Formation and preservation of reservoirs at great depth

Cover Page

Cite item

Abstract

The article comprises of the conditions for the formation of reservoirs that retain their properties at great depths, as well as the geological features that are necessary for their safety during subsidence. Since the factors that ensure preservation are very diverse, their digitization is quite difficult; rather, we should say on considering many factors, the combination of which, and not necessarily all at once, is sufficient to forecast the existence of hydrocarbon deposits (and therefore, first of all, reservoirs) at depths that have become technologically accessible, that is, to expand the range geological forecast, which is technologically achieved.

Full Text

Введение

Интерес к так называемым «сверхглубоким» разрезам растет во всем мире. В значительной степени это связано с тем, что освоение сверхбольших глубин является очевидной альтернативой «сланцевой» нефти. И те, и другие проекты – «дети» технического прогресса, которые зачастую позволяют реализовывать их в уже освоенных районах. Но в отличие от больших глубин, освоение «сланцевых» месторождений не всегда и не везде возможно в силу, в числе прочего, экологических, законодательных и иных ограничений.

Понятие «сверхглубокие разрезы» меняется во времени. Если в 70–80-е гг., когда этот термин уже существовал, в качестве порога принималась отметка 4000 м, то сегодня мы говорим уже о 6000 м, понимая при этом, что технологически уже уверенно достигнут рубеж 8000 м.

Особый интерес здесь представляет опыт, накопленный в Китае, где работы по освоению больших и сверхбольших глубин проводятся в большинстве нефтегазоносных бассейнов (табл. 1, 2), и доля запасов, связанных с глубокими и сверхглубокими разрезами, неуклонно растет (рис. 1).

 

Таблица 1. Статистика по разведочным скважинам для разных бассейнов, доля глубоких и сверхглубоких разрезов (объекты глубже 5000 м) и запасы для сверхглубоких (более 6000 м) залежей

Бассейн и его площадь, км²

Скважины, 2000–2019 гг., ед.

Запасы для сверхглубоких (суммарно), млрд т н.э.

ВСЕГО

>5К

>5К (%)

геологические

доказанные

извлекаемые

Сонглиао (260 000)

5 927

395

6,7

1,41

 

0,73

Бохай Бэй (78 000)

9 248

1740

18,8

2,43

 

0,78

Ордос (370 000)

8 491

1107

13,0

1,91

 

1,12

Сычуань (229 500)

3 696

2912

78,8

5,56

0,26

3,46

Куайдам (120 000)

2 576

111

4,3

   

Джангар (381 000)

4 849

252

5,2

2,06

 

0,48

Тарим (530 000)

1 132

1064

94,0

8,58

2,29

3,88

В бассейнах Тарим и Сычуань с наибольшим объёмом запасов доля глубоких скважин превышает 75%. В среднем за год в них было пробурено около 68 сверхглубоких скважин (146 и 53 ед. соответственно [1–3]).

 

Таблица 2. Распределение глубин основных перспективных интервалов карбонатов [1]

Обстановки осадконакопления

Бассейн

Возраст

Главные области

Глубины основных объектов, м

Площадь перспективной области (x104 км²)

Ресурсы природного газа (x1012 м³)

Палеосклоны и возвышенности

Сычуань

Синан –Кембрий

Древняя структура Гаошити-Мохи

Лешан-Гулонг

Палеоподьем Лужоу

Девняя структура Дожоу-Кайджанг

5500–6500

5000–6500

5000–6500

6000–7000

6,0

4,0

2,1

1,3

4,0

3,0

1,0

0,6

Тарим

Кембрий – Ордовик

Палеоподьем Табей

Палеоподьем Хетиан

Древняя структура Тадонг

Подьем Тажонг-Бачу Гу

Склон Макати

5000–8000

5000–6500

5000–7500

5000–7500

7000–7500

2,1

2,6

3,0

2,8

0,5

0,8

0,8

1,0

1,8

0,5

Ордос

Кембрий – Ордовик

Центральный палеоподьем

Пологие склоны (запад)

Подьем Юминг

Подьем Вейбей

4500–6500

4500–6000

4500–6000

4500–6000

3,2

12,0

2,0

0,8

3,0

1,0

0,8

0,5

Внутрикратонные рифты и окраинные части карбонатных платформ

Сычуань

Синан–Триас

Трог Лиангпинг

Трог Хубей-Ченгкой

Свита Лонгванмао (восток)

Рифт Деянг-Ануи

Структура Зонгба

Структура Вужонгшан-Дахингчанг (юго-запад)

5500–7500

5500–6000

6000–7000

5000–7000

6500–7500

4000–5000

4,0

2,0

1,5

1,2

0,2

0,2

2,0

1,0

0,5

0,5

0,3

0,1

Тарим

Кембрий – Ордовик

Окраина Та-Жонг

Окраина платформы Тадонг

Кембрийская платформа Луннан

Подьем Манхи

5500–7500

5500–7000

7000–7500

7000–8000

0,7

0,9

0,9

0,5

1,0

0,8

0,8

0,3

Ордос

Ордовик

Юго-западная часть

Трог Куинги, окраина

Платформа Женгнинг

4500–6500

6000–7000

5500–6000

2,0

0,5

2,2

1,0

0,5

0,5

 

Рисунок 1. Распределение новых доказанных геологических запасов по категориям глубин: обычные и неглубокие разрезы, глубокие и сверхглубокие

Данные по основным 10 передовым прогибам и участкам склонов континентальных бассейнов Китая предоставлены компанией ПетроЧайна [1].

 

Следует особо отметить, что за последние 10–12 лет Китай совершил настоящий прорыв как в технической области поиска сверхглубоких залежей, так и в теоретическом их обосновании. Материалы, опубликованные для свободного доступа и активно обсуждаемые в различных академических структурах (университетах Северной Америки и Европы), представляют только «верхушку айсберга». Основываясь на опубликованных данных, а также на личном опыте одного из авторов (более 5 лет работы в заливе Бохай Бэй), можно утверждать, что основные исследования в области поиска и разведки новых залежей ведутся конфиденциально и весьма успешно.

