Hidratos de gas en el Golfo de México
El Golfo de México es una bahía del Océano Atlántico que se extiende hasta la parte sureste del continente norteamericano. Está formado por zonas costeras, plataformas continentales, taludes continentales y llanuras abisales. La zona costera tiene marismas, playas, manglares y muchas bahías, bahías triangulares y lagunas. La plataforma continental forma una serie casi continua de terrazas en el borde del Golfo de México. El ancho varía desde 320 kilómetros en su parte más ancha hasta unos 40 kilómetros en su parte más estrecha. La plataforma continental frente a la costa occidental de Florida y la Península de Yucatán es una vasta área compuesta principalmente de material carbonatado. El resto de la plataforma continental está formado por sedimentos de grava, limo y arcilla. En la plataforma continental y en el talud continental que se extiende hasta la llanura abisal, hay muchos domos de sal de diferentes profundidades; las reservas de petróleo y gas de esta zona están relacionadas con estos domos de sal. La parte central de la llanura abisal que forma el suelo de la bahía es una gran zona triangular, su borde que mira a Florida y la Península de Yucatán es una falla pronunciada, mientras que sus bordes norte y oeste son pendientes relativamente suaves. La cuenca es extremadamente plana, con una inclinación de sólo 0,3 metros cada 2440 metros. La parte más profunda del Golfo de México se ubica en la Cuenca de México, a 5,203 metros bajo el nivel del mar.
(2) Estado actual de las investigaciones exploratorias
En la zona de la vertiente norte del Golfo de México existen más de 50 tipos de hidratos de gas natural de origen pirolítico y biogénico. origen (Figura 7-22), y la profundidad del agua es Entre 440-2400 m, hay hidratos de gas microbianos de estructura I e hidratos de gas pirolíticos de estructura II y H, que se producen en o debajo de los sedimentos profundos en la superficie del fondo marino. Además de metano, los hidratos de gas natural también contienen etano, propano y n-butano. Obviamente, los hidratos de gas natural en la vertiente norte del Golfo de México son abastecidos principalmente por gases de hidrocarburos de migración profunda, acompañados de la mezcla de gases de hidrocarburos superficiales y microorganismos, que en conjunto constituyen el sistema de generación de hidrocarburos de los hidratos de gas natural en esta zona.
Figura 7-22 Mapa de distribución de hidratos de gas en el Golfo de México (basado en Jin Qinghuan et al., 2006)
Desarrollo anormal de fallas y diapiros salinos en la vertiente norte del el Golfo de México, y diversos fenómenos de microfiltraciones también muy comunes. Están estrechamente relacionados con la producción de hidratos de gas en el espacio. Varios hidratos de gas pirolítico producidos a poca profundidad y hidratos de gas biogénico a otras profundidades a menudo se cruzan con zonas de microfiltración de petróleo y gas donde se reúnen grandes comunidades biológicas. Al mismo tiempo, dado que los diversos fenómenos de microfiltración en esta área son esencialmente manifestaciones externas integrales de diapiros salinos profundos y diversos sistemas de fractura, a menudo se asocian con yacimientos profundos de gas natural y petróleo y gas. Por ejemplo, la estación GC184/185 en el distrito de Bush Hill, la estación GC234/235, la estación GC204/205, la estación GB387/388 en el distrito de Garden Bank, la estación MC798/842, la estación MC852/853 en el distrito de Mississippi Canyon y la estación 425/ en WAL2LEY Distrito 425 paradas.
Los hidratos de gas en la vertiente norte del Golfo de México tienden a concentrarse cerca de características estructurales, como fallas asociadas con diapiros de sal y los bordes de cuencas de contracción de sal. Estas fallas son donde los fluidos se mueven desde lo profundo hacia lo profundo. embalses poco profundos. El sistema de migración de fluidos de hidratos de gas natural puede formarse mediante migración vertical y lateral de gas hidrocarburo a lo largo de fallas, varios sistemas de microfiltración y varios sistemas de canales formados por diapiros salinos. Al mismo tiempo, estas fallas, varios sistemas de microfiltración y varios sistemas de canales formados por diapiros salinos, especialmente los espacios límite de varias microcuencas formadas por diapiros salinos, favorecen la aparición de hidratos de gas natural y constituyen el gas natural. en esta área. El cuerpo principal del sistema de acumulación y enriquecimiento de hidratos. A través de diversos medios de observación, SeaBeam y otros descubrieron que existen hidratos de gas natural y salidas de gas en estructuras de deslizamientos de tierra submarinos relacionados con diapiros de sal y sus alrededores. Johnson-Sea-Link II realizó una investigación al respecto. La Figura 7-23 muestra una fotografía de un afloramiento de hidratos de gas en el fondo marino del Golfo de México.
Whelan et al. (2005) basándose en observaciones en el área de la vertiente norte del Golfo de México, resumieron varios fenómenos o efectos de microfiltración en el área y la relación entre la migración de gas de hidrocarburos y los hidratos de gas natural ( Figura 7-24), que describe el sistema de acumulación de hidratos de gas en esta zona. Después de que el petróleo generado por la pirólisis se mezcla con gas de hidrocarburo profundo (lado izquierdo de la Figura 7-24) y metano biogénico (lado derecho de la Figura 7-24), el gas de hidrocarburo de ambas fuentes puede migrar rápidamente hacia arriba a través de grietas o fisuras, o Pasa lentamente a través del sedimento a través de difusión y finalmente ingresa al agregado de hidrocarburos superior. Por supuesto, en los dos modos de migración de gas de hidrocarburo anteriores, la mayor parte del gas de hidrocarburo cruza directamente el agregado de hidrocarburo y continúa migrando hacia arriba hasta el sedimento y el límite de; el agua de mar, en condiciones adecuadas de temperatura y presión, son propensos a formar hidratos de gas natural y depositarse en espacios de reunión favorables, o los gases de hidrocarburos se filtran al cuerpo de agua suprayacente, si la concentración de metano no alcanza la saturación, el metano se formará en forma disuelta; La mayoría de ellos se biodegradarán en agua; cuando la concentración de metano es relativamente alta, se pueden formar burbujas. Si todavía existe metano en forma de burbujas a 100 m por encima de la interfaz entre los sedimentos del fondo marino y el agua de mar, el metano puede filtrarse a la atmósfera. En algunos casos, las burbujas suelen estar envueltas en una película de petróleo. Las comunidades biológicas tienden a reunirse en grupos microbianos cerca de la superficie de los hidratos de gas y las áreas de fuga de gas (Lu Zhenquan et al., 2008).
Figura 7-23 Foto de afloramientos de hidratos de gas en el Golfo de México (basado en Jin Qinghuan et al., 2006)
Figura 7-24 Diagrama esquemático de la acumulación de hidratos de gas sistema en la zona de la vertiente norte del Golfo de México (Según Whelan et al., 2005)
Las características geológicas de los bordes noroeste y norte del Golfo de México son principalmente diapiros salinos, que depositó gruesos sedimentos cenozoicos. Se han encontrado reflectores similares al fondo marino en diferentes áreas del Golfo de México (Ktason et al., 1985). La BSR descrita por Hedberg (1980) se limita principalmente a los pliegues anticlinales en el Golfo de México a profundidades de agua de 1.200 a 2.000 metros. Krason et al. (1985) descubrieron una BSR (doble) con un área de aproximadamente 5000 km2 después de un estudio detallado de los hidratos de gas en el oeste del Golfo de México. Los hidratos de gas natural en esta área se distribuyen a profundidades de agua de 1200~2700m~2700m, y la profundidad (doble) de BSR está entre 400~600 mbsf.
Los núcleos de sedimentos ricos en hidratos de gas recolectados en las aguas profundas de la llanura de Sigsbee y la Bahía de Campeche en el viaje DSDP de 1970 fueron la primera evidencia directa de la existencia de hidratos de gas en el Golfo de México (Shipboard Science Party, 1973). Las muestras de hidratos de gas recolectadas en la Cuenca de Orca en el viaje DSDP96 también confirmaron la existencia de hidratos de gas en el Golfo de México (Shipboard Science Team, 1986). La Cuenca de Orca está ubicada a unos 300 kilómetros al sur de Luisiana y tiene una profundidad de agua de aproximadamente. 2000 metros. El rango de profundidad es de 20 a 40 mbsf. También se han recolectado extensas muestras de hidratos de gas de muestras de superficie cerca del fondo marino del talud continental de Luisiana (Brooks et al., 1986, 1994). Estos depósitos de hidratos de gas del fondo marino con profundidades de agua de 530 a 2400 m a menudo se distribuyen en forma de nódulos, capas difusas y grandes cantidades de sólidos en sistemas de fractura relacionados con desbordes evidentes. El programa conjunto de perforación de hidratos de gas natural en el Golfo de México comenzó en 2001 como un acuerdo de cooperación tripartito entre expertos de la industria, agencias gubernamentales y el Departamento de Energía de Estados Unidos. Sus objetivos principales son: ① estudiar los riesgos geológicos causados por la perforación en busca de hidratos de gas; ② desarrollar y probar métodos geológicos y geofísicos para predecir y describir los hidratos de gas; ③ tomar muestras de sedimentos que contienen hidratos de gas para obtener información para estudiar los hidratos de gas marinos. necesarios para recursos materiales y cuestiones de producción (Claypool, 2006; Ruppel et al., 2008). Esta investigación se centró en el valle de Atwater y el cañón Keetley en el Golfo de México. En 2005 se perforaron pozos en dos entornos geológicos completamente diferentes en el norte del Golfo de México, a 1.300 metros de profundidad de agua. Keathley Valley está ubicado en el cruce de cuatro pequeñas cuencas en el área estructural del domo de sal. Antes de perforar, BSR puede predecir que los hidratos de gas se encuentran cerca de la base de la zona de estabilidad de los hidratos de gas basándose en perfiles sísmicos. En el fondo del valle del río Mississippi, en los bloques 13 y 14 del valle de Atwater, montículos submarinos que parecen estar asociados con derrames de salmuera y gas pueden formar depósitos de hidratos de gas.
Aunque no se obtuvieron muestras de hidratos de gas de los pozos centrales en el área de Keathley Canyon, otros indicadores de hidratos de gas, como la resistividad medida en el pozo elevado, indican que 220 ~ 300 en el KC151-2 +0-2 pozo Pueden existir hidratos de gas a profundidades de m. Lee y Collett (2008) predijeron que la capa de alta resistividad del pozo KC151-2+0-2 puede contener una cantidad considerable de hidrato de gas basándose en la resistividad medida en el fondo del pozo y la cantidad de hidrato de gas calculada mediante la relación de Archie. El hidrato de gas natural es aproximadamente del 10% y la saturación de algunas capas delgadas supera el 40%. La imagen del modo sinusoidal del registro de resistividad del pozo KC151-2+0-2 muestra además que el pozo tiene muchas estructuras de fractura casi verticales en la sección de 220-300 MBSF (Coley-TT, 2005; Hutchinson et al., 2008). El rango de detección del registro de microresistividad es el rango de profundidad BSR previsto del pozo KCl 51-2 (392 mbsf). Lee y Collett (2008) creían que la saturación de agua derivada de la fórmula de Archie disminuirá ligeramente dentro del rango de profundidad previsto del BSR. Por lo tanto, al igual que en el BSR, los hidratos de gas de baja saturación y el gas libre se reflejan débiles en Keathley Canyon (Hutchinson et al. ., 2008).
Figura 7-25 Mapa del fondo marino del Golfo de México (basado en Collett et al., 2008)
Figura 7-26ac818 Mapa de datos de registro de fondo de pozo del tiburón tigre (basado en Collett et al. ., 2008) 2008)
El análisis de los datos de registro de dos pozos en el valle de Atwater mostró poca evidencia de deposición sustancial de hidratos de gas, excepto alguna posible formación de hidratos de gas (Figura 7-27). Los análisis geoquímicos de los fluidos de los poros recolectados de núcleos presurizados y no presurizados en el valle de Atwater también indican la presencia de pequeñas cantidades de hidratos de gas de baja concentración (Ruppel et al., 2008). Sin embargo, la salinidad y el contenido de cloro en los fluidos de los poros indican que las concentraciones de hidratos de gas en una serie de núcleos de sedimentos en las salidas de desbordamiento típicas en el valle de Atwater alcanzan entre el 7% y el 9%.
Figura 7-27 Mapa de ubicación de pozos de extracción de muestras y pozos de perforación y registro en el valle de Atwater del Golfo de México.
(Después de Collett, 2008)
El siguiente paso de JIP en el Golfo de México es expandir la exploración a sedimentos gruesos ricos en mayores concentraciones de hidratos de gas. Para comprender mejor los hidratos de gas en las aguas profundas del Golfo de México, se realizaron perforaciones exploratorias y registros en varias áreas del Golfo de México a fines del invierno de 2009. En 2008, el equipo de selección de sitios del JIP seleccionó tres áreas representativas para perforar en el Golfo de México para probar modelos geológicos e interpretaciones geofísicas para demostrar la presencia de acumulación de hidratos de gas en formaciones de arenisca con buenas propiedades de yacimiento (Hutchinson et al., 2008). Estas tres áreas representativas están ubicadas adyacentes a pozos industriales existentes que proporcionan datos geológicos que describen el potencial de gas natural en las características de deposición de hidratos de Alaminos Canyon Lease 818, Green Canyon Lease 955 y Walker Hill Lease 313 (Figura 7-25).
El análisis de los datos de registro de Chevron Tiger Shark recopilados en la estación AC818 muestra que hay una capa de arenisca con un espesor de 18 m, una saturación de hidratos de gas de aproximadamente el 30 % y una resistividad de 30 ~ 40ω. ·m (Figura 7-26). Los cálculos preliminares muestran que BGHSZ está ubicada cerca de la base de la zona de estabilidad de hidratos de gas medida en este pozo. La perforación en la estación WR313 encontró depósitos de facies de barras de canal y arena laminada. Una serie de facies sísmicas imbricadas desde capas de arenisca gaseosa hasta capas de arenisca que contienen hidratos de gas indican que WR313 tiene hidratos de gas potenciales. Al mismo tiempo, estos eventos proporcionan modelos geológicos para probar diversos hidratos de gas potenciales y calibrar modelos geofísicos (Hutchinson et al., 2008b). Estas estaciones también proporcionan datos muy necesarios para confirmar aún más los recursos de hidratos de gas MMS en el Golfo de México (Frye, 2008).