacionado con el origen de los enormes recursos globales de hidratos de gas, su modo de migración y el tiempo de acumulación. La cantidad global de carbono no carbonatado es la siguiente: (1) la materia orgánica de la atmósfera es de ∼3,6 × 10 9 t, (2) la materia orgánica de la biota marina es de 3 × 10 9 t, (3) la materia orgánica de la biota terrestre es de 830 × 10 9 t, (4) la materia orgánica detrítica es de 60 × 10 9 t, (5) la materia orgánica de la turba es de 500 × 10 9 t, (6) la materia orgánica disuelta en las aguas es de 980 × 10 9 t, (7) la materia orgánica del suelo es de 1400 × 10 9 t, y (8) los combustibles fósiles recuperables y no recuperables (carbón, petróleo y gas) son de 5000 × 10 9 t, es decir, un total de ∼8800 × 10 9 t. El carbono orgánico disperso, como el kerógeno y el betún, equivale a casi 1000 veces la cantidad total mencionada anteriormente [ Kvenvolden , 1993 ] y, junto con la suma anterior, es igual a 8,8 × 10 15 t.
[111] La relación de masas atómicas entre el carbono y el hidrógeno en la molécula de metano es de 0,75. Con esta relación, las reservas globales de carbono en los recursos globales de hidratos de gas y gas libre subyacente serán de 114 × 10⁻⁴ a 124 × 10⁻⁴ t . En otras palabras, la cantidad de carbono en los hidratos de gas y el gas natural libre subyacente es entre 1300 y 1400 veces mayor que la cantidad global de carbono orgánico concentrado en la atmósfera, la biota terrestre y marina, los compuestos orgánicos detríticos, la turba, el suelo, el agua, los combustibles fósiles recuperables y no recuperables, y los compuestos orgánicos dispersos como el kerógeno y el betún combinados. Por lo tanto, es evidente que los compuestos orgánicos de la Tierra no pueden ser la fuente de las reservas mundiales de hidratos de gas y gas libre subyacente.
[112] La cima de las acumulaciones supergigantes de hidratos de gas y gas natural libre se encuentra a una profundidad de 0,4 a 2,2 m por debajo del fondo marino en los sedimentos recientes del océano mundial. La base de estas acumulaciones es subparalela a la superficie del fondo marino e intersecta estratos con formas anticlinales, sinclinales e inclinadas. Esta geometría, la distribución geográfica de los hidratos en el 93 % al 95 % del océano mundial, su edad (reciente al Pleistoceno) y la naturaleza dulceacuícola del hielo combustible no se pueden explicar mediante los términos (rocas madre; diagénesis y catagénesis/metagénesis de cualquier materia orgánica enterrada y dispersa; y migración lateral del gas natural) utilizados en la hipótesis tradicional del origen biótico del petróleo.
[113] Según la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo, todas las acumulaciones de hidratos de gas y gas natural libre se formaron debido a un "acto mundial", es decir, una migración vertical ascendente del fluido del manto abiogénico abisal a través de todas las fallas, fracturas y poros de las rocas y sedimentos del fondo marino. En ese tiempo, no hace más de 200 mil años, esas fallas, fracturas y poros fueron transformados por un geofluido supercrítico (mezcla de agua supercrítica y metano) en un medio conductor/acumulador/intercomunicador. Actuando como "hidrofracturación" natural, el geofluido abisal ha abierto cavidades de clivaje e intersticios de estratificación en rocas y sedimentos también. Según Dillon et al. [1993] la migración vertical del gas natural todavía tiene lugar hoy en día en el margen continental atlántico de los Estados Unidos. A lo largo de muchas fallas, el gas natural continúa migrando hacia arriba a través del hielo combustible como a través de un “tamiz” que se ve claramente como franjas verticales con forma de antorcha en los registros sismográficos.