В 2019–2021 гг. обозначилось практическое завершение так называемой «сланцевой революции» и уничтожение большинства участвовавших в ней независимых (в основном, североамериканских) нефтяных компаний. Следующее событие, влияющее на перераспределение рынка углеводородов (далее – УВ), будет связано именно с Китайской Народной Республикой и принципиальной сменой её роли – от крупного потребителя к возможному экспортеру. Особенно надо отметить, что для контроля над ценами – потребителю энергоносителей нужны дешевые ресурсы – достаточно располагать собственными большими запасами.

Особая ценность китайского опыта для Казахстана состоит ещё и в том, что это наиболее наглядный и массовый пример освоения больших глубин в континентальных условиях. Не следует также забывать, что бассейн Тарим является наиболее близким аналогом Прикаспийского бассейна из всех бассейнов по всему миру (более 600).

Ключевым вопросом для больших глубин является сохранность фильтрационно-ёмкостных свойств (далее – ФЕС) коллекторов, в первую очередь, пористости. Порог в 4000 м принимался таковым не только по технологическим соображениям – в те времена достижение таких отметок уже не было проблемой, а, в первую очередь, именно из предпосылки, что ниже этой отметки наличие коллекторов является проблематичным. На Второй Всесоюзной конференции в Московском институте нефтехимической и газовой промышленности (сегодня – Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина) в 1979 г. две трети докладов были посвящены именно этой проблеме [4]. Тем не менее сегодня геологи научились прогнозировать распространение коллекторов, достаточное для освоения качества на глубинах более 8000 м. Данная статья обобщает опыт таких работ с целью систематизации сведений о критериях, которые способствуют сохранности коллекторов там, где ранее это считалось невозможным.

Основные условия формирования коллекторов

Вопрос прогноза участков с улучшенными ФЕС является, вероятно, наиболее важным для оценки перспективности сверхглубоких разрезов. При этом ключевую роль играет так называемая структура пористости, характеризующая размер, распространение и связанность пустотного пространства. Одним из первых крупных обобщений распределения пористости и проницаемости с глубиной является работа Эхренберга, в которой статистически была обработана обширная база данных, включающая в себя более 35000 значений для терригенных разрезов и 13300 – для карбонатов [5]. На этих материалах можно отметить, что снижение пористости с глубиной для разных разрезов продолжается примерно до 3500–4500 м, после чего наблюдается «выполаживание» тренда, позволяющее экстраполировать значения абсолютной пористости до отметок более 5000–6000 м на уровне 8% для карбонатов и 10% для терригенных разностей.

Наиболее принципиальная разница между двумя типами коллекторов (терригенными и карбонатными) заключается в условиях их формирования (аллохтонных для песчаников и алевролитов и автохтонных для карбонатов) и существенно большей химической активности минеральных компонентов в карбонатах. Эти причины во многом определяют возможные процессы диагенеза и, соответственно, ФЕС при погружении. В связи с этим изменения пластовых температур (и палеотемператур) оказываются значительно более важны, чем абсолютные значения глубин залегания.

И для карбонатных, и для терригенных коллекторов типично снижение разброса значений (Р90–Р10) с глубиной; во всех случаях средняя пористость обломочных разностей оказывалась больше, чем хемогенных. Мы ожидаем сходного поведения и для интервалов сверхбольших глубин (>6000 м), при этом карбонатные породы характеризуются существенно большими пропорциями относительного содержания низкопористых разностей (0–6%).

Это подтверждается предварительными результатами выборки по 150 залежам, сделанными на основании аннотаций к публикациям, включенным в базу данных Геофасетс (Geofacets, табл. 3). По имеющейся к настоящему времени в свободном доступе информации, статистически терригенные коллекторы палеозойского возраста выглядят несколько предпочтительнее, чем карбонатные.

 

Таблица 3. Характеристика коллекторов некоторых сверхглубоких месторождений УВ [6–10]

Название

Год

Характеристика коллектора *

Запасы (дебиты)

тип флюида

глубина, м

пористость, %

проницаемость, мД

нефть, 104 т

газ, 108 м³

Бассейн Сычуань, Китай

Юань

2007

Газ, конд

7427

15,4

  

56,63

Бассейн Тарим, Китай

Лунтан-1

2020

Нефть, газ

8200

3,3-4,4

 

134 м³/сут

45,917 м³/сут

Зонгшен-1

2010

Нефть, конденсат

6497

12,6%

0,0033

9,8 т/сут

5,4- 70,000 м³/сут

Зонгшен-1

2010

Газ, конденсат

6671

8,8%

0,003–0,0061

7,2– 23,86 т/сут

776– 10381 м³/сут

Бассейн Анадарко (минибассейн Сагсби), США

Миллз Франки

2006

Газ

8083

22,3

  

112

Венский Бассейн, Австрия [8]

Шонкиршен T32

1967

Газ

6009

1,7

1,32

  

Зистердорф UT1a

1980

Газ

7544

Выброс газа, авария и ликвидация (K2)

Зистерсдорф UT2A

1983

газ

8553

3,0

0,001

13,6

0.08

Маустренк UT1

1984

Газ и нефть (J3)

6563

  

1986 ИП=нефть

Адерклаа UT1a

1985

газ

6630

  

Некоммерческие притоки

Мексиканский Залив, США Мексика

Принцесса

2000

Нефть, газ

9046

25

 

1759,89

73,34

К2

2004

Нефть, газ

7887

22

2000

1428,5

33,98

Уано

2000

Нефть, газ, конденсат

7681

29

505

696,75

38,82

Плутон

2000

Нефть, газ, конденсат

7176

36

1496

144,61

28,72

Мак-Кинли

2000

Нефть, газ

7120

36

 

155,66

9,7

Доусон Дип

2001

Нефть, газ

7620

35

45

136,43

1,98

Таити

2002

Нефть, газ

8225

25

2000

5457,03

57,77

Шензи

2002

Нефть, газ

7356

25

2000

4774,9

49,55

Телемарк

2000

Нефть, газ

7159

30

1778

182,81

5,67

Озона Дип

2002

Нефть, газ

7030

31

950

682,13

9,91

Тонга

2003

Нефть, газ

8289

25

2000

1364,26

19,82

Табулар Белз

2003

Нефть, газ

8160

30

700

2728,51

39,64

Стиргис

2003

Нефть, газ

7324

25

 

1882,67

55,78

Нотти Хед

2005

Нефть, газ

9333

25

 

3069,58

38,23

Банзай

2005

Нефть

8082

24

600

2046,38

29,73

Пони

2006

Нефть, газ

8823

25

2000

2455,66

35,40

Каскида

2006

Нефть, газ

8116

28

200

8867,67

99,11

Фрейсиан

2006

Нефть, газ

7797

28

2000

1364,26

19,82

Цезарь

2006

Нефть, газ

7698

25

2000

1023,19

14,72

Джулия

2007

Нефть, газ

7533

28

200

1909,96

16,99

Кодиак

2008

Нефть, газ

7975

26

620

682,13

9,36

Свобода

2008

Нефть, газ

7134

30

650

2592,09

39,64

Самурай

2009

Нефть

8627

25

2000

1239,67

16,99

Тибр

2009

Нефть

9426

28

200

8264,46

113,27

Вито

2009

Нефть, газ

8523

30

300

1101,93

33,98

Шенандоа

2009

Нефть, газ

7628

28

200

2523,87

25,49

Хейдельберг

2009

Нефть, газ

7053

25

2000

1296,04

16,99

 

В Мексиканском заливе основная часть песчаных разрезов – с проницаемостями от десятков до первых сотен миллидарси, но в отчетах указывают максимальные значения «до . и ниже». В табл. 3 приводятся максимальные значения. Такие величины не являются чем-то необычайным и довольно часто встречаются, например, в Западной Сибири: в верхнемеловых частично неконсолидированных песчаниках сеноманского возраста, к которым приурочены гигантские газовые скопления, в нижнеюрских песчаниках шеркалинской свиты (Талинская площадь Красноленинского месторождения) или верхнеюрских песчаниках Урненско-Усановского месторождения (Уватский проект на юге Тюменской области).

В данном заливе песчаные тела, быстро погружающиеся на значительные глубины в результате оползания склона или отжима солей, могут сохранять полужидкое/неконсолидированное состояние. При этом пластовые воды начинают «поддерживать» зерна матрицы, частично снимая давление вышележащих пород и предотвращая уплотнение. В некоторых прослоях проницаемости из-за аномально высоких пластовых давлений (далее – АВПД) могут достигать очень существенных значений.

Также обращают на себя внимание аномально низкие значения проницаемости в Тариме. Эти исключительно низкие значения определяют проницаемость матрицы, при этом вклад микротрещиноватости (и просто трещиноватости) чаще всего не учитывается из-за особенностей подготовки образцов для лабораторных исследований. Опять-таки, уникальными такие коллекторы не являются. Замеряемые значения проницаемости высокопродуктивных эйфельских (бийских) доломитизированных известняков на Чинаревском месторождении также составляют доли милидарси. Ещё один пример, приводимый в табл. 3, – Венский бассейн в Австрии.

В условиях глубокого погружения, длительного воздействия высоких пластовых давлений и температур и сложной многостадийной истории тектонических движений, часто встречаемой для палеозойских разрезов, потенциальные коллекторы проходят многочисленные стадии диагенетических преобразований (уплотнение, растворение под давлением, цементация), которые уничтожают поровое пространство. Практически все исследователи сходятся на трех основных факторах, определяющих наличие ФЕС: развитие первичной пористости, формирование вторичного пустотного пространства и их сохранение [11].

Формирование первичной пористости

Обычно обширные участки со значительной первичной пористостью терригенных коллекторов формируются в условиях активной среды, к которым относятся верхние части переработанных дельт, центральные части русел, а в глубоководных условиях – турбидитные системы. Сохранение первичной пористости может быть связано с мономинеральным (преимущественно кварцевым) составом обломочной части, низкой глинистостью, быстрым погружением и формированием АВПД и присутствием УВ.

Особый интерес вызывают песчаные комплексы эолового происхождения, которые характеризуются повышенными сортировкой и окатанностью, преимущественно кварцевым составом и очень низким содержанием глинистых компонентов. Очень важную роль также играют хлоритовые пленки на зёрнах кварца. Во время дальнейшего погружения хлоритовая каемка, полностью покрывающая обломочные зерна, препятствует образованию вторичного кварца (кварцевой цементации), сохраняя первичную межгранулярную пористость (более 20%) и проницаемость (сотни миллидарси). Такие отложения способны выдерживать значительные глубины, сохраняя исходные свойства. В Мексиканском заливе, в свите Норфлет юрского возраста, с такими литофациями связаны промышленные запасы нефти, в т. ч. и на значительных отметках 7000–8000 м [12–14].

Перенос эоловых разностей ветрами в сторону моря и их последующее переотложение турбидитными потоками в глубоководье может формировать своеобразные интервалы чередования алевролитовых и глинистых, обогащённых органикой, разностей. Такие комплексы относятся к сложнопостроенным УВ-системам, содержащим в себе как проводящие, так и генерирующие элементы. Мощность отдельных слойков колеблется в широких пределах от долей миллиметров до первых десятков сантиметров. Примером могут служить отложения плоскостного смыва нижнетриасового возраста свиты Монтни (Montney) в провинции Альберта, Канада [15]. Здесь, в так называемых «гибридных» системах мощностью от 150 до 360 м выявлены многочисленные коммерческие запасы нефти (1125 млн барр.), конденсата (14520 млн барр.) и газа (450 млрд куб. фут) [16]). Можно предположить, что эоловые и эолово-турбидитные (гибридные) литофации карбонового и пермо-триасового возраста будут также развиты в погруженных участках в восточной и северо-восточной частях Прикаспийского бассейна и должны рассматриваться в качестве одного из объектов поисков. Эоловые образования с известной долей условности выделяются в восточной части Прикаспийской впадины. К ним могут быть отнесены хорошо отсортированные пески без фауны, содержащие мелкие линзовидные включения кирпично-красных глин типа такырных знаков [17].

Несколько отстоит от основной темы статьи, но является крайне важным экономический аспект разработки таких залежей. Следует отметить, что разработка залежей свиты Монтни, относящейся к так называемым «нетрадиционным» (unconventional) коллекторам, показала удивительную «стойкость» к колебаниям цен на УВ. В 2018–2019 гг. отметка «безубыточности» (break-even price) примерно равнялась 25 долл. США/барр., но при определенных изменениях налогообложения (льготах), предложенных правительством Канады (21 октября 2020 г.), опускалась и до 16 долл. США/барр. Это самая низкая break-even price из всех сланцевых проектов. Также высокую эффективность демонстрирует и проект освоения глубокозалегающих эоловых песчаников свиты Норфлет. Все это свидетельствует о том, что прогноз развития эоловых песчаников, распространение которых существенно шире, чем обычно предполагается, является важной задачей при прогнозировании глубокозалегающих залежей.

Для карбонатных разностей присутствие интервалов, сформировавшихся в условиях высокой (волновой) энергии, также является критическим фактором на их начальных стадиях. Такие условия связаны с комплексами окраин карбонатных платформ и рифовыми побережьями, которые могут занимать обширные пространства. По данным бурения на месторождении Янгба, эти отложения покрывают площадь по крайней мере в 350 км², а их начальная пористость до уплотнения достигала 40% [18].

Формирование вторичной пористости

Вторичная пористость в сверхглубоких разрезах присутствует и в терригенных, и в карбонатных разностях, однако для хемогенных образований она играет определяющую роль. В формировании вторичного пространства, как правило, абсолютно доминирующую роль играют растворение и трещиноватость. И в терригенных, и в карбонатных породах процессы растворения активизируются при смене пластовых вод, особенно в присутствии более горячих, гидротермальных рассолов. Однако, помимо растворения, горячие воды также вызывают формирование вторичных глинистых минералов, кварцевую и/или кальцитовую цементацию. Дополнительные улучшения ФЕС часто связывают с органическими кислотами, выделяющимися при трансформации органического вещества [19]. В карбонатных коллекторах, кроме упомянутых, значительную роль играют процессы вторичной доломитизации. Сходные условия формирования коллекторов описываются и в свите Элленбургер (Пермский мега-бассейн, Техас), где залежи УВ выявлены в обширном интервале глубин, в т.ч. и для интервала глубин в 6600–6800 м [20].

Растворение – основной механизм формирования вторичной пористости в карбонатных разностях. Оно чаще всего происходит, когда породы подвергаются воздействию пресных, соленых и/или горячих гидротермальных вод. Для отложений рифовых окраин такое разрушение начинается практически одновременно с их образованием [21]. Карбонатные образования окраинных платформ и внутриплатформенных областей располагаются на приподнятых участках и исключительно чувствительны к колебаниям уровня моря. Во время частых подъёмов и падений рифовые образования и участки карбонатных побережий выходят на поверхность, выветриваются и подвергаются разрушению метеорными водами [22]. Эти преобразования характеризуются изменениями изотопного состава углерода и кислорода, а также обилием участков с порами растворения, формирующими неоднородную структур будущих коллекторов.

Процессы эпигенетического карстообразования, развивающиеся вдоль крупных несогласий, часто являются ключевым фактором формирования массивов коллекторов. Обширные участки растворения под эрозионными поверхностями могут затрагивать интервалы до первых сотен метров. Многочисленные залежи глубоких и сверхглубоких месторождений континентальных областей Китая были выявлены именно в таких разностях (рис. 2).

 

Рисунок 2. Интерпретация сейсмического профиля (композит) через область Табей-Тажонг с карбонатными коллекторами карстовых областей, контролируемыми разломами

Отметка в 4500 мсек примерно соответствует глубине 8000 м. Цветом выделены основные опорные горизонты и аномалии, предположительно связанные с УВ в карстовых образованиях [23]

 

Дополнительно к этим изменениям при погружении на значительные глубины начинаются процессы растворения подземными флюидами. Органические кислоты, полученные при преобразовании органики, и другие компоненты могут взаимодействовать с участками карбонатной цементации и зернами матрицы (полевыми шпатами и некоторыми обломочными фрагментами), формируя вторичные поры. Однако эти же процессы могут приводить к образованию глинистых компонентов и вторичной (кварцевой) цементации. В случае если продукты растворения не выводятся из коллектора, они могут частично или полностью изолировать новообразованное пустотное пространство [24].

Существуют весьма разнообразные точки зрения на влияние этих процессов на карбонатные образования. Большая часть исследователей склоняется к тому, что растворение, связанное с органическими кислотами, СО2, H2S и гидротермальными флюидами, является критическим фактором в формировании сверхглубоких коллекторов.

Вторым по значимости процессом считают формирование микро- и макро- трещиноватости. Связанные с тектоническими подвижками разрывы не только увеличивают пористость системы, но и обеспечивают существенное повышение её проницаемости (рис. 3). Они также могут обеспечивать подток глубинных флюидов различного состава, которые на определенных этапах развития системы вызывают растворение. Преобразование керогена, генерация и разрушение нефти в пластовых условиях всегда приводят к образованию участков микроАВПД и растрескиванию материнской породы. При наличии большого числа микротрещин система становится весьма проницаемой. Месторождение Янгба находится на относительно стабильном участке северной оконечности депрессионной части бассейна Сычуань, для которой характерна незначительная степень структурно-тектонических деформаций. Эти условия нельзя считать предпочтительными для развития трещиноватости. Однако доломитовые коллекторы месторождения содержат густую сеть микротрещин с незначительными углами наклона и не связанной с региональными тектоническими напряжениями ориентировкой [2]. Направленность развития является дендритовой, радиальной или пересекающейся, и подавляющая часть заполнена пиробитумами. На участках, представленных породами-неколлекторами известнякового состава, такие трещины отсутствуют. В этом случае микротрещиноватость доломитовых разностей связана с АВПД, вызванным разрушением нефти, которое в верхнеюрское и нижнемеловое время доходило до коэффициента 2,19.

 

Рисунок 3. Связь пористости и проницаемости сверхглубоких карбонатных коллекторов пластов Денг-IV в бассейне Сычуань [25]

Карбонатные (в т.ч. с трещинами растворения) разности всегда содержат 2% и более связанной воды.

 

Еще одним важным фактором является доломитизация – процесс, при котором на начальной стадии открытия поровой системы происходит замещение Ca2+ на Mg2+, приводящее к уменьшению объёма кристаллической матрицы. Помимо этого, дополнительным преимуществом является преобразование структуры карбонатной породы, которая становится значительно более стойкой к воздействию уплотнения. Поэтому, по сравнению с известняками, поровое пространство в доломитовых разностях значительно лучше сохраняется. Также преимуществом является хрупкость доломитов, которые более других карбонатных разностей подвержены трещиноватости. Все это позволило утверждать, что в рассматриваемых разрезах континентального Китая доломитовые разности являются предпочтительными для развития глубоких и сверхглубоких коллекторов [26]. Типичным примером являются разрезы свиты Чангхинг (Changxing), в коллекторах которой было обнаружено крупное газовое месторождение Ягнба. Зона лучших коллекторов в упомянутых среднедевонских отложениях на Чинаревском месторождении в Северной бортовой зоне Прикаспийской синеклизы также связана с обширным распространением процессов доломитизации.

Основные условия сохранности коллекторов

Столь же важными, как и развитие вторичной пористости, являются процессы сохранения первичного и вторичного пустотного пространства. Основные факторы, отвечающие за это, относятся как к карбонатным, так и терригенным разностям:

  • низкий геотермальный градиент (низкие температуры – низкая активность различных компонент, разрушающих обломочную часть и/или переоткладывающих вторичные минералы, уничтожая поровое пространство и поровые каналы);
  • наличие эвапоритов (солей), снижающих как давление вышележащих толщ, так и температуру;
  • быстрое захоронение на значительную глубину. Как дополнительный вариант – сначала медленное захоронение на незначительных глубинах: при первоначальном медленном захоронении образуются глинистые (хлоритовые) корки или покровы зерен, которые помогают замедлить вторичные процессы, при последующем быстром захоронении (например, Мексиканский залив) вторичные процессы не успевают значительно изменить породу и особенно структуру порового пространства. А в коллекторах, оказавшихся на значительной глубине и в «изоляции», высоки шансы образования АВПД, которое замедляет диагенетические процессы);
  • мономинеральный (преимущественно кварцевый для терригенных разностей) состав обломочной части. В качестве примеров можно привести:
    • все объекты свиты Норфлет: Мексиканский залив и побережье залива, возраст – юра;
    • песчаники свиты Тускалуса побережье Мексиканского залива (возраст – мел);
    • одновозрастные разрезы Северного моря (свита Агат) и Пакистана (нижняя часть формации Гору);
    • песчаники в южной и юго-западной частях Баренцева моря (Т2-Т3);
  • ранняя цементация, в т. ч. глинистым цементом. Карбонатный коллектор нарастает на зернах, часто регенерируя их, и изолирует поры, блокируя поровые каналы. Глинистые корки формируются настолько мелкими частицами, что их вклад в уменьшение диаметра каналов и снижение проницаемости незначителен. При этом состав играет роль: так «работает» только хлорит, другие глинистые минералы (каолинит, иллит) при их образовании снижают ФЕС значительно более эффективно;
  • формирование АВПД;
  • раннее поступление УВ.

Особенное влияние оказывают ранние процессы миграции УВ. Помимо поступления с ними целого ряда агрессивных компонентов (H2S, CO2), они меняют состав пластовой (в т.ч. капиллярно связанной) воды, делая её слабокислотной, что существенно останавливает процессы цементации, позволяя сохранить первичную или вторичную пористости [27]. В некоторых случаях УВ могут частично или полностью менять гидрофильность поверхности порового пространства. Это чаще отмечается для случаев термального разложения нефти на глубине и образования так называемых пиробитумов. В такой ситуации формирование вторичных минералов типа кварца или доломита существенно уменьшается.

Формирование и сохранение залежей УВ на сверхбольших глубинах

Статистика, приводимая по китайским сверхглубоким разрезам, показывает, что большинство залежей УВ крупного и среднего размера находятся в непосредственной близости от их основного источника [2]. Вероятно, это объясняется тем, что в такой ситуации пути миграции сравнительно небольшие, а интенсивность поступления УВ высока. Газовые залежи м. Янгба, обнаруженные в литофациях рифового побережья и окраины карбонатной платформы, находятся в непосредственном контакте с нефтематеринскими толщами пермского возраста в свитах Далон и Вуйджапинг [28]. Свита Вуйджапинг (Wujiaping), в частности, характеризуется большими мощностями (30–80 м) и повышенным содержанием морской органики типа IIA – до 2 (вес. %). Согласно моделированию развития этой УВ системы, эти породы достигли пика генерации УВ в нижнеюрское время. Одновременно коллекторы по латерали переходят в обогащённые органикой литофации свиты Далон, которые являются их возрастным эквивалентом. Этот непосредственный контакт с потенциальным источником УВ повышает перспективность системы. Сходная ситуация отмечается и в бассейне Тарим, где песчаные разности области Кешен-Дабей мелового возраста залегают на триасовой нефтематеринской толщи депрессии Кука.

Сохранность генерированных УВ, помимо наличия потенциального коллектора, обеспечивается присутствием покрышки. Для палеозойских пород необходимым условием сохранения изолирующих свойств будет являться относительная тектоническая стабильность. Исключением являются некоторые эвапориты (соли), присутствующие во многих бассейнах (Прикаспийском, Тарим, Мексиканском заливе и др.), которые благодаря свой пластичности сохраняют изолирующие свойства и служат практически абсолютными покрышками. Для рассматриваемых разрезов было предложено использование понятие «продолжительной сохранности УВ», которое может обосновывать наличие коммерческих залежей в различных (сложных) структурно-стратиграфических условиях. Месторождение Янгба перекрыто мощной толщей гипса (300–600 м), а в области Кешен-Дайбей развита региональная толща эвапоритов и глинистых разностей палеогенового возраста от 100 до 1000 м. Давление на разрыв в этих разностях, измеренное в лабораторных условиях, достигает 60 МПа, что позволяет относить их к исключительно надежным покрышкам.

Открытия в основных нефтегазоносных бассейнах Китая сделаны в самых разных коллекторах, как карбонатных (карбонаты окраины и побережья рифовой платформы, побережья/пляж, трещиноватые (и микротрещиноватые) карбонаты, карсты, коры выветривания карбонатных массивов, доломиты), так и в терригенных, например, в терригенные разностях дельтового комплекса (табл. 4). Возраст пород коллекторов имеет очень широкий временной интервал от ордовика до палеогена (табл. 5). Типизация разрезов приводится в табл. 6. При этом получаемые результаты из всех разностей являются промышленно значимыми. Сводка результатов бурения сверхглубоких скважин на структурах в бассейне Тарим приведена в табл. 7.

 

Таблица 4. Характеристика литофаций сверхглубоких залежей в бассейнах Сычуань и Тарим

Бассейн

Месторождение/скажина

литофации

Сычуань

Янба, свиты Фейхиангуан (Т1), и Чангхин (Р3)

Свита Лейкоупо (Карбона)

Карбонаты окраины и побережья рифовой платформы на глубинах 6500–7110 м, пористость 5,2% (Р50)

Доломиты (доломититы); 6000+ м

Тарим

Скв. Тажонг № 1 (Ордовик)

Скв Тажонг № 2 (Карбон)

Тахи, Ханилкатам, Луннан и Лангу (Ордовик)

Скв. Ташен № 1 (Кембрий)

Скв. Ташен № 3 (О1-2)

Шунбей (Ордовик)

Скв. Шунбей – 1СХ

Скв. Шантао № 1 (Ордовик)

Кешен-Дабей, Скв Кешен-902, (Мел)

Скв. Бози № 1

Скв. Жонгшен № 1, свита Хиаорблак (Кембрий)

Скв. Жонгшен № 5

Карбонаты рифовой платформы

Карбонаты побережья/пляж

Карст, кора выветривания карбонатных массивов

Доломиты; 8408 м (нефтепроявления)

Кора выветривания; 6168,24–6724 м (нефть)

Трещиноватые (и микротрещиноватые) карбонаты

6300 м, нефть

7874 м, газ

Терригенные разности дельтового комплекса; 8038 м

7014 м

Трещиноватые карбонаты; 6,861-6,944 (газ)

6562–6671 м (конденсат)

 

Таблица 5. Результаты испытаний некоторые сверхглубоких скважин Китая

Скважина

Возраст

Литология

Интервалы, м

Описание испытаний

Приток

нефть, т/сут

газ, 104 м³/сут

Бассейн Тарим

Репу 3

O

карбонаты

6977–7045

Открытый ствол, 4 мм штуцер

95,3

3,9

Жонгу 16

O

карбонаты

6224–6226

6 мм штуцер

154,4

5,4

Гученг 6

O

карбонаты

6144–6169

8 мм штуцер

 

26,4

Туопу 39

O

карбонаты

6950–7110

3,5 мм штуцер

96,2

1,07

Кешен 2

K

песчаники

6573–6697

ГРП, 8 мм штуцер

 

46

Дабей 3

Pg

песчаники

7058–7091

ГРП, 6 мм штуцер

 

41,6

Бози 1

K

песчаники

7014–7084

5 мм штуцер

29,5

24,5

Дабей 302

K

песчаники

7209–7244

10 мм штуцер

 

116,15

Бассейн Сычуань

Лонганг 1

P

карбонаты

6218–6240

Кислота, открытый ствол

 

187

Лонганг 11

P

карбонаты

6135–6415

Кислота, открытый ствол

 

331

Бассейн Бохай Бэй

Ньюдонг 1

O

карбонаты

5641–6027

Кислота, ГРП

642,9

56,3

 

Таблица 6. Типизация коллекторов сверхглубоких разрезов [2]

Основные литофации

Возраст

Бассейны, и основные открытия

Карбонатный

Окраины карбонатной платформы, рифовые побережья

P3-T1

и O

Басейн Сычуань, м. Янгба, свиты Чангхинг и Фейхиангуан

Бассейн Тарим, структура Тажонг, скв. 1

Побережье (обломочный пляж)

С

Бассейн Тарим, структура Тажонг, скв. 4

Доломиты

C

Басейн Сычуань

Карстовая кора выветривая

O-S

Бассейн Тарим, структуры Тахи, Ханилкатам, Луннан, Лунгу

Связанные с разломом зоны трещинноватости

O-S

Бассейн Тарим, м. Шунбэй

Терригенный

Дельтовый комплекс

K

Бассейн северный Тарим, м. Кешен-Дабэй

 

Таблица 7. Основные результаты сверхглубокого бурения в бассейне Тарим [29]

Структура

Свита

Тип коллектора

Глубина залегания, м

Скважины

Год открытия

Результаты опробывания

Выступ Башня

Юнгшан (Ордовик)

Песчанистые известняки

5300–7000

TZ169, ZG10, Z1, SUN7

2003

SUN7 6819,31 – 6912,0 м, нефть = 20,4 м³/сут и газ = 110,871 м³/сут, на 4 мм штуцере

Подъем Шая (глубокая часть)

Юниян (ϵ-O2)

трещинный

6000–8408

TS1, YQ6

2010

TS1 6800 – 7358 м, приток воды = 26,27 м³/сут

Склон Мехетти

Пенглаиба (О1)

Кавернозные доломиты

6400–6900

YB5, YB7

2012

YB7, 6290–6414 м, нефть = 41,56 м³, на 12 мм штуцере

Выступ Башня

Подсолевой Кембрий

Пористые доломиты

5500–8000

TC1, ZS1, MB1, BT5

2012

ZS1 6861–6944 м, газ = 216,677 м³/сут на 6 мм штуцере

Руины Древнего Города

Вутонг (О1 – О2)

Доломиты с гидротермальной трещиноватостью

6000–6700

GL1, GC6

2012

GC6 6144–6169 м, газ = 26,4×104 м³/сут на 8 мм штуцере, пластовое давление 30,4 МПа

Подъем Сая (южный)

О2

карст

6500–7500

YJ1X, YJ2X

2012

YJ1X, нефть (безводная) = 102,5 т/сут и газ = 46,319 м³/сут на 4 мм штуцере, давление (нефт. части) = 37,9 МПа

Сантокл (южный)

Пенглаиба (О1)

Известняки с гидротермальной трещиноватостью

6400–7200

SN4, SN5

2013

SN5 7176–7184 м, открытый ствол, фонтан газ = 121,1–165,8 ×104 м³/сут

Сантокл (северный)

В кровле О2

Известняки с гидротермальной трещиноватостью

7658

ST1

2015

ST1, 7658 м, газ, максимальный суточный приток = 35,8×104 м³

 

Таким образом, на данный момент на практике доказано существование и сохранность коллекторов на глубинах 8000 м. Скважины, пробуренные за последние 5 лет, например, на месторождении Шунбей в бассейне Тарим, стабильно имеют забои на отметках, превышающих этот порог (табл. 8). Глубины, определяемые здесь как верхняя граница сверхглубоких разрезов (6000 м), постепенно становятся вполне конвенциальными. Это уже привело к тому, что, например, в бассейне Тарим 71% (2,94 из 4,13 млрд т н.э.) доказанных запасов приходятся на интервал 5000–7000 м (рис. 4).

 

Таблица 8. Некоторые сверхглубокие скважины, м. Шунбей, бассейн Тарим [30]

Скважина

Дата

Забой (MD, м)

Скважина

Дата

Забой (MD, м)

Шунбей – 7

2017-10

8121

Шунбей – 5-12Н

2019-02

8424,05

Шунбей – 5-4Н

2017-11

8064,23

Шунбей – 5-9

2019-03

8411

Шунбей – 5-6

2018-11

8026

Шунбей – 1-20Н

2019-02

8191,1

Шунбей – 1-10Н

2018-01

8225,4

Шунбей – 5-10

2019-03

8143

Шунбей – 51Х

2018-04

8239,3

Шунбей – 5-8

2019-02

8024

Шунбей – 501

2018-09

8360

Шунбей – 5-11Н

2019-03

8014

Шунбей Фонг – 1

2018-10

8450

Шунбей Фонг -1

2019-02

8588

Шунбей 1-16Н

2018-11

8002,54

Шунбей Фонг – 1-17Н

2019-04

8219,86

Шунбей 5-5

2018-12

8520

Чуан Шен – 1

2019-07

8420

Шунбей 1-15

2018-12

8010

Лун Тан – 1

2019-07

8882

 

Рисунок 4. Распределение доказанных геологических запасов бассейна Тарим по глубине [30]

 

Прогноз коллекторов на больших глубинах сопряжен с целым рядом сложных динамических реконструкций, но в целом является вполне осуществимым. Основным здесь является именно оценка динамики процесса – формирование первичной, а затем вторичной пористости, а также условия ее сохранности в процессе погружения. Наличие углеводородов в поровом пространстве также играет очень важную роль. Поскольку все эти процессы, включая преобразования УВ в коллекторе, тесно переплетены и многократно перекрываются, такой прогноз всегда будет неоднозначным. Но, как показывает опыт во многих регионах мира, в первую очередь в Китае, системный подход позволяет добиться хороших результатов.

×

About the authors

Baltabek M. Kuandykov

“Meridian Petroleum”

Email: bmku@meridian-petroleum.kz

профессор, президент АО «Меридиан Петролеум»

Kazakhstan, Almaty city

P. E. Syngaevskii

Chevron

Email: pavel.syngaevsky@chevron.com

докт. PhD, старший советник-петрофизик, Global Unconventional Exploration (Глобальная разведка нетрадиционных ресурсов) at Noble Energy (в настоящее время – North-Mid Africa Business Unit – бизнес-единица Северной и Центральной Африки, Chevron), Chevron, Хьюстон, Техас, США

United States, Houston, Texas

S. F. Hafizov

Russian State University of oil and gas named after Gubkina

Author for correspondence.
Email: khafizov@gubkin.ru
ORCID iD: 0000-0003-1426-7649

Doctor of Science, Head of E&A Department

Russian Federation, Moscow

References

  1. Jian Li, She Yuanqi, Gao Yang, Yang Guiru, Li Mingpeng, Yang Shen. Onshore deep and ultra-deep natural gas exploration fields and potentials in China. – China Petroleum exploration, 2019, vol. 24, no. 4.
  2. Xusheng Guo, Dongfeng Hu, Yuping Li, Jinbao Duan, Xuefeng Zhang, Xiaojun Fan, Hua Duan, Wencheng Li. Theoretical Progress and Key Technologies of Onshore Ultra-Deep Oil/Gas Exploration. – ScienceDirect, Engineering, 2019, р. 458–470. doi: 10.1016/j.eng.2019.01.012. 5
  3. Chunchun Xu, Weihong Zou, Yueming Yang, Yong Duan, Yang Shen, Bing Luo, Chao Ni, Xiaodong Fu, Jianyong Zhang. Status and prospects of deep oil and gas resources exploration and development onshore China. – Journal of Natural Gas Geoscience, 2018, no. 3, р. 11-24. DOI: https://doi.org/10.1016/j.jnggs.2018.03.004.
  4. Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. – Тезисы докладов II Всесоюзной конференции. МИНХ и ГП им. Губкина, 1978, 218 с.
  5. Ehrenberg S.N. and Nadeau P.H. Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships. AAPG Bulletin, 2005, v. 89, no. 4, pp. 435–445. doi: 10.1306/11230404071.
  6. https://ihsmarkit.com/product-type/consulting.html (платный сервис)
  7. https://www.elsevier.com/solutions/geofacets (платный сервис)
  8. Strasser E. Applicability of Ultra-Deep Vienna Basin Drilling Experience for Future Exploration Requirements. – Master Thesis. Montanuniversität Leoben (Anwendbarkeit von Bohrerfahrungen im übertiefen Wiener Becken für zukünftige Erkundungsbohrungen), 2015. (https://pure.unileoben.ac.at/portal/en/)
  9. Tian Jun, Yang Haijun, Wu Chao, Mo Tao, Zhu Wenhui, Shi Lingling. Discovery of Well Bozi 9 and ultra-deep natural gas exploration potential in the Kelasu tectonic zone of the Tarim Basin. – Natural Gas Industry, 2020, 40(1), р. 11–19 (in Chinese).
  10. Li Jianzhong, Tao Xiaowan, Bai Bin, Huang Shipeng, Jiang Qingchun, Zhao Zhenyu, Chen Yanyan, Ma Debo, Zhang Liping, Li Ningxi, Song Wei. Geological conditions, reservoir evolution and favorable exploration directions of marine ultra-deep oil and gas in China. – Petroleum Exploration and Development, 2021, v. 48, Issue 1, р. 60–79 (online English edition of the Chinese language journal).
  11. Heydari E. Porosity loss, fluid flow, and mass transfer in limestone reservoirs: application to the Upper Jurassic Smackover Formation, Mississippi. – AAPG Bull 2000, 84(1),100–18.
  12. Godo T. The Smackover-Norphlet Petroleum System, DeepWater Gulf of Mexico: Oil Fields, Oil Shows, and Dry Holes. – Gulf Coast Association of Geological Societies, 2019, 8, р.104–152.
  13. Исказиев К.О., Сынгаевский П.Е., Хафизов С. Ф. Нефть на больших глубинах. Залежи оффшорных месторождений Мексиканского залива. – Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 2021, т. 3, № 1, с. 3–26. DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi88859
  14. Исказиев К.О., Сынгаевский П.Е., Хафизов С. Ф. Нефть на больших глубинах. Залежи оффшорных месторождений Мексиканского залива в отложениях свиты Норфлет, История освоения и перспективы. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 2021, т. 3, № 2, с.3 – 20. DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi89466
  15. Zonneveld J –P., Golding M., Moslow T.F., Orchard M.J., Playter T., Wilson N. Depositional framework of the Lower Triassic Montey Formation, west-central Alberta and northeastern British Columbia. – Canadian Society of Petroleum Geologists, Canadian Society of Exploration Geophysicists, Joint Annual Meeting, Abstracts, 2011, p. 1–4.
  16. National Board of Canada, 2020 (https://www.canada.ca/en.html)
  17. Липатова В.В., Волож Ю.А., Самодуров В.И., Светличная Э.А. Триас Прикаспийской впадины и перспективы его нефтегазоносности. – Труды ВНИГНИ, Недра, 1982, вып. 236М, 152 с.
  18. Guo Xs, Hu Df, Li Yp, Duan Jb, Ji Ch, Duan H. Discovery and theoretical and technical innovations of Yuanba gas field in Sichuan Basin. – SW China, Pet Explor Dev, 2018; 45(1), р. 14–26.
  19. Surdam R.C., Boese S.W., Crossey L.J. Role of organic and inorganic reactions in development of secondary porosity in sandstones: abstract. – AAPG Bull.,1982, 66, р. 635.
  20. Dutton, S. P., Kim, E. M., Broadhead, R. F., Breton, C. L., Raatz, W. D., Ruppel, S. C., and Kerans, Charles, 2005, Play analysis and digital portfolio of major oil reservoirs in the Permian Basin: The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Report of Investigations No. 271, 287 p.
  21. Sarg J.F. Oil and Gas Reservoirs and Coral Reefs. In: Hopley D. (eds) Encyclopedia of Modern Coral Reefs. Encyclopedia of Earth Sciences Series. – Springer, Dordrecht, 2011. DOI: https://doi.org/10.1007/978-90-481-2639-2_121
  22. Ngia N.R., Hu M. & Gao D. Hydrocarbon reservoir development in reef and shoal complexes of the Lower Ordovician carbonate successions in the Tazhong Uplift in central Tarim basin, NW China: constraints from microfacies characteristics and sequence stratigraphy. – J Petrol Explor Prod Technol, 2020, 10, р. 2693–2720. DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-020-00936-y
  23. Haiqing He, Fan Tuzhi, Guo Xujie, Yang Tao, Zheng Min, Huang Fuxi, Gao Yang, 2021. Major achievements in oil and gas exploration of PetroChina during the 13th Five-Year Plan period and its development strategy for the 14th Five-Year Plan. – China Petroleum Exploration, 2021. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.01.002
  24. Aschwanden L., Larryn W.D., Martin M., Donald W.D. Creation of Secondary Porosity in Dolostones by Upwelling Basement Water in the Foreland of the Alpine Orogen. – Geofluids, 2019, 23 p. DOI: https://doi.org/10.1155/2019/5210404.
  25. Lu Wang, Yongming He, Xian Peng, Hui Deng, Yicheng Liu, Wei Xu, 2020. Pore structure characteristics of an ultradeep carbonate gas reservoir and their effects on gas storage and percolation capacities in the Deng IV member, Gaoshiti-Moxi Area, Sichuan Basin, SW China. – Marine and Petroleum Geology, 2020, 111, р. 44–65. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2019.08.012.
  26. Zhang X.F., Shi K.B., Liu B., Yang Y.K., Wang J.Q. Retention processes and porosity preservation in deep carbonate reservoirs. – Geol Sci Tech Info, 2014; 33 (02), р. 80–5. (in Chinese).
  27. Guo Xs, Guo Tl, Huang Rc, Chen Zq. Reservoir development characteristics and predication technologies of large Puguang–Yuanba gas field. – Eng Sci, 2010, 12(10), р. 82–90. (in Chinese).
  28. Guo Xs, Hu Df, Li Yp, Duan Jb, Ji Ch, Duan H. Discovery and theoretical and technical innovations of Yuanba gas field in Sichuan Basin, SW China. – Pet Explor Dev 2018; 45(1), р. 14–26.
  29. He Zl, Jin Xh, Wo YJ, Li Hl, Bai Zr, Jiao Cl, et al. Hydrocarbon accumulation characteristics and exploration domains of ultra-deep marine carbonates in China. –China Petro Explor, 2016, 21(1), р. 3–14. (in Chinese).
  30. Li Yang, Xue Zhaojie, Cheng Zhe, Jiang Haijun, Wang Ruyue. Progress and development directions of deep oil and gas exploration and development in China. – China Petroleum Exploration, 2020. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.01.005 (in Chinese).

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. Figure 1. Distribution of new proved in-place reserves by depth category: conventional and shallow sections, deep and ultra-deep

Download (228KB)
2. Figure 2. Interpretation of a seismic profile (composite) through the Tabei-Tazhong area with fault-controlled karst carbonate reservoirs

Download (448KB)
3. Figure 3. Relationship between porosity and permeability of ultra-deep carbonate reservoirs of the Deng-IV formations in the Sichuan Basin [25]

Download (245KB)
4. Figure 4. Distribution of proved reserves in the Tarim Basin by depth [30]

Download (330KB)

Copyright (c) 2022 Kuandykov B.M., Syngaevskii P.E., Hafizov S.F.

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies