Formation and Preservation conditions of ultra-deep (>6000 m) hydrocarbon systems

Full Text

Введение

Термин «углеводородная система» (далее – УВ-система; petroleum system) был использован А. Перродоном в 1980 г. [1]. Л. Магун с соавторами [2, 3] формализовали критерии идентификации материнских пород, их картирования, также назвали рассматриваемое направление «нефтяной системой» (или «углеводородной системой») – термином, который ныне стал общепринятым. Под УВ-системой понимается естественная флюидальная система, которая включает глубокопогруженный очаг активных нефтегазоматеринских пород (основной источник), все связанные с ним залежи нефти и газа и нефтепроявления, элементы и процессы, необходимые для формирования и сохранения этих аккумуляций углеводородов (далее – УВ) [3, 4]. В эту концепцию включаются также миграционные пути УВ, которые функционируют сейчас или в прошлом и которые связывают очаг активной генерации нефти и газа с зоной аккумуляции.

Под элементами УВ-системы понимаются нефтегазоматеринские толщи (далее – НГМТ), природные резервуары (коллекторские породы) и покрышки, обеспечивающие изоляцию залежей. Под процессами понимаются явления формирования ловушек, генерация и миграция УВ и формирование скоплений, а также последующие изменения нефти и газа в залежах.

Большая часть нефтяных залежей (~85%) обнаружена в интервале значений пластовых температур 60–120°С [5]. Это, вероятно, связано с низкой степенью биодеградации и одновременно с относительно небольшим влиянием на изменения в коллекторах. Как правило, при температурах 150–160°С, нефть начинает разлагаться, что приводит к преобладанию в «горячих» разрезах преимущественно газа и конденсата. Если исходить из усредненных показателей температурных градиентов, отметка около 5000 м должна быть нижней границей существования жидких УВ, однако сравнительно недавно притоки нефти уже получены с глубин, превышающих 8000 м.

Собственно, происхождение (генерация) УВ в глубоких и сверхглубоких разрезах является первой проблемой, требующей решения на стадии оценки перспективности выбранной территории. Ставшая практически классической теория преобразования керогена и генерации различных УВ при погружении с глубиной [6] оказалась слишком общей и не смогла объяснить многие геохимические особенности, с которыми пришлось столкнуться в сверхглубоких разрезах. Эта ситуация только усугубляется в случаях с древними породами, которые претерпевали длительные преобразования и многочисленные разнонаправленные движения (погружения и подъёмы).

Состав УВ-смесей оказывается «усложнённым» при существовании нескольких одновременно генерирующих УВ толщ или последовательной реактивации источников. Это объясняется присутствием мощных разнородных отложений, сложностью геологического развития и высокой вероятностью многостадийной генерации. Двумя основными причинами, отвечающими за формирование определенного типа УВ, являются состав органики нефтематеринской толщи и глубина погружения (т.е. температура и давление). Отклонения, связанные с преобразованием исходной УВ-смеси, зависят от:

1) разложения нефти и генерации газа при повышении температуры;

2) биодеградации (разложения) нефтей (при температурах менее 80°С);

3) растворения газов (преимущественно метана) в метеорных водах путем «водной отмывки».

Процессы, связанные с термическим разложением, могут переформировать нефтяную залежь в газоконденсатную, а биодеградация и «отмывка», наоборот, превратить конденсаты в нефть, как это произошло в бассейнах Карнарвон и Купер (Австралия) [7, 8]. Однако однозначно предсказать их результат бывает затруднительно из-за одновременных изменений газового фактора и давления насыщения.

Если пытаться учесть эти и другие фундаментальные неопределенности при прогнозировании развития фазовых состояний УВ-смесей, не становится ясно, можно ли вообще давать какие-то практические рекомендации, особенно в комплексах с несколькими УВ-системами. Дополнительные погрешности вносятся в случаях, когда участки бассейна не находятся в условиях термодинамического равновесия, т.е. когда пластовые флюиды в залежах не полностью перемешаны [9]. Наиболее достоверной является информация по уже обнаруженным залежам (флюидам), поэтому для сложных случаев, где присутствуют и нефти, и газ, ряд специалистов предлагает использование «обратного» геохимического моделирования – сверху вниз [10]. Такой подход потребует обширной базы данных и вряд ли сможет дать адекватный прогноз для новых территорий.

Первоначально идею о вертикальной зональности формирования УВ выдвинул в 1948 г. В. А. Соколов, затем Н.Б. Вассоевич [11] указал на неоднородность преобразований органики и выделил «нефтяное окно генерации»: 80–150°С . Чуть позднее С.Г. Неручев [12] выделил основное «газовое окно» с температурами существенно выше «нефтяных».

Затем Тиссо и Вельте в 1978 г. развили эту теорию и определили понятие «окна жидких УВ», которое хорошо работало при поисках и разведке различных месторождений на сравнительно небольших глубинах [6]. В 2008 г. группой специалистов из Норвегии было предложено использование понятия «золотого окна / интервала», в котором, по их мнению, формировалось до 90% УВ-потенциала. На основании обобщения имевшихся в их распоряжении материалов температурный режим для генерации был определен в 60–120°С, (что соответствует зрелости органики (Ro) 0,6–1,2%), а при его превышении ожидалось быстрое падение перспективности [13].

Положение пиков генерации УВ зависит от структурно-тектонического типа бассейна [14]. Смещение (погружение) пика генерации нефти и «нефтяного окна» отмечается для активных областей / бассейнов (рис. 2), краевых предгорных прогибов с лавинной седиментацией, областей с мощными соленосными отложениями. Хотя молодые осадки Южно-Каспийской депрессии не могут служить надежными аналогами верхнепалеозойских комплексов Прикаспийского бассейна, но весьма вероятны сходные процессы в условиях соляной тектоники, когда происходит многократное смешение и наложение различных УВ-систем.

 

Рисунок 1. Принципиальная схема вертикальной зональности генерации газа и нефти органическим веществом в процессе литогенеза [15]

Figure 1. Vertical zonation of oil and gas generation from organic matter during lithogenic processes [15]

Исходя из возможностей биохимического и химического образования углеводородов, В. А. Соколов [15] первоначально выдвинул как одно из основных положений органической теории происхождения нефти понятие о зональности нефтегазообразования по разрезу осадочной толщи.

One of the basic principles of organic theory of oil origin is the notion of zonation of oil-gas formation. As originally was suggested by Sokolov V.A., it was based on the for biochemical and chemical formation of hydrocarbons potential.

