Моделювання трансформації керогену І та ІІІ типів методом максимізації ентропії

  • Олександр Любчак Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України https://orcid.org/0000-0002-0700-6929
  • Мирослав Павлюк Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України https://orcid.org/0000-0001-8741-0624
  • Юрій Хоха Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України https://orcid.org/0000-0002-8997-9766
  • Мирослава Яковенко Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України https://orcid.org/0000-0001-8967-0489
Ключові слова: органічна речовина, кероген І та ІІІ типів, рівноважна термодинаміка, формалізм Джейнса, газогенеративний потенціал, нафтогазоносність, нафтогазоносні регіони України

Анотація

У статті за допомогою засобів термодинамічного моделювання, заснованих на формалізмі Джейнса, встановлені тренди трансформації геохімічної системи, яка складається з керогену І-А та ІІІ-А типу та індивідуальних компонентів. Наведені характеристики керогену І та ІІІ типів та подано відомості щодо їхнього поширення в межах основних нафтогазоносних регіонів України. Проведена оцінка основних реакцій конденсації, що супроводжують перетворення речовини, яка подолала біодеградаційний бар’єр та показана їхня надзвичайна складність та, як наслідок, неможливість достовірного розрахунку кінетичних параметрів. Показані результати розрахунку загальної ентропії та енергії Гіббса всієї системи. Аналіз змін загальної ентропії системи з глибиною засвідчив, що консолідуючий вплив тиску є вагомим фактором, що впливає на склад геохімічної системи у діапазоні глибин 6-13 км. Складний характер залежності загальної ентропії системи від глибини демонструє наявність особливих зон трансформації для глибин 6 та 12 км. Аналіз динаміки зміни енергії Гіббса за глибиною свідчить про наявність ділянки, яка відповідає дефініції «нафтового вікна», в межах глибин 4-7 км, ця зона зміщується залежно від теплового потоку. В роботі введено коефіцієнт, який віддзеркалює різноманіття ізомерних форм алканів. Аналіз його залежності від глибини свідчить про різнонаправленість процесів ізомеризації для геополімеру та індивідуальних компонентів геохімічної системи. Також, у роботі введена константа рівноваги дегідратації, яка віддзеркалює складний процес дегідратації керогену із зануренням із одночасним процесом метилювання ароматичної складової літобази. Обчислення газогенеративного потенціалу засвідчило, що найбільш продуктивним є кероген І типу, найменше – ІІІ типу, що підтверджується експериментальними даними. Проведено обчислення константи рівноваги реакції Кольбе-Шмітта. Її аналіз засвідчив, що незалежно від теплового потоку, із зростанням глибини темпи декарбоксилізації керогену зменшуються внаслідок зсуву рівноваги вліво, а сам внесок цієї реакції у перетворення керогену є незначним.

Завантаження

##plugins.generic.usageStats.noStats##

Біографії авторів

Олександр Любчак, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України

Кандидат геологічних наук, старший науковий співробітник

Мирослав Павлюк, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України

Академік НАН України, доктор геолого-мінералогічних наук, професор, директор

Юрій Хоха, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України

Кандидат геологічних наук, старший дослідник, старший науковий співробітник

Мирослава Яковенко, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України

Кандидат геологічних наук, старший дослідник, учений секретар

Посилання

Tissot, B.P., & Welte, D. H. (1984). Petroleum Formation and Occurrence. Berlin, Heidelberg, New York, Tokyo: Springer-Verlag.

Vandenbroucke, M., & Largeau, C. (2007). Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry, 38 (5), 719–833. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2007.01.001

Yamamoto, S., & Ishiwatari, R. (1989). A study of the formation mechanism of sedimentary humic substances—II. Protein-based melanoidin model. Organic Geochemistry, 14(5), 479-489. https://doi.org/10.1016/0146-6380(89)90028-4

Larter, S. R., & Douglas, A. G. (1980). Melanoidins – kerogen precursors and geochemical lipid sinks: a study us-ing pyrolysis gas chromatography (PGC). Geochimica et Cosmochimica Acta, 44 (12), 2087-2095. https://doi.org/10.1016/0016-7037(80)90206-9

Harvey, G.R., Boran, D.A., Chesal, L.A., & Tokar, J. M. (1983). The structure of marine fulvic and humic acids. Marine Chemistry, 12 (2–3), 119–132. https://doi.org/10.1016/0304-4203(83)90075-0

Schnitzer, M. (1978). Humic substances: chemistry and reactions. In Developments in soil science (Vol. 8, pp. 1-64). Elsevier. https://doi.org/10.1016/S0166-2481(08)70016-3

Stevenson, F. J., & Butler, J. H. A. (1969). Chemistry of humic acids and related pigments. In Organic geochemistry (pp. 534-557). Springer, Berlin, Heidelberg. https://doi.org/10.1007/978-3-642-87734-6_28

Chekalyuk, E. B. (1971). Thermodynamic principles of the theory of oils mineral origin [Termodinamicheskiye os-novy teorii mineralnogo proiskhozhdeniya nefti]. Kiev, Naukova dumka, 256.

Khokha, Yu. V. (2014) Thermodynamics of abyssal hydrocarbons in the forecast of oil and gas deposits [Termody-namika hlybynnykh vuhlevodniv u prohnozuvanni rehiona-lnoi naftohazonosnosti]. Kyiv: Naukova dumka, 57.

Jaynes, E. T. (1957). Information theory and statistical mechanics. Physical review, 106(4), 620. https://doi.org/10.1103/PhysRev.106.620

Ungerer, P., Collell, J., & Yiannourakou, M. (2015). Molecular modeling of the volumetric and thermodynamic properties of kerogen: Influence of organic type and maturity. Energy & Fuels, 29 (1), 91-105. https://doi.org/10.1021/ef502154k

Fester, J.I., & Robinson, W.E. (1966). Oxygen functional groups in Green River oil-shale kerogen and trona acids. In: Gould, R.F. (Ed.), Coal Science (pp. 22–31). American Chemical Society, Washington, DC. https://doi.org/10.1021/ba-1966-0055.ch002

Vandenbroucke, M. (2003). Kerogen: from types to models of chemical structure. Oil & gas science and technology, 58(2), 243-269. https://doi.org/10.2516/ogst:2003016

Zelenko, Yu. M., Dziuba, O. V., & Karpenko, O. M. (2016). Spatial distribution of kerogen types based on data pro-cessing of samples by pirolysis method within the Dnieper-Donetsk depression. Geoinformatika, 3 (59), 20-24.

Pavlyuk, М. І. (2014). Geodynamic evolution and oil and gas potential of the Azov-Black Sea and Barents Sea pericontinental shelves [Heodynamichna evolyutsiya ta naftohazonosnistʹ Azovo-Chornomorsʹkoho i Bar-entsevomorsʹkoho perykontynentalʹnykh shelʹfiv]. Lviv, PROMAN LTD, 365.

Mykhailov, V. A., Kurovets, I. M., Senkovskyi, Yu. M., Vyzhva, S. A., Hryhorchuk, K. H., Zahnitko, V. M., Hnidets, V. P., Karpenko, O. M., & Kurovets, S. S. (2014). Unconventional sources of hydrocarbons of Ukraine. Southern oil and gas region [Netradytsiini dzherela vuhlevodniv Ukrainy. Pivdennyi naftohazonosnyi rehion]. Kyiv: VPTs «Kyivskyi universytet», 222.

Koltun, Yu. V. (2008). Evolution of black shale formations and related hydrocarbons generation within the an-cient continental margin of Tethys (Ukrainian Carpathians and adjacent territories) [Evoliutsiia chor-noslantsevykh tovshch ta heneratsiia vuhlevodniv v mezhakh davnoi kontynentalnoi okrainy Tetisu (Ukrainski Karpaty ta sumizhni terytorii)]. Collection of Scientific Works of the Institute of Geological Sciences NAS of Ukraine, 1, 87-92. https://doi.org/10.30836/igs.2522-9753.2008.152429

Bazhenova, O. K., Fadeeva, N. P., Sent-Zhermes, M. L., Tihomirova, E. E. (2003). Sedimentation Conditions in the Eastern Ocean of Paratethys in the Oligocene – Early Miocene [Usloviya osadkonakopleniya v vostochnom okeane Paratetis v oligotsene–rannem miotsene]. Vestnik MGU. Ser. 4. Geologiya, 6, 12-19.

Khokha Yu. V., Yakovenko M. B., Lyubchak O.V. (2020). Entropy maximization method in thermodynamic model-ling of organic matter evolution at geodynamic regime changing. Geodynamics, 2 (29), 79-88. https://doi.org/10.23939/jgd2020.02.079

Liubchak, O., Khokha, Yu. & Yakovenko, M. (2018). Correlation of the hydrocarbon components structural ele-ments of the Eastern Carpathians argillites by the Jaynes' formalism. Visnyk of V. N. Karazin Kharkiv National University, series "Geology. Geography. Ecology", (49), 83-94. https://doi.org/10.26565/2410-7360-2018-49-07

Behar, F., Lorant, F., & Lewan, M. (2008). Role of NSO compounds during primary cracking of a Type II kerogen and a Type III lignite. Organic Geochemistry, 39(1), 1-22. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2007.10.007

Helgeson, H. C., Richard, L., McKenzie, W. F., Norton, D. L., & Schmitt, A. (2009). A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta, 73(3), 594-695. https://doi.org/10.1016/j.gca.2008.03.004

Bell I.H., Wronski, J., Quoilin, S., & Lemort, V. (2014). Pure and Pseudo-pure Fluid Thermophysical Property Eval-uation and the Open-Source Thermophysical Property Library CoolProp. Industrial & Engineering Chemistry Research, 53(6), 2498-2508. https://doi.org/10.1021/ie4033999

Liubchak, O., Khokha, Yu. & Yakovenko, M. (2019). Thermodynamics of type II kerogen transformation. Geology & Geochemistry of Combustible Minerals, 3 (180), 25–40. https://doi.org/10.15407/ggcm2019.03.025

Lindsey, A.S., & Jeskey, H. (1957). The Kolbe-Schmitt Reaction. Chemical Reviews, 57 (4), 583-620. https://doi.org/10.1021/cr50016a001

Опубліковано
2021-06-01
Як цитувати
Любчак, О., Павлюк, М., Хоха, Ю., & Яковенко, М. (2021). Моделювання трансформації керогену І та ІІІ типів методом максимізації ентропії. Вісник Харківського національного університету імені В. Н. Каразіна, cерія «Геологія. Географія. Екологія», (54), 83-95. https://doi.org/10.26565/2410-7360-2021-54-06