Composición y distribución de ácidos orgánicos
En la última década, los ácidos orgánicos, específicamente los ácidos grasos de cadena corta, han recibido amplia atención en la geoquímica de los yacimientos. La comprensión que la gente tiene de los ácidos orgánicos se remonta a principios del siglo XX (Rogers, 1917). Sin embargo, este ácido orgánico no había sido identificado como un ácido graso de cadena corta antes de Lochte et al. Willey et al. (1975) utilizaron métodos analíticos avanzados modernos para determinar cuantitativamente el número de aniones ácidos en el agua de formación por primera vez. Barth (1978) fue el primero en introducir la isotacoforesis (ITP) en la industria petrolera, que puede determinar fácil y rápidamente los ácidos orgánicos. Desde entonces, académicos nacionales y extranjeros han realizado investigaciones sobre la composición, el mecanismo de formación y el papel de los ácidos orgánicos en la formación de poros secundarios en el agua de formación, y han logrado resultados notables (Carathers et al., 1978; Surdam et al. , 1984; Kharaka et al., 1986, 1993; Barth et al., 1987, 1989; Huang Futang et al., 1994; 1993; Gao Xixing, 1994; Cai Chunfang y otros, 1997).
La isotacoforesis capilar se puede utilizar para analizar la concentración de ácido fórmico, ácido acético, ácido propiónico, etc. y la cantidad total de ácidos orgánicos en el agua de formación (Liu Changqing et al., 1993; Cai Chunfang et otros, 1997). Debido a la alta salinidad total y la rica concentración de iones cloruro del agua de formación del Ordovícico en el campo de gas central de la Cuenca de Ordos, el método de isotacoforesis capilar ha interferido en gran medida con la determinación cuantitativa de ácidos orgánicos en el agua de formación. Este estudio obtuvo con éxito resultados de análisis cuantitativos de la concentración de masa de ácido orgánico mejorando las condiciones de análisis experimental (Li Xianqing et al., 2003).
La isotacoforesis capilar se utiliza para determinar la concentración de ácido fórmico, ácido acético, ácido propiónico, etc. y la concentración en masa total de ácidos orgánicos en el agua de formación. El método de análisis es la electroforesis de corriente constante en un capilar hueco. La muestra de agua de formación se trata previamente mediante evaporación para eliminar una gran cantidad de sales inorgánicas y luego la muestra se puede inyectar directamente para la separación de ácidos orgánicos. Los instrumentos utilizados fueron un instrumento de electroforesis capilar de alta eficiencia HP3DCE, un capilar de sílice fundida de 85 cm x 75 μm (diámetro interior) (longitud efectiva de 80 cm) y un detector de matriz de diodos producido por Hewlett-Packard Company de los Estados Unidos. La solución de electrolito utilizada es bromuro de hidrogenoftalato de potasio-cetiltrimetilamina, el valor de pH es 6, la longitud de onda de detección es de 210 nm y la inyección de presión es de 50 mbar, 1 s. La cualitatividad se determina mediante el estándar *** y la cuantificación se determina mediante el método de la curva estándar. La muestra de agua se filtra a través de una membrana filtrante de 0,45 μm y se inyecta directamente, o cuando el pico inorgánico es demasiado alto y afecta la separación, la muestra de agua se eluye con una columna de superfosfato de tributilo y una solución de hidróxido de sodio, pero parte del ácido fórmico se eliminará. perderse después de atravesar la columna.
La Tabla 3-4 enumera los resultados del análisis y la medición del contenido de ácido orgánico de bajo peso molecular C1-C5 en el agua de formación de la Formación Ordovícica Majiagou en el campo de gas central de la Cuenca de Ordos. El agua de formación del Paleozoico Inferior en la cuenca de Ordos contiene ácido fórmico, ácido acético, ácido propiónico y ácido butírico, pero no se detectaron ácido benzoico, ácido láctico ni ácidos dicarboxílicos (ácido oxálico, ácido malónico y ácido succínico). Los ácidos monocarboxílicos generalmente están dominados por el ácido acético, que en su mayoría representa más del 50% del contenido total de ácidos orgánicos y contiene una pequeña cantidad de ácido fórmico. Algunas muestras también contienen una cierta cantidad de ácido propiónico y ácido butírico.
Giordano et al. (1994) creían que la distribución de los ácidos orgánicos depende de su tasa de producción y de su descarboxilación térmica y destrucción bacteriana. Crossey (1991) estudió que los ácidos carboxílicos tienen la siguiente secuencia de estabilidad: ácido acético ≥ ácido fórmico > ácido propiónico > ácido butírico > ácido oxálico > ácido malónico > ácido succínico. Esta secuencia puede explicar mejor la gran cantidad de ácidos orgánicos en el agua de formación. Fenómeno de distribución dominado por el ácido acético. Shock (1988) señaló que el ácido propiónico sufre fácilmente una reacción redox con O2 (2C2H5COOH+O2=3CH3COOH), convirtiéndolo así en un ácido acético más estable. Además, la solubilidad de los ácidos orgánicos en el agua de formación disminuye con el aumento del peso molecular. Los ácidos dicarboxílicos no solo tienen una baja solubilidad en agua, sino que también tienen una rápida tasa de degradación térmica, lo que dificulta su conservación. puede ser un hecho objetivo. En cuanto al contenido de ácido fórmico, también está limitado por el método de análisis de isotacoforesis capilar y las condiciones experimentales. Parte del ácido fórmico puede perderse durante el experimento.
Tabla 3-4 Resultados del análisis de ácidos orgánicos en el agua de formación de la Formación Majiagou en el campo de gas central de la Cuenca de Ordos
Nota: n.d.: por debajo del límite de detección.
Como se puede observar en la Tabla 3-4, el patrón de distribución de los ácidos orgánicos en el agua de formación del Ordovícico y del Carbonífero-Pérmico en el campo de gas central de la Cuenca de Ordos es similar, con las características del ácido acético ≥ fórmico. Ácido > ácido propiónico > ácido butírico. Este tipo de distribución es similar a la de la mayoría de las cuencas petroleras reportadas en el país y en el extranjero (Kharaka et al., 1983, 1986, 1993; Barth et al., 1987, 1990; Surdam et al. ., 1984; Li Wei et al., 1994; Huang Futang et al., 1993, 1996; Gao Xixing, 1994;
Sin embargo, el contenido de ácido orgánico en el agua de formación del Ordovícico y Carbonífero-Pérmico en el campo de gas de la Cuenca central de Ordos es muy diferente: el contenido total de ácido orgánico en el agua de formación de la Formación Majiagou del Ordovícico cambia mucho, y el inferior Sólo 9,17 mg/L, alcanzando el máximo 94,49 mg/L, principalmente de 20 a 50 mg/L. El contenido total de ácidos orgánicos en el agua de formación del Carbonífero-Pérmico es relativamente bajo, oscilando entre 0,12 y 41,96 mg/L, generalmente menos; de 10 mg/L (Tabla 3-5). En términos de la composición relativa de ácidos orgánicos, el ácido fórmico en el agua de la formación Ordovícica (que representa un promedio del 4,7% del ácido total) es menor que el del agua de la formación Carbonífero-Pérmico (un promedio del 18,5% del total). ácido acético, ácido propiónico y ácido propiónico en el agua de formación del Ordovícico. Los contenidos relativos de ácido y ácido butírico son más altos que los del agua de formación del Carbonífero-Pérmico.
Tabla 3-5 Comparación del contenido de ácidos orgánicos en el agua de formación en diferentes niveles del Paleozoico en la cuenca de Ordos
Nota: *Los números entre paréntesis son valores promedio, n.d., a continuación; el límite de detección.
En comparación con otras cuencas petrolíferas de mi país (Tabla 3-6), se puede observar que el contenido total de ácidos orgánicos en el agua de formación paleozoica de la cuenca de Ordos es generalmente menor que el de la cuenca de Ordos. El área de Bachu de la cuenca del Tarim y el área de Beidagang de la cuenca de la bahía de Bohai están relativamente cerca, pero obviamente no son tan buenas como las cuencas de Songliao, Tu-Ha, Jianghan y otras. en condiciones geológicas, distribución de yacimientos de petróleo y gas y condiciones de análisis experimental de muestras en diferentes regiones. Los estudios han demostrado (Gao Xixing, 1994; Huang Futang et al., 1999) que el contenido total de ácidos orgánicos (o ácidos grasos) es alto en el agua de formación en contacto con yacimientos de petróleo y gas, y es bajo en el agua de formación de pozos alejados de los límites de las áreas de distribución de los yacimientos de petróleo y gas. El contenido total de ácidos orgánicos en el agua de formación es a menudo menor que el del área de distribución del yacimiento de petróleo, pero significativamente mayor que el de la capa de agua pura sin petróleo; y gasolina. Sin embargo, el mecanismo de formación de los ácidos orgánicos es muy complejo y actualmente no existe una comprensión consistente. En general, se cree que la formación de ácidos orgánicos está controlada por varios procesos diferentes, entre los que se incluyen principalmente: ① Los ácidos orgánicos son productos de la maduración térmica de la materia orgánica depositada (Surdam et al., 1984; Barth et al., 1987); Microorganismos como metanógenos y reductores de sulfato. Subproductos del metabolismo bacteriano (Hatton et al., 1982; Cai Chunfang et al., 1997); ③ Productos de degradación catalítica térmica del petróleo crudo (Hatton et al., 1984; Kharaka et al. , 1993); ④ Los oxidantes minerales oxidan la materia orgánica y los hidrocarburos (Surdam et al., 1993; Machel et al., 1995).
Tabla 3-6 Contenido de ácidos orgánicos y fenoles en el agua de formación de la Cuenca Ordos y comparación con otras cuencas de petróleo y gas
La investigación muestra que el agua de formación de la Formación Majiagou del Ordovícico En el campo de gas central de la cuenca de Ordos existe una cierta relación entre el contenido total de ácido orgánico y la profundidad del entierro. Cuando la profundidad del entierro es de 3000 a 3560 m, el contenido total de ácido orgánico primero aumenta con la profundidad del entierro y alcanza el valor máximo. aproximadamente a 3560 m. Después de eso, disminuye a medida que aumenta la profundidad del entierro (Figura 3-13). Esto es similar a la relación entre el contenido total de ácido orgánico y la profundidad de enterramiento en otras cuencas petroleras en China (Huang Futang et al., 1996; Gao Xixing, 1994; Cai Chunfang et al., 1997). La zona de ácido orgánico de alto valor en el noroeste de la cuenca de Songliao se distribuye a una profundidad de entierro de 1100-1800 m, y el contenido de ácido orgánico es mayor en el rango de profundidad de entierro de 2200-3200 m, hasta 2100 mg/L (Huang Futang et al., 1993, 1996). La concentración de ácido orgánico en el agua de los campos petrolíferos en el área de Beidagang del campo petrolífero de Dagang también es alta, oscilando entre 44 y 4093 mg/L, y la profundidad de enterramiento es de 1800 a 4000 m (Gao Xixing, 1994). Las zonas con alto contenido total de ácidos orgánicos en el agua de formación en la cuenca del Tarim se distribuyen a profundidades de entierro de 4300-4800 m (área de Lunnan) y 5400-5900 m (área de Donghetang), correspondientes a temperaturas del suelo de 106-108 ℃ y 128-135 ℃ respectivamente (Cai Chunfang et al., 1997).
Figura 3-13 La relación entre el contenido total de ácido orgánico en el agua de formación y la profundidad de enterramiento en el campo de gas en la cuenca central de Ordos
Desde un plano (Figura 3- 14), el campo de gas Majia en la cuenca central de Ordos. La composición de ácidos orgánicos en el agua de formación de la Formación Gou es heterogénea. En general, el contenido total de ácido orgánico en el área media (área de pozos Shaan 5-Shaan 6-Shaan 33-Lin 5) centrada en Jingbian es significativamente mayor que en el área norte (área de pozos Shaan 184-Shaan 81-Shaan 88 ). El primero generalmente es superior a 40 mg/l, el segundo es básicamente inferior a 30 mg/l. Este patrón de distribución tiene cierta relación con la distribución de los yacimientos de gas de la corteza paleo-meteorizada del Ordovícico en el área. El área de distribución con altos valores de ácidos orgánicos totales (>45 mg/L) se encuentra principalmente en el área central del centro. Campo de gas (área de Jingbian). Gao Xixing (1994) estudió el agua de formación terciaria en el Nanpu Sag de la depresión de Huanghua y concluyó que la distribución de las secciones de pozos de petróleo y gas es consistente con la distribución de zonas de alta concentración de ácidos orgánicos y zonas de alta salinidad total. Huang Futang et al. (1993, 1996) también tenían una comprensión similar. Las áreas de desarrollo de yacimientos de petróleo y gas a menudo tienen un alto contenido de ácidos grasos, una alta salinidad total y más series de fenoles y benceno.
Figura 3-14 Distribución plana de la composición de ácidos orgánicos en el agua de formación del campo de gas de la Formación Majiagou en la cuenca central de Ordos