 

Рисунок 2. Положение пика генерации нефти и распределение доказанных запасов в басейнах разного типа [15]

Figure 2. Peak of oil generation and HC resources distribution in various types of basins

А – «старые» кратоны (например, Пермский, Волго-Урал и Западно-Канадский бассейны) / “old” cratonic basins (Permian, Volgo-Urals and West Canadian); В – «молодые» кратоны (Мексиканский Залив и Западно-Сибирский супер-бассейн) / “young” cratonic basins (Gulf Of Mexico and West Siberia superbasins); С – «подвижные» или активные альпийского типа (Венский, Трансильванский, Южно-Каспийский бассейны) / “active” basins of Alpine type (Vienna, Transylvania and South Caspian)

Зелёной линией показано положение пика генерации нефти, синей – распределение доказанных запасов.

Green lines shows peak of oil generation; blue – distribution of prived reserves.

 

 

Рисунок 3. Сейсмогеологический разрез по линии А-А’ (с северо-запада на юго-восток)

Figure 3. Seismic-geological cross section line A-A’ (NW-SE)

Источник / Source: BOEM https://www.boem.gov/ 2020; CNH, 2016 https://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2016/01)

 

Рисунок 4. Основные нефте- и газопроявления

Figure 4. Main oil and gas occurrences

Положение глубоких и сверхглубоких скважин, вскрывших отложения свиты Уилкокс, на участках Мексиканского залива и побережья на 2018 г.

Location of deep and ultra-deep wells that have penetrated Wilcox Formation sediments in the Gulf of Mexico and coastal areas for 2018

L1 & L2 – положение 1D моделей УВ системы Уилкокс складчатого gояса Пердидо [16] / Location of 1D models of hydrocarbons of the Wilcox system of the Perdido Folded Zone [16]

Месторождения в территориальных водах Мексики: Ex – Эксплоратус – 1, Mx – Максимино-1, Nb – Нобилус – 1, Su – Супремус -1, Tr – Трион.

Месторождения и разрезы в территориальных водах США: Ac – Якорь, As – Предположение, At – Атлас, Bf – Бигфут, Bk – Оленья Шкура, Bn – Бонзай, Bs – Басс, Bh – Баха, CB – Отмель Кортеса, Ch – Чак, Cm – Шамплейн, CN – Зеленый Залив, Cr – Коронадо, DB – Гремучая Змея (Даймондбэк), DJ – Дэйви Джонс, Dm – Дамаск, Ds – Кочка (Дас Бамп), Gd – Гваделупа, Gl – Гила, GW – Большая Белая, Hd – Хадриан, Hl – Хал, Jc – Джек, Ju – Джулия, LC – Ручей Линехам, Lg – Логан, Lw – Льюис, MD – Бешенный Пес, Mc – Мокассин, Nt – Нептун, NP – Северный Плэтт, Ph – Фобос, Rw – Красное Дерево (Секвойя), Sb – Плавучий Театр (Сноубоут), Sh – Шенандоа, Sg – Стиргус, Sl – Серебрянный Клин (Сильвертип), SM – Святой Мало, Sr – Сардиния, St – Камни, Tc – Такер, Tb – Тибр, Td – Трайдент, Tg – Тигр, Tl – Толедо, Wh – Кит

Fields in Mexican territorial waters: Ex – Exploratus-1, Mx – Maximino-1, Nb – Nobilus-1, Su – Supremus-1, Tr – Trion.

Fields and geological sections in US territorial waters: Ac – Anchor, As – Assumption, At – Atlas, Bf – Bigfoot, Bk – Deerskin, Bn – Bonzai, Bs – Bass, Bh – Baha, CB – Cortez Bank, Ch – Chuck, Cm – Champlain, CN – Green Canyon, Cr – Coronado, DB – Rattlesnake (Diamondback), DJ – Davy Jones, Dm – Damascus, Ds – Kochka (Das Bump), Gd – Guadalupe, Gl – Gila, GW – Great White, Hd – Hadrian, Hl – Hal, Jc – Jack, Ju – Julia, LC – Lineham Creek, Lg – Logan, Lw – Lewis, MD – Mad Dog, Mc – Moccassin, Nt – Neptune, NP – North Platte, Ph – Phobos, Rw – Redwood (Sequoia), Sb – Floating Theatre (Snowboat), Sh – Shenandoah, Sg – Stirgus, Sl – Silver Wedge (Silvertip), SM – St Malo, Sr – Sardinia, St – Stones, Tc – Tucker, Tb – Tiber, Td – Trident, Tg – Tiger, Tl – Toledo, Wh – Whale

 

В целом в мире накоплен обширный опыт освоения сверхглубоких (на данный момент >6000 м, но это значение постоянно растёт) разрезов. Характеристика некоторых из них приведена в табл. 1.

 

Таблица 1. Характеристика некоторых сверхглубоких разрезов нефтегазоносных бассейнов Мира

Table 1. Characteristics of some ultra-deep formations of hydrocarbon bearing basins of the World

Бассейн Basin	Коллектор (reservoir)							Нефтематеринская толща, возраст Source rocks	Тип бассейна Basin type
	возраст age	литология lithology	глубина, км depth, km	пористость, % porosity %	АВПД over-pres-sure	залежь (тип) accum ulation	флюид fluids
Северная Америка / North America
Скалистые Горы Rocky Mountains	J-K	Обломочный известняк Fragmented limestone	6200	5–15	нет none	с	г-к-н	K	Форланд Forland
Анадарко Anadarko	O1	Обломочный Fragmented	8100	4–15	да yes	л-с	г	C	Форланд Forland
Пермский Permian	O-D	Известняк Limestone	>6500	>5	нет none	с-с	г-к	D	Краевой рифт – долина Rift – valley
Побережье Залива GOM	J-E	Песчаник Sandstone	7000	10–15	да yes	с	г-н	J	Пассивная окраина Passive margin
Калифорнийский California	E	Песчаник Sandstone	>6000	31	да yes	с	г	K	Форланд Forland
Аляска Alaska	E	Песчаник Sandstone	6500	28	нет none	с	г	K-E	Пассивная окраина
Центральная и Южная Америка / Central and South America
Маракайбо Maracaibo	K	Известняк Limestone	6000		да yes	с	н	Е	Форланд Forland
Санта-Круз Тарихи St-Cruz Tarija	S-D	Оолит известняк Pisolite, ls.	7200	4–15	да yes	с	н-г	S-D	Форланд Forland
Сурести Sureste	J-K	Доломит Dolomite	>6500	8–12	да yes	л-с	н-г	J-K	Пассивная окраина Passive margin
Европа / Europe
Долина По Po Valley	Т	Платформенный известняк Platform limestone	6300		да yes	с	г-н-к	T2	Форланд Forland
Аквитан Aquitane	E	Обломочный известняк Fragmented limestone	8000		нет none	с	г-н	K	Форланд Forland
Средний Восток / Middle East
Оман Oman	O	Обломочный известняк Fragmented limestone	6000	5–10	нет none	с	г	P1	Пассивная окраина Passive margin
Африка / Africa
Сирт Sirt	E	Обломочный Fragmented	7000		да yes	с	г	K-E	Рифт-долина Rift-valley
Центральная Азия / Central Asia
Амударья Amu Darya	J-K	Известняк и песчаник Limestone and sandstone	>10000	18–20	нет none	л-с	г-н	J	Депрессия, рифт-долина Depression – rift.
Ферганская долина Fergana Valley	K	Углистые отложения Coaly sediments	7500		да yes	с	н	J-E	Предгорный прогиб Foredeep

*с – структурный тип / c – structural; с-л –структурно-литологический тип/ structural-lithological.; с-с – структурный с осложнениями тип / complex structural

** г – газ / gas; к – конденсат / condensate; н – нефть / oil

С – каменноугольный / Carboniferous; D – девонский / Devonian; E – эоценовый / Eocene; J – юрский / Jurassic; J-E – юрско-эоценовый / Jurassic-Eocene; J-K – юрско-меловой / Jurassic-Cretaceous; K – меловой / Cretaceous; K-E – мел-эоценовый / Cretaceous-Eocene; O – ордовикский / Ordovician; O1 – раннеордовикский / Early Ordovician; O-D – ордовик-девонский / Ordovician-Devonian; P1 – раннепермский / Early Permian; S-D – силурийско-девонский / Silurian-Devonian; T – триасовый / Triassic; T2 – среднетриасовый / Middle Triassic

 

В ряде публикаций, преимущественно китайских специалистов, описываются случаи двухступенчатой и прерывистой генерации УВ. Это явление часто отмечалось в палеозойских комплексах бассейна Тарим, который служит хорошим аналогом для Прикаспийского бассейна. Первые публикации в английских и китайских журналах относятся к 2005–2008 гг., т.е. до того, как в нескольких бассейнах континентального Китая на глубинах, превышающих 6000 м, были открыты коммерческие залежи. Причем целый ряд нефтяных и нефтегазоконденсатных объектов был обнаружен в условиях, традиционно не рассматриваемых как перспективные из-за высоких пластовых температур и зрелости органического вещества. Эти результаты позволяют предполагать высокую перспективность глубокопогруженных комплексов верхнего палеозоя и в Прикаспийском бассейне.

Газовые залежи

Исторически первые целенаправленные поиски в сверхглубоких разрезах были направлены на залежи природного газа и конденсата, поскольку упомянутый верхний температурный предел существования нефтяных залежей в 120–150°С долгое время считался незыблемым, а он обычно регистрируется на относительно небольших глубинах. В процессе анализа первых результатов было выделено два основных источника газа:

1) собственно из материнской породы при достижении органикой определенной степени зрелости;

2) при разложении сгенерированной ранее нефти и/или переработке битумов (продуктов разложения нефти).

Переработка скоплений «палеонефти» может являться существенным источником для генерации газа на больших глубинах. В случае присутствия в нефтематеринской породе преимущественно сапропелевого типа органики можно предположить, что большая часть газовых залежей, связанных с этим источником, сформирована за счёт разложения первичных нефтяных залежей.

Согласно данным геохимии и изотопного состава углерода, было установлено, что газ месторождения Янба и залежи подсолевого кембрийского комплекса, вскрытые скв. Жонгшен-1 в бассейне Тарим, был получен в результате разложения сгенерированной ранее нефти из материнской толщи раннепермского возраста [18]. Одновременно с этим в керне и шламе скв. Жонгшен-1 было отмечено значительное количество пиробитума.

В случае с органикой гумусового типа практически весь газ бывает получен из исходного керогена. Примером такой УВ-системы могут служить сверхглубокие разрезы месторождения Кешен-Дабей, газ которых поступал из материнских толщ триасового возраста.

Дополнительные сложности при анализе происхождения газа связаны с возможностью его переработки и термохимическим изменением содержания H₂S. Сероводород в природных газах может быть получен в результате ряда процессов:

- сульфатного восстановления бактериями и микроорганизмами УВ нефтяного ряда;

- пиролиза соединений серы, содержащейся в нефти и/или генерирующей толще;

- термохимического сульфатного восстановления.

Как правило, считают, что при содержании H₂S в газе более 5% имело место термохимическое воздействие [19]. Происходящие при этом процессы описываются уравнением (1):

CaSO₄ + Hydrocarbon → CaCO₃ +

H₂S + H₂O ± S ± CO₂ (1)

Ещё одним усложняющим фактором является поступление в залежи мантийных и ко́ровых газов. Присутствие значительного количества гелия (He), азота (N₂) и углекислого газа (CO₂) в пластовых флюидах отмечается практически во всех сверхглубоких разрезах континентального Китая, а также в кембрийских залежах Восточной Сибири. При достаточных количествах они могут представлять экономическое значение. В настоящее время считается, что их поступление в ловушки УВ происходит по протяженным глубинным разломам. Смешиваясь с газом из материнских толщ, эти составляющие меняют его состав и свойства и значительно затрудняют диагностику вероятного источника.

Нефтяные залежи

Отдельным пунктом прогноза продуктивности глубинных разрезов является обоснование возможности присутствия в них нефтяных скоплений. В рассматриваемых сверхглубоких разрезах пластовые температуры нередко превышают значения, определённые в классических представлениях об интервалах температур для сохранности жидких УВ (60–120°С). Жидкие флюиды были получены из кембрийских пород в скв. Жонгшен-1 (с глубины более 6000 м), скв. Ташен-1 (с отметки более 8000 м) и из разреза протерозоя в скв. Ньюдонг-1. Во всех случаях было отмечено, что интервал температур для генерации нефти менялся со временем в зависимости от геологических условий. Наиболее важными факторами при этом считаются изменения (снижение) геотермального градиента и существование / наличие аномально-высокого пластового давления (далее – АВПД) и региональной покрышки. Эти выводы хорошо согласуются со сделанными ранее анализами результатов бурения в бассейне Анадако (штат Оклахома, США), где промышленные притоки газа были получены из карбонатной толщи раннеордовикского возраста (с глубин 7663 и 8083 м) и нефти с отметки 6553 м [20].

Депрессия Бахиан в бассейне Залив Бохай Бэй характеризуется глубоко погруженной УВ-системой эоценового возраста, которая в результате сложной истории погружения, дважды генерировала жидкие УВ [21]. В результате нефти ранней генерации позволили сохранить поровое пространство для последующих УВ более зрелых стадий и обеспечили возможность формирования залежи. При испытании интервала в 5671–6027 м из останцов докембрийских доломитов был получен приток легкой нефти дебитом 624,3 м³/сут, газа – 560 м³/сут. На конец 2019 г. это был самый «горячий» разрез восточного Китая, в котором при пластовых температурах 190–201°С была получена нефть.

Многие участки бассейна Тарим характеризуются быстрым погружением на значительные глубины на поздних стадиях развития и градиентами 1,5–2,0°С/100 м. В этом случае были созданы условия для генерации нефти в более позднее время и, соответственно, её сохранности на больших глубинах. На востоке Китая в бассейне Сонглиао градиенты существенно выше и составляют 3,8–4,2°С/100 м, и в этом случае у обогащённых органикой отложений не остается значительного УВ-потенциала [18].

Сравнительно недавние работы на поднятии Шунгтуол (север провинции Тажонг) позволили установить, что нефтематеринские толщи раннекембрийского возраста во время гималайских орогенных процессов – формирования горных массивов и быстрого опускания территории в районе поднятия (40–60 млн лет) вследствие пониженных градиентов температур – всё ещё находились на стадии генерации конденсата и жирного газа [23]. Более того, на основании лабораторных исследований образцов керна бассейна Тарим установлено, что нижняя граница для существования жидких УВ здесь опускается до отметки 9000–10000 м, что соответствует современной пластовой температуре в 210°С.

В пробуренной на севере бассейна Тарим скв. Фуян-1 с интервала 7322,17–7711,65 м в 2015 г. был получен приток чёрной нефти (0,825–0,843 г/см³, 20°С, вязкость 3,1–5,2 мПа·с). При этом пластовая температура в карбонатых отложениях ордовикского возраста составила 172°С, а газовый фактор 135 м³/м³. Это, вероятно, один из самых глубоких и самых «горячих» нефтеносных разрезов в мире. Низкие концентрации диаманоидов (адамантов, три-адамантов) и дибензотиофенов указывают на генерацию нефти при относительно средней зрелости органики (Ro 0,8–1,0%) и отсутствии следов термального разложения. Молекулярный и изотопный состав попутных газов не противоречит этой интерпретации. Второй тест в интервале 7177,25–7568,99 м выполнен в скв. Фуян-102, при этом на Ø4 мм штуцере был получен приток нефти (156,87 м³/сут) и газа (27,828 м³/сут). Нефть оставалась неизмененной при пластовых температурах 150–160°С из-за относительно короткого временного интервала (менее 5 млн лет), что существенно повышает перспективность на нефть этой части бассейна с горизонтами, залегающими в интервале глубин 6000–9000 м. Моделирование УВ-системы месторождения позволило предположить, что основное разложение нефти начинается на отметке 9000–9500 м при соответствующих температурах в 210–220°С [24]. К сходным результатам пришли и специалисты Китайского нефтяного университета, которые на основании анализа 16 образцов нефти из двух сверхглубоких разрезов определили начало генерации органическим веществом лёгких УВ при значениях Ro 1,2–1,5%. Они также отмечали, что в образцах пластовой нефти не замечено следов биодеградации и термохимического восстановления сульфатов [25]. В табл. 2 приводятся некоторые результаты этих измерений.

 

Таблица 2. Основные свойства нефтей месторождения Шантоугол (Shuntuoguole) в бассейне Тарим [17]

Table 2. Tarim basin. Oil properties from Shuntuoguole filed [17]

Скважина Well	Интервал, м Depth, m	Температура, °С Temperature, °С	Плотность при 20°С, г/см³ Density at 20°C, g/cm ³	Вязкость при 50°С, МПа·с Viscosity at 50°C, MPa·s	ГФ, м³/м³ Gas factor, m³/m³	Сера, % Sulphur, %	Смолы, % Tar, %
SB1	7268–7406	114,5	0,8313	2,16		0,08	3,95
SB1-1H	7458–7558	121,1	0,7917	2,41	459	0,11	3,15
SB1-2H	7469–7569	121,9	0,7964	2,57	448	0,1	4,5
SB1-3CH	7274–7358	121,4	0,7948	2,51	469	0,11	6,04
SB1-4H	7459–7562	123,1	0,7964	2,69	450	0,1	0,85
SB1-5H	7475–7576	120,8	0,7981	2,76	447	0,1	9,89
SB1-6H	7288–7340	123,3	0,7895	2,18	456	0,1	4,07
SB1-7H	7339–7456	123,0	0,7990	2,82	362	0,13	4,38
SB1-9	7191–7295	121,5	0,8040	0,95	451	0,11
SB1CX	7259–7526	122,8	0,8020	2,67	372	0,11
SBP1H	7419–7676	119,2	0,8117	4,05		0,16
SB2	7349–7753	118,8	0,8000	2,83		0,12	4,88
SB3	7520–8120	129,5	0,8143	7,91		0,03
SHB5-2	7489–7527	122,9	0,8260	6,18	65	0,19
SHB5-4	7395–8064	121,9	0,8434	8,85	56	0,19
SHB5	7315–7950	121,8	0,8290	4,97	50	0,21

 

Коллекторы этого месторождения относятся к смешанному кавернозно-трещинному типу с пористостью, не превышающей 8% (среднее значение по разрезу около 3,6%). Покрышки представлены глинистыми известняками и аргиллитами ордовикского возраста.

На исключительную устойчивость палеозойских нефтей термическому воздействию указывают работы Лаборатории органической геохимии, Китайской Академии Наук [26]. Согласно экспериментальным результатам, образцы флюидов сверхглубоких разрезов бассейна Тарим начинают разлагаться при достижении температур в 148–162°С, что соответствует зрелости органики Ro 45%, а полное разложение достигается при величинах 245–276°С. Кембрий-ордовикские комплексы восточной части бассейна характеризуются керогеном I/II типа, содержанием органического вещества (англ. Total Organic Carbon, далее – ТОС) в генерирующих толщах 2,48% вес. и суммарной мощностью осадочного разреза до 8000 м. В отличие от классических представлений о полном разложении нефти при температурах более 190–200°С в скв. TD-2, пробуренной в конце 2001 г., были обнаружены следы остаточной нефти.

Анализ УВ-системы показал, что разложение нефти началось при температуре в 165°С, однако из-за смены направления тектонических движений закончилось к началу девона; к этому времени было конвертировано от 60 до 70% исходных объёмов. Остаточные объёмы нефти по-прежнему могут представлять значительный интерес при поиске залежей. Моделирование процессов пиролиза и расчёт кинетики позволили установить нижнюю границу распространения жидких УВ в бассейне в 9000 м. Основными факторами, ответственными за это, являются низкий геотермальный градиент и произошедшее относительно недавно, быстрое погружение отложений [27].

Практически все сверхглубокие разрезы характеризуются развитым в разной степени АВПД. В условиях повышенных пластовых давлений изменение зрелости органики замедляется, и генерация УВ, в т.ч. жидких, начинается позднее. В бассейнах с чередованием нескольких нефтематеринских интервалов и особенно в бассейнах со сложным многоступенчатым тектоническим развитием УВ-системы могут вступать в стадию начала генерации несколько раз. Полученные при этом нефти будут нести в себе геохимические черты различных источников, а залежи характеризоваться многофазовым строением, что оказывается весьма типичным для рассматриваемых сверхглубоких разрезов палеозоя.

То же относится к процессам пиролиза и вторичной, а в ряде случаев и третичной генерации из битумов. Геохимический анализ образцов нефти и газа месторождения Дабей, расположенного в передовом прогибе Куква, указывает на, по крайней мере, два последовательных периода генерации нефти и ещё одного – чистого газа [28].

Для разрезов, где термические градиенты в среднем не являются аномально низкими, т.е. там, где к 8000 м температура может достигать 250°С и более, крайне важным становится прогнозирование локальных аномалий пониженных температур. Важность наличия путей отвода тепла – как площадных, в первую очередь, на глубокой воде, так и локальных, таких как соляные купола, – отмечалась многократно.

Неслучайно первые шаги в освоении сверхглубоких залежей были сделаны именно на шельфе: опускание точки с почти нулевой температурой на глубину от сотен метров до первых километров существенно расширяет вниз интервал температур, благоприятный для генерации и сохранности жидких УВ. Один из таких примеров показан на рис. 3 [32]. Три скважины пробурены на глубины от 8750 до 10650 м (включая воду). Скв. Дэйви Джонс пробурена до глубины 9510 м в прибрежной зоне (глубина воды 6 м), а соли в ней практически отсутствуют. Скв. Каскида (10650 м) пробурена в точке с глубиной воды 1920 м: она вскрыла соли мощностью до 1500 м. Скв. Каскад Чинук занимает промежуточное положение: соли в её разрезе отсутствуют полностью, а глубина воды превышает 2650 м. Температура в скв. Дэйви Джонс оказалась ровно вдвое выше, чем в Каскиде, несмотря на то, что пласт в последней на 1150 м глубже (232°С против 116°С). Неудивительно, что выше залегающая залежь в Дэйви Джонс газовая, а более глубокозалегающая Каскида – нефтяная.

Похожий пример имел место в Прикаспийской синеклизе [33]. Проектная глубина скв. П-1 на структуре Мынтобе (1985 г.) составляла 5200 м. На глубине 4793 м бурение было остановлено из-за аномально высокой температуры 248°С. Сама структура располагается под мульдой между двумя отстоящими друг от друга куполами. В скважинах, пробуренных на сопоставимые глубины, например, скв. Р-3 Росташинская (забой 5030 м, а.о. -4951 м), но в пределах развития соляного купола регистрируются температуры в два и более раза ниже (105°С в скв. Р-3).

Сводный график, иллюстрирующий влияние эвапоритов на пластовые температуры, показан на рис. 5 и в табл. 3 (низкие пластовые температуры на сопоставимых глубинах – результат охлаждения через соляные купола). Граничные значения пластовых условий для характеристики глубоких зон различных нефтегазоносных бассейнов приведены в табл. 4.

 

Рисунок 5. Распределение пластовых давлений и температур сверхглубоких разрезов различных бассейнов

Figure 5. Distribution of formation pressures and temperatures of ultra-deep sections of different basins

Цифрами показаны абсолютные отметки коллекторов. Ряд месторождений Мексиканского залива характеризуется пониженными значениями температур (<130°С), которые обусловлены охлаждением пластов эвапоритовыми массами. Для бассейнов Тарим и Сычуань приведены данные по продуктивным скважинам в разных структурно-тектонических элементах.

Numbers show absolute reservoir elevations. A number of fields in the Gulf of Mexico are characterised by low temperature values (<130°C), which are due to cooling of reservoirs by evaporite masses. For the Tarim and Sichuan basins, data on productive wells in different structural and tectonic elements are given.

 

Рисунок 6. Модель генерации УВ депресии Чуангхин (Chuangxin) с двойным пиком нефтеобразования; свита Феншенг (Fengcheng) нижнепермского возраста [22]

Figure 6. Chuangxin Depression HC generation model with double peak oil formation; Fengcheng Formation of Lower Permian age [22]

Стрелками помечены зоны преобразования по Вассоевичу [11]: ПК – прото-катагенеза; МК – мезо-катагенеза (1 – слабого, 2 – умеренного, 3 – сильного); АК – апо-катогенеза

Arrows mark transformation zones according to Vassoevich [11]: ПК – proto-catagenesis; МК – meso-catagenesis (1 – weak, 2 – moderate, 3 – strong); АК – apo-catogenesis

 

Таблица 3. Пластовые давления и температуры сверхглубоких разрезов в нефтегазовых бассейнах мира

Table 3. Formation pressures and temperatures of ultra-deep sections in some World HC-basins

Бассейн Basin	Месторождение / скважина Field / Well	Дата Date	Забой, м TD, m	Температура, °С Temperature, °С	Давление, МПа Pressure, MPa	Флюиды Fluids
Анадарко Anadarko	Берта Роджерс 1-27 Bertha Rodgers 1-27 Джеймс Хантон #1 James Hunton #1 Раш Ледбеттер #1 Rush Ledbetter #1 Дэвис Брайянт #1 Davis Bryant #1 Брайян Газ Юнит #1-22 Bryant Gas Unit #1-22 Онна Блэк #1 Ona Black #1 Джей-Эф Даберри #3 JF Daberry #3 Хайнес #1-84 Haynes #1-84	1974 1975 1977 1976 1979 1981 1983 1983	9583 7451 8091 7552 7514 7257 7967 7207	246 150 163,3 157,2 138,3 169,4 161,1 129,4	171,33 82,39 89,49 93,28 83,08 81,95 84,35 79,69	H2S, газ и нефтепроявления / H2S, Gas and Oil Shows Газ / Gas Газ / Gas Газ / Gas Газ / Gas Газ, нефть / Gas, Oil Авария, ликвидирована / Accident and abandoned Сухо / Dry
Долина По Po Valley	Малосса-1 Malocca Виллафортуна-1 Vilaafortuna Трикати Tricati	1973 1984 1987 1987	5545 6062 6377 5970	155 180,2 172,2 167,8	104,66 101,33 107,21 102,75	Газ, конденсат / Gas, Condensate Газ, конденсат / Gas, Condensate Газ, конденсат / Gas, Condensate Газ, конденсат / Gas, Condensate
Сантос Santos	Лула Lula	2006	5250	70	56,88	Нефть и газ / Oil and Gas
Мексиканский залив GOM	Таити (GC 640 #1) Tahiti (GC 640 #1) Принцесса (MC 765 #3) Princess (MC 765 Тибр (KC-57) Tiber (KC-57) Якорь (GC 807) Anchor (GC 807) Аппоматокс (MC 392) Appomattox (MC 392) Кит (AC 772) Whale (AC 772) Каскад (WR 206) Cascade (WR 206) Камни (WR 508) Stones (WR 508)	2002 2003 2014 2015 2014 2017 2013 2005	8171 5607 9305 10295 7601 6717 8125 8269	94,4 87,22 123,16 118,89 159,83 98,89 123,3 121,89	137,05 71,77 164,80 180,43 121,86 71,00 142,52 133,12	Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas Нефть и газ / Oil and Gas
Тарим [29] Tarim [29]	Тахи Tahi Шунбэй Shunbei Халахатанг Halahatang Шантаогол Балджи Shantaogol Baljy Кукакраси-Дабей Kukakrasi Dabei			165 190 170 220 175	90,0 104,0 104,0 180,0 128,0	Нефть / Gas
Сычуань [29] Sichuan [29]	Чуаншен 1 Chuanshen 1 Чуанки 1 Chuanki 1 Янба Yanba Ануйи Anyui Пагуанг Paguang Сланцевый Газ Shale gas		8420 7560	180 166 160 161 135 155	150,0 130,0 147,0 78,0 57,0 97,0	Газ / Gas Газ / Gas Газ / Gas Газ / Gas
ДДВ [30] DDV [30]	Шебелинка Shebelinka	1956	6194	140	95	Газ, конденсат / Gas, Condensate
Прикаспийский Pre-Caspian	Шырак-1 Shurak	2011	6569	120	110,3	Газопроявления / Gas Shows

ДДВ / DDV – Днепровско-Донецкая впадина / Dnipro-Donetsk Depression

 

Таблица 4. Граничные значения для характеристики глубоких зон различных нефтегазовых бассейнов [31]

Table 4. Cut-off values for characterization of deep zones of different oil and gas bearing basins [31]

Зоны Intervals	Пластовые условия / Formation conditions
	температура, °С / temperature, °С	давление, МПа / Pressure, MPa
Сверхвысоких значений / Ultra-height	260	207
Очень высоких значений / Very height	204	138
Высоких значений / Height	177	103
Обычные условия / Common	149	69

 

Каких-либо систематических отличий свойств покрышек на сверхбольших глубинах от их аналогов в традиционных интервалах не отмечено. Специфика условий сохранности коллекторов в жёстких условиях больших глубин подробно описана в работе [34]. Кратко резюмируя содержание статьи, следует отметить, что основные факторы, отвечающие за это (они относятся как к карбонатным, так и терригенным разностям), в значительной степени перекрываются с условиями сохранности генерации жидких УВ на больших глубинах:

- низкий геотермальный градиент;

- 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);

- мономинеральный (преимущественно кварцевый для терригенных разностей) состав обломочной части;

- ранняя цементация, в т.ч. глинистым цементом;

- формирование АВПД;

- раннее поступление УВ.

Примеры сверхглубоких УВ систем

Описывая основные достижения за 13-й пятилетний план (2016–2020 гг.) компании, Petro China отмечает исключительный вклад новых идей, позволивших переоценить перспективность многих сверхглубоких участков [34]. В частности, была предложена принципиально новая модель генерации УВ из органики, отложенной в условиях щелочных озер депрессии Чуангхин (Chuangxin), свиты Феншенг (Fengcheng) раннепермского возраста с двойным пиком генерации жидких УВ (рис. 7). Также отмечалось, что сложно-построенные объекты больших глубин стали основным объектом поисков УВ, и это направление сохранится и на 14-й пятилетний план (2021–2026 гг.).

 

Рисунок 7. Основные структурно-тектонические элементы Джунгарского бассейна [36]

Figure 7. Key structural-tectonic elements of Junggar basin

CD –Депрессия Центральная; EU –Подьем Восточный; LU – Подьем Лулианг; NT – складчатый пояс Северный Тянь-Шань; WD – Депрессия Западная; WU – Подъем Вулунгу. Населенные пункты: Ch – Чангжи; Fk – Фуканг; Jm – Джимусар; Ka – Карамау; Ku – Киютюн; Sh – Шихези; Ur – Урумжи

CD -Central Depression; EU – East Uplift; LU – Luliang Uplift; NT – North Tien Shan fold belt; WD – West Depression; WU – Wulungu Uplift. Settlements: Ch – Changzhi; Fk – Fukang; Jm – Jimusar; Ka – Karamau; Ku – Kiyutyun; Sh – Shihezi; Ur – Urumzhi

1 – зона разломов Хонгян; 2 – депрессия СуоСуо Куан; 3 – подъем Шиюнгтан; 4 – депрессия Юнгхи; 5 – подъем Сангикван; 6 – подъем Дибей; 7 – подъем Хинюан; 8 – депрессия Саннан; 9 – подъем Шихи; 10 – депрессия Дишикван; 11 – подъем Динан; 12 – депрессия Вукайван; 13 – складчатая зона Шазанг; 14 – депрессия Шишугои; 15 – подъем Хаунг Саохи; 16 – депрессия Шикуантан; 17 – подъем Хейшан; 18 – депрессия Вутонг Вози; 19 – подъем Ютай; 20 – подъем Бейсантай; 21 – депрессия Джимсар; 22 – подъем Гухи; 23 – депрессия Гученг; 24 – подъем Гудонг; 25 – депрессия Мулей; 26 – зона разломов Фуканг; 27 – антиклинальная зона Хуомату; 28 – складчатая зрога Цюйгу; 29 – депрессия Сикеши; 30 – подъем Чипайзи; 31 – зона разломов Хонгчи; 32 – подъем Жонг Гуай; 33 – зона разломов Кибай; 34 – зона разломов Вухиа; 35 – депрессия Маху; 36 – подъем Дабасонг; 37 – депрессия Пенъицзинси; 38 – подъем Мобей; 39 – подъем Мосуован; 40 – депрессия Донгхай Даожи; 41 – подъем Байджиахай; 42 – прогиб Фуканг; 43 – подъем Монан; 44 – депрессия Шаван

1 – Hongyan fault zone; 2 – SuoSuo Kuang depression; 3 – Shiyungtan uplift; 4 – Yunghee depression; 5 – Sangikwan uplift; 6 – Dibei uplift; 7 – Hinyuan uplift; 8 – Sannan depression; 9 – Shihee uplift; 10 – Dishikwan depression; 11 – Dinan uplift; 12 – Wukaiwan depression; 13 – Shazang folded zone; 14 – Shishugoi depression; 15 – Haung Saohi uplift; 16 – Shikuantan depression; 17 – Heishan uplift; 18 – Wutong Wozi depression; 19 – Yutai uplift; 20 – Beisantai uplift; 21 – Jimsar depression; 22 – Guhi uplift; 23 – Gucheng depression; 24 – Gudong uplift; 25 – Muley depression; 26 – Fukang fault zone; 27 – Huomatu anticlinal zone; 28 – Qiugu folded zrog; 29 – Sikeshi depression; 30 – Chipayzi uplift; 31 – Hongchi fault zone; 32 – Zhong Guai uplift; 33 – Kibai fault zone; 34 – Wuhia fault zone; 35 – Mahu depression; 36 – Dabasong uplift; 37 – Pengjingsi depression; 38 – Mobei uplift; 39 – Mosuowan uplift; 40 – Donghai Daozhi depression; 41 – Baijiahai uplift; 42 – Fukang sag; 43 – Monan uplift; 44 – Shawang depression.

 

Новая геохимическая модель позволила обосновать переоценку перспективности целого ряда глубоко погруженных участков Джунгарского бассейна (Junggar), геологические ресурсы которых возросли почти в 6,5 раза – с 4,3×10⁸ до 27,3×10⁸ т н.э. При этом расстояние вертикальной миграции оценивалось в 2000–4000 м. Глубина залегания песчаников и конгломератов, формирующих основные коллектора свиты Феншенг, составляет, по данным скважин, 3200–6000 м [35]. Таким образом, максимальное погружение расположенных ниже нефтематеринских толщ для активизации двойной / многостадийной генерации в этой области достигает уже 10000 м.

Бассейны континентального Китая (Джунгарский и Сычуань)

Начиная приблизительно с 2014 г., в китайских научных трудах появились концепции развития многостадийной генерации, различные импульсы которой могли прерываться и накладываться друг на друга [33]. Эти явления оказались особенно характерны для бассейнов сложной тектонической истории (и строения), при которой в течение значительного периода откладывались разнообразные потенциально генерирующие толщи и формировались многокомпонентные УВ-системы (источники УВ – коллекторы – покрышки). К таким системам относят различные месторождения газа бассейна Сычуань: Вейюань (Weiyuan, возраст – докембрий), Вабаити и Дачиган (Wubaiti, Dachigan, возраст – каменноугольный), Пугуанг и Лонгганг (Puguang and Longgang – пермотриас), а также месторождения нефти и газа Джунгарского бассейна (пермский возраст).

При проведении сравнительного анализа залежей и притоков, полученных в более чем 10 разрезах, было высказано предположение о существовании нескольких «золотых зон», генерировавших УВ на различных этапах. Сходные условия отмечены и для других континентальных бассейнов Китая: Тарим, Ордос и Сонглиао. Эти выводы нашли свое подтверждение в успешном открытии ряда коммерческих залежей нефти и газа на глубинах, превышающих 6000 м [19]. На этом этапе преимущественно рассматривался механизм первичной генерации разнообразных УВ из серии нефтематеринских толщ, следовавший классической теории, и второй пик, связанный с разрушением жидких УВ и их переформированием в газовые скопления. При таком механизме оценка ресурсного потенциала глубоких, преимущественно газоносных комплексов бассейна Тарим, возросла в 2,3 раза. Кроме того, было отмечено, что в сложнопостроенных бассейнах с «многократными наложениями» УВ-систем существует высокая вероятность повторной генерации и формирования жидких УВ.

Джунгарский бассейн (Junggar / Zhungaer) находится в области Хинджианг (северо-запад Китая) с превышением около 500 м и покрывает территорию в 13,5×104 км². Его окружают горные комплексы Тянь-Шань, Богдашан, Алтай и Киламели. За более чем 60 лет поисков здесь было открыто значительное число месторождений, однако в основном это были небольшие нефтяные залежи. Ситуация принципиально изменилась, когда были обнаружены многопластовые газовые месторождения, относящиеся к гигантским: Махи (сентябрь 2006 г.,) с суммарными доказанными запасами 303,63×108 м³ и Киламели (2003–2006 гг.) с запасами 1033,14×108 м³ [34].

Этот бассейн обладает рядом характеристик, которые позволяют выделить его в качестве ещё одного аналога верхнего палеозоя Прикаспийской депрессии. К самым важным из них относятся:

- сходные лито-фациальные и стратиграфические параметры седиментационных комплексов пермского и каменноугольного возраста, в т.ч. присутствие эвапоритовых разностей позднепалеозойского возраста;

- глубины залегания, превышающие 5000 м, на значительной площади достигающие ~7500 м;

- доказанная продуктивность верхнепалеозойских разрезов, в т.ч. и открытие уникальных нефтяных залежах на сверхбольших глубинах;

- одновременное существование здесь нескольких УВ-систем и многостадийность (унаследованность) развития многих структурно-тектонических элементов (депрессий);

Особенно богатыми органикой являются отложения каменноугольной системы, которые представлены чередованием морских и континентальных разностей, а в верхнем отделе – чередованием терригенных морских и вулкано-кластических, континентальных пород 2021 [35]. Суммарная мощность нефте- и газоматеринских разностей меняется от 10 до 350 м, но распространение ограничено несколькими депрессиями, в которых формировались независимые УВ-системы. Большая часть залежей бассейна связана с этими отложениями.

Нефтематеринские породы представлены темными и карбонатными аргиллитами с тонкими и прерывистыми угольными прослоями. Содержание органики в темных аргиллитах от 0,03% до 4,04%, в карбонатных разностях – 0,46–24,6%, в углистых – 17,3–37,6%. со средними значениями около 29,5%. ТОС относится к смешанному типу II–III, что указывает на его происхождение во влажном климате. В областях Жонггай-Шаван преобладает третий тип, а в депрессии Вулунгу органика относится к I–II типу, а её количество ниже, чем в остальных частях [35].

Нижнекаменноугольные породы оказываются погруженными на самые большие глубины и, соответственно, характеризуются большими значениями зрелости органического вещества (далее – ОВ). Эта часть разреза проходила через различные стадии погружения и температурного режима в зависимости от структурно-тектонического положения. Зрелость органики здесь меняется от 0,55 до 2,5%, достигая в отдельных разрезах 3,0% (скв. Мошен 1). В депрессиях Вукайвань и Дишуйкван верхнекаменноугольные разрезы характеризуются значениями Ro 0,54–1,83%, которые возрастают к области Шазханг и Бейсантай (рис. 8). На территории Шикуантан, Чипайзи и Вулунгу эти значения сравнительно низкие [34]. Их генерационный потенциал оценивается в 0,41×10²–7,18×10² мг/г (УВ / ТОС), что позволяет их относить к хорошим материнским толщам.

 

Рисунок 8. Модели развития УВ-систем для различных элементов Джунгарского бассейна [16]

Figure 8. The reconstructed burial and thermal history for Junggar basin

А – прогиб Маху / Mahu sag; В – прогиб Пенл Хи (Пенъицзинси) / Penl Xi sag; С – прогиб Шаван / Shawan sag; D – прогиб Фуканг / Fukang sag

 

Во внутренних областях бассейна выделяются две основные генерирующие толщи: пермские отложения лагунного происхождения и каменноугольные – морские и переходные разности. С точки зрения распространения по площади, потенциально материнские толщи пермского, юрского и каменноугольного возраста, составляют 60, 30 и 2,25% соответственно. Палеогеографические реконструкции показывают, что отдельные области и обогащённые органикой интервалы проходили стадию «нефтяного окна» в различное время и на различных глубинах, сформировав весьма сложную многостадийную систему. Выполненное 1D моделирование по данным разведочных скважин показало, что максимальная глубина достижения зрелости органикой в 1,3% меняется от 5000 до 7400 м (рис. 9).

 

Рисунок 9. Моделирование УВ-системы мезозоя – кайнозоя складчатого пояса Пердидо, позволившее обосновать перспективность глубоко залегающих песчаных комплексов Уилкокс. Вариант первый – надсолевой [36]

Figure 9. Mesozoic HC System of Perdido fold belt, allowed to prove potential of deep terrigenous complexes in Wilcox formation. Version 1 supra salt [36]

Основной источник титонского возраста достиг пика генерации нефти при погружении на глубину 6800–7200 м, а газовая фаза наступила на глубине в 80000 м. Органика эоцена (обогащенная ОВ толща показана коричневым) не дошла до фазы генерации УВ.

Main source rock of Tithonian age reached his oil generation peak at 6800–7200 m burial depth. And gas phase of generation started at 8000 m. Eocene organic matter (colored brown) did not reach it’s maturity.

 

Мексиканский залив (складчатая область Пердидо)

Свита Уилкокс (Wilcox) датируется верхним палеоценом-нижним эоценом и является одним из крупнейших объектов нефте- и газопоисковых работ в Мексиканском заливе (рис. 4). Детальные исследования этой части осадочного чехла начались более 90 лет назад, когда на территории штата Техас в ней были выявлены крупные залежи УВ. Одновременно в середине 90-х гг. более мелкие, преимущественно газовые месторождения были открыты в штатах Алабама, Миссисипи и Луизиана, а также в бассейне Бургос в Мексике.

Глубокие и сверхглубокие разрезы свиты стали объектом активного поиска в Мексиканском заливе приблизительно с 2001 г., сразу после первого открытия месторождения Баха (Baha АС 557 #2, забой 5843 м при глубине воды 2375 м) в Каньоне Аламинос, которое, несмотря на коммерческую неуспешность, подтвердило наличие как новой работающей УВ-системы, так и мощных песчаных коллекторов турбидитного происхождения.

Хотя в разрезах Мексиканского залива отмечаются многочисленные обогащенные органикой толщи, основным источником УВ для свиты Уилкокс (также, как и для Норфлет) считаются верхнеюрские отложения. На 2019 г. в районе складчатого пояса Пердидо эти комплексы не вскрыты бурением. Анализ геохимии образцов нефти и нефтепроявлений на дне океана показал, что наиболее вероятными источниками являются породы титонского и эоценового возраста, и некоторый потенциал сохраняется в отложениях баррема и турона.

Верхнеюрские отложения представлены обогащёнными органикой глинистыми известняками, мергелями и карбонатными аргиллитами часто с высоким содержанием серы и керогеном II/IIS типа. Основываясь на методе аналогий, для толщ оксфорда и титона содержание ТОС было принято от 0,5 до 2,5% вес., а для интервалов мела – 2,8–4,2% вес. Эоценовые поды относятся к глубоководно-морскому типу, сложены пелагическими и гемипелагическими глинистыми разностями с органикой II/III типа и ТОС ~2,2%.

Изменения зрелости ОВ и времена генерации различных типов УВ сильно варьируют по территории Мексиканского залива. Однако в общем случае для глубоководного комплекса пик генерации нефти приходится на интервал глубин 7600–10700 м, газа – 9100–12200 м (рис. 10, а–б). В конкретной области точное положение этих пиков зависит от совместного влияния разломов фундамента, положения автохтонных и аллохтонных эвапоритов, развития АВПД. Для области Пердидо, в которой располагается месторождение Трайдент, также важную роль играет относительное положение нефтематеринских толщ в сводовой или в синклинальной части структуры минибассейна [38].

 

Рисунок 10. Моделирование УВ-системы мезозоя – кайнозоя складчатого пояса Пердидо, позволившее обосновать перспективность глубоко залегающих песчаных комплексов Уилкокс. Вариант второй – бессолевой [36]

Figure 10. Mesozoic HC System of Perdido fold belt, allowed to prove potential of deep terrigenous complexes in Wilcox formation. Version 2 no salt [36]

Пик генерации нефти находится на глубинах от 7700 до 8500 м, а возможность обнаружения конденсата – до 10000 м. Обогащенные органикой толщи эоцена находятся в начале «нефтяного окна».

Oil generation peak was reached at 7700-8500 burial depth interval, and condensate persectivity extended till 10000 m. Eocene sediments enriched with organic matter are at the beginning of “oil window” genertaion.

 

Таким образом, опыт бурения на большие глубины показывает, что, вопреки традиционным воззрениям, наличие УВ-систем с возможностью формирования и сохранности как газовых, так и нефтяных залежей на глубинах свыше 6000 м – достаточно распространённое явление. Максимальные температуры в залежах, