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Mar 28, 2024

Evoluzione dei fluidi e fluidi correlati

Scientific Reports volume 13, numero articolo: 14067 (2023) Cita questo articolo 75 Accessi Dettagli metriche I fluidi dei pori controllano i processi diagenetici e gli spazi di stoccaggio dei serbatoi di roccia clastica profonda

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 14067 (2023) Citare questo articolo

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I fluidi dei pori controllano i processi diagenetici e gli spazi di stoccaggio dei serbatoi di rocce clastiche profonde e sono diventati una delle principali aree di interesse nei campi della sedimentologia e della geologia del petrolio. Questo articolo mira a mettere in relazione i processi diagenetici delle arenarie oligoceniche di Zhuhai nel Baiyun Sag con i fluidi dei pori che variano con la profondità di sepoltura. I tipi e i modelli di distribuzione dei minerali autigeni sono studiati attraverso l'analisi delle caratteristiche petrografiche, mineralogiche e geochimiche per illustrare l'origine e i modelli di flusso dei fluidi dei pori e le loro influenze sulla diagenesi del serbatoio. La forte cementazione del cemento carbonatico eogenetico vicino all'interfaccia arenaria-fango è stata una conseguenza della migrazione del materiale dalle pietre argillose adiacenti su larga scala. I fluidi dei pori sono stati principalmente influenzati dalla metanogenesi microbica e dalla dissoluzione dei minerali carbonatici nelle pietre argillose adiacenti durante l'eogenesi. I fluidi dei pori venivano trasportati diffusivamente in un sistema geochimico relativamente aperto all'interno di un intervallo locale. Il supporto per questo modello è fornito dai valori isotopici stabili più pesanti presenti nella calcite e nella dolomite eogenetiche. La dissoluzione del feldspato durante la mesogenesi iniziale è stata accompagnata spazialmente dalla precipitazione di quarzo autigenico e cemento di carbonato ferroso. I fluidi dei pori in questo periodo erano ricchi di acidi organici e CO2 e il loro meccanismo di migrazione era il trasporto diffusivo. Le composizioni isotopiche di carbonio e ossigeno, ovviamente più leggere, della calcite ferrosa supportano questa deduzione. Durante la mesogenesi tardiva, l'ingresso di fluido idrotermale profondo potrebbe essere stato in parte responsabile della precipitazione di ankerite, barite e albite autigena. La carica di petrolio potrebbe aver inibito la cementazione e la compattazione del carbonato, preservando di conseguenza la porosità, e insieme alla caolinite autigenica, potrebbe aver promosso la transizione del giacimento da acqua bagnata a olio bagnato a vantaggio dell’intrappolamento del petrolio. I risultati qui riportati gettano nuova luce sulla valutazione e sulla previsione dei serbatoi di arenaria che hanno vissuto più periodi di flusso di fluidi.

I fluidi dei pori sono quasi onnipresenti nelle rocce clastiche e, con l'aumentare della profondità di sepoltura, esercitano un'influenza cruciale sulle proprietà petrofisiche attraverso varie interazioni fluido-roccia1,2,3. I fluidi aggressivi dei pori corrodono fortemente i minerali di silicato di alluminio e i minerali di carbonato nei serbatoi di rocce clastiche profonde, creando (o ridistribuendo) pori secondari di una certa scala, migliorando così significativamente (o leggermente) le porosità dei serbatoi. La concomitante precipitazione di minerali secondari, principalmente sotto forma di minerali che riempiono i pori, dovuta al trasferimento di massa attraverso il flusso del fluido nei pori, gioca un ruolo negativo nella permeabilità del giacimento3,4,5,6,7. Identificare l'origine e i modelli di flusso dei fluidi dei pori è fondamentale per la ricerca sulla diagenesi e sulle proprietà di stoccaggio dell'arenaria-scisto8. I complessi serbatoi di arenaria intercalati con l'argilla possono essere complicati dal potenziale di molteplici stadi di evoluzione dei fluidi dei pori e dalle corrispondenti interazioni fluido-roccia durante il progressivo seppellimento. Per definire e dare priorità agli obiettivi dei giacimenti, è necessario comprendere le fonti, i modelli di flusso e la distribuzione spaziotemporale dei fluidi dei pori.

I rapporti isotopici stabili sono comunemente impiegati per limitare (1) le fonti dei fluidi dei pori, (2) i percorsi e i tempi degli eventi fluidi, (3) le temperature di formazione dei cementi a più stadi e (4) le fonti materiali dei sottoprodotti diagenetici9 ,10,11,12,13. Le composizioni isotopiche stabili di carbonio e ossigeno sono altamente stabili in diversi sistemi fluidi che hanno caratteristiche di circolazione profonda. Il grado di frazionamento isotopico dell'ossigeno tra fluidi e minerali si riduce all'aumentare della temperatura di formazione (superficie fino a ~ 300°C14). Il valore δ18O conservato nel cemento può servire come registrazione proxy della temperatura di cementazione. Pertanto, è un indicatore utile per dedurre il tempo di formazione del cemento e per chiarire l'evoluzione dei fluidi dei pori quando viene dato un valore ragionevole di δ18O del fluido dei pori15,16. Rispetto al valore δ13C del pool di carbonio originale, quello conservato nel cemento è più pesante di circa 9–10 ‰ a causa del frazionamento degli isotopi di carbonio. Pertanto, i valori δ13C possono essere utilizzati per tracciare le fonti esterne o interne di carbonio12,13 e per rispondere alle domande più frequenti relative all'interazione fluido-roccia16,17,18,19,20. Sulla base di questi due sistemi isotopici stabili, combinati con la storia dell'evoluzione regionale, è possibile ricostruire le caratteristiche fisico-chimiche e di flusso dei fluidi durante l'intero processo diagenetico21,22.