Ropa naftowa- środowisko i stadia tworzenia
Analizując proces tworzenia się węglowodorów, w tym ropy naftowej należy mieć na uwadze ogromną zmienność czynników środowiskowych, takich jak:
- rodzaj i jakość dostarczanej materii organicznej,
- hydrodynamikę środowiska,
- rodzaj zamieszkującej zbiornik fauny i flory,
- poziom dostawy oraz źródło biogenów,
- rodzaj osadów dennych oraz ich skład mineralny.
Wszystkie te parametry są różne nie tylko w rożnych środowiskach, ale ulegają też stałym, dynamicznym zmianom w obrębie pojedynczych basenów sedymentacyjnych. Powoduje to, że w rzeczywistości, procesy powstawania ropy naftowej są nieco inne w każdym systemie naftowym. Niemniej, możemy wyróżnić pewne generalne etapy tworzenia się węglowodorów. Są nimi diageneza, katageneza, metageneza oraz metamorfizm.
Diageneza
Proces diagenezy, zawartej w osadzie materii organicznej, podzielić można na dwa etapy.
Pierwszy, zachodzący zaraz po osadzeniu się materii organicznej, przebiega w obecności tlenu, przy współudziale organizmów tlenowych, na kontakcie woda/osad. Obecność tlenu w kolumnie wody sprzyja zwiększeniu produkcji pierwotnej, jednocześnie jednak nasila procesy biodegradacji materii organicznej oraz jej utleniania.
Procesy przetwarzania materii organicznej przez organizmy żerujące przy dnie zbiornika (biodegradacja), w tym bakterie tlenowe, prowadzą do jej zubożenia w składniki mniej trwałe. W procesach tych zużywana jest głównie labilna (nietrwała) materia organiczna. Pozostałość, czyli bardziej trwała (semi-labilna) oraz trwała (refractory) materia organiczna, pogrzebana zostanie w osadzie, gdzie w poziomie redukcji siarczanów jej dalszy rozkład będzie się odbywał przy współudziale bakterii beztlenowych. Rozpocznie się tym samym drugi, beztlenowy etap procesu diagenezy.
Głębokości, na jakiej w osadzie występują fronty redoks (poziom redukcji azotanów i poziom redukcji siarczanów) uzależniona jest głównie od ilości dostarczanej materii organicznej oraz poziomu natlenienia wód przydennych i górnych partii osadu. Głębokość ta waha się od zera do kilku centymetrów w środowiskach eutroficznych, po kilkadziesiąt centymetrów w środowiskach oligotroficznych.
Ilość materii organicznej, która zostanie wprowadzona w głąb osadu i poddana dalszym etapom diagenezy, zależy nie tylko od wymienionych czynników, ale również od hydrodynamiki środowiska.
Największy wpływ na zachowanie materii organicznej w osadzie ma:
- stopień mieszania się wód w kolumnie,
- abrazyjna działalność podstawy falowania oraz prądów przydennych,
- udział prądów przydennych w transporcie lateralnym i sortowaniu cząstek materii organicznej.
Największy potencjał dla powstawania skał macierzystych dla ropy naftowej mają środowiska o:
- wysokiej produkcji pierwotnej,
- niskiej hydrodynamice (stagnujące),
- zestratyfikowanej kolumnie wody,
- ubogiej faunie bentonicznej,
- dysoksycznych (anoksycznych) warunkach przy dnie zbiornika.
W środowiskach takich ograniczona zostaje faza przemian aerobowych, dzięki czemu pogrzebaniu ulega znacznie większa część materii organicznej, przy czym jest to materiał mniej zubożony w cząstki labilne.
Niższa hydrodynamika środowiska znajduje również odzwierciedlenie w drobniejszych frakcjach osadów deponowanych na dnie zbiornika (frakcja pyłowa i ilasta), co ma istotne znaczenie, zarówno ze względu na ich właściwości uszczelniające, jaki i właściwości kataliczne, przyśpieszające reakcje chemiczne powstawania węglowodorów.
W fazie beztlenowej, poprzez działalność bakterii beztlenowych pogrzebana materia organiczna ulega dalszym przeobrażeniom. W procesie tym jako produkt metabolizmu organizmów beztlenowych generowany jest między innymi biogeniczny metan, siarkowodór oraz dwutlenek węgla. Przetworzona w procesach beztlenowych materia organiczna, po osiągnięciu głębokości pogrzebania, na której temperatury osiągają wartości rzędu około 50 ºC, ulega polikondensacji, tworząc nierozpuszczalny kerogen i niewielkie ilości bituminów.
Dalsze pogrążanie, a tym samym dalszy wzrost temperatury prowadzi do uruchomienia reakcji termokatalitycznych i przejścia do stadium katagenezy.
Literatura:
- McCarthy, K., Rojas, K., Niemann, M., Palmowski, D., Peters, K., Stankiewicz, A., 2011. Basic Petroleum Geochemistry for Source Rock Evaluation. Oilfield Review Summer 2011, 23, no. 2.
autor: Katarzyna Dybkowska