[114] Las reservas comprobadas de gas natural del mundo son iguales a 175 × 10 12 m 3 [ Oil and Gas Journal , 2006m ]. Esto es 85.000–95.000 veces menos que los recursos globales de hidrato de metano y su gas natural libre subyacente. En 2006, la producción mundial anual de gas natural fue igual a 2836 × 10 9 m 3 [ Oil and Gas Journal , 2007b ]. Por lo tanto, las reservas globales de hidrato de metano junto con las reservas globales de gas natural libre subyacente al hidrato de metano serán suficientes para los próximos 5–6 millones de años si el consumo se mantiene al ritmo actual.
14. ACUMULACIONES DE ETANO Y PROPANO EN ROCAS SEDIMENTARIAS
[115] Existen algunos nuevos descubrimientos que podrían considerarse como evidencia de la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo. Una de las evidencias más interesantes es el descubrimiento de acumulaciones de etano y propano en rocas sedimentarias y sedimentos. Por lo tanto, gracias al Programa de Perforación Oceánica [ Fischer , 2006 ], se extrajeron núcleos de perforación de la costa peruana en el sedimento de 396,5 m de profundidad utilizando el buque de perforación de investigación JOIDES Resolution . Un equipo de investigadores encontró acumulaciones de etano y propano en las muestras de núcleos. Las composiciones de isótopos de carbono son marcadamente diferentes de los gases termogénicos formados a altas temperaturas [ Fischer , 2006 ].
[116] También se encontró un depósito de etano en las rocas sedimentarias del Mar de Ross, Antártida. En la parte de agua profunda (400–1000 m) del mar hay tres grandes cuencas sedimentarias: Oriental, Central y Victoria Land. Golpean de norte a sur y están relacionadas con el cinturón de deformación tensional entre la Antártida Oriental y Occidental. Este cinturón comprende el Cretácico Superior y rocas sedimentarias más jóvenes en un espesor total de 5–6 km. En las partes más profundas estas tres cuencas están separadas entre sí por las crestas elevadas y erosionadas de las rocas del basamento. En la región del Mar de Ross no se conoce el petróleo crudo, pero el pozo perforado aquí bajo los auspicios del Proyecto de Perforación en Aguas Profundas ha fluido con etano [ Cooper y Davey , 1986 ]. Es posible que no se genere un depósito de etano puro a partir de los materiales orgánicos. ¿De dónde vino? Científicos de la Universidad Estatal de Minnesota establecieron que el metano, el etano y algunos hidrocarburos superiores pueden generarse de forma natural y no biogénica bajo el lecho marino a lo largo de las dorsales oceánicas. Existen numerosos respiraderos hidrotermales calientes que vierten fluidos sobrecalentados al agua de mar a lo largo de la dorsal mesoatlántica. Los hidrocarburos (metano, etano y propano) pueden aflorar a la superficie de minerales ricos en hierro y cromo, según la reacción de CO₂ + H₂ a una temperatura superior a 371,4 °C y una presión de 41,5 MPa [ Fischer , 2005 ].
15. POTENCIAL PETROLERO DEL MANTO TERRESTRE
[117] ¿Cuán grandes son los recursos petrolíferos del manto terrestre? Giardini et al. [1982] estudiaron inclusiones fluidas primarias e inclusiones minerales sólidas en diamantes naturales de África, Brasil y Arkansas, Estados Unidos, y llegaron a las siguientes conclusiones:
[118] 1. Aproximadamente el 52% del volumen de la fase gaseosa en esas inclusiones consiste en materiales formadores de petróleo como H 2 O, CO 2 , CO, CH 4 , etc.
[119] 2. La composición media de la fase gaseosa de las inclusiones de fluidos primarios en diamantes de Zaire (% masa) es la siguiente: H 2 O, 69,6; CO 2 , 20,5; CH 4 , 4,7; CO, 3,0; Ne, 1,2; H 2 S, 1,0; y Ar, 0,2, así como trazas de C 2 H 4 , C 3 H 6 , C 4 H 8 y C 4 H 10 .
[120] 3. La composición isotópica de carbono de los diamantes y el CO₂ en las inclusiones fluidas primarias indica que los diamantes y los hidrocarburos son productos de la transformación del sistema CHO en el manto terrestre. La profundidad de formación de los diamantes varía entre 70 y 370 km, mientras que los medios de formación de diamantes son parcialmente silicatos fundidos que contienen H y C. Se supone que los materiales de origen petrolífero se concentran en la parte superior del manto terrestre.
[121] 4. Durante los últimos 3 millones de años, se han desgasificado aproximadamente 3 × 10⁻¹ t de hidrocarburos no biogénicos por cada kilómetro cuadrado de la superficie terrestre. Como resultado, el interior abisal de la Tierra ha perdido 10⁻¹ t de hidrocarburos, mientras que sus recursos residuales de petróleo no biogénico equivalen a 10⁻¹ t en la región subcortical terrestre [ Giardini et al. , 1982 ].
[122] Los datos publicados por Giardini et al. [1974 , 1982] , Giardini y Melton [1975] , Melton y Giardini [1974 , 1975] , Mitchell y Giardini [1977] , y Musatov y Mezhelovski [1982] indican que las kimberlitas africanas, de Arkansas y de Navajo contienen entre 2356 y 9187 g/t de hidrocarburos. Según Harris et al. [1997] y Makeev e Ivanukh [2004] , también hay diamantes en el manto inferior de la Tierra.
[123] Es posible considerar que todo el manto terrestre es una sustancia diamantífera y petrolífera. La masa del manto, según Markhinin [1985] , es de 4,05 × 10⁻¹ t . Por lo tanto, al observar la concentración total (2356–9187 g/t) de hidrocarburos en las kimberlitas, se mide que el potencial petrolífero de todo el manto terrestre está en el rango de 95 × 10⁻¹ a 372 × 10⁻¹ t. Este resultado corresponde a los datos del Servicio Geológico de Estados Unidos [ Oil and Gas Journal , 1999c ], donde se estimó que los recursos globales de metano son iguales a 113 × 10⁻¹ m³ solo en el cuerpo superficial de hidratos de gas de la Tierra.
16. CONCLUSIONES
[124] Los datos geológicos presentados en este artículo no responden a las preguntas principales relacionadas con la hipótesis del origen biótico del petróleo. Solo la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo proporciona una explicación convincente para todos los datos mencionados anteriormente. Los resultados experimentales discutidos en el artículo confirman que el sistema CaCO 3 -FeO-H 2 O genera espontáneamente el conjunto de hidrocarburos característicos del petróleo natural. Las consideraciones científicas modernas sobre la génesis de los hidrocarburos confirmadas por los resultados de experimentos y los resultados prácticos de las investigaciones geológicas proporcionan la comprensión de que parte de los compuestos de hidrocarburos podrían generarse en las condiciones del manto y migrar a través de fallas profundas hacia la corteza terrestre, donde forman depósitos de petróleo y gas en cualquier tipo de roca y en cualquier tipo de posición estructural. Los resultados experimentales presentados colocan la teoría del origen abiogénico abisal del petróleo en la corriente principal de la física y la química modernas y abren una gran aplicación práctica. La teoría del origen abiogénico abisal del petróleo confirma la presencia de enormes e inagotables recursos de hidrocarburos en nuestro planeta y permite desarrollar un nuevo enfoque en los métodos de exploración petrolera y reexaminar la estructura, el tamaño y la ubicación de las reservas mundiales de hidrocarburos.
Expresiones de gratitud
[125] Parte de esta investigación cuenta con el apoyo de la Asociación Internacional para la Promoción de la Cooperación con Científicos de los Nuevos Estados Independientes de la Antigua Unión Soviética (subvención INTAS 06-1000013-8750). Agradecemos a Istvan Berczi la edición, los comentarios y el debate.
[126] El editor responsable de este artículo fue Gerald North. Agradece a un revisor anónimo; a otro revisor, Istvan Berczi; y al editor asociado Daniel Tartakovsky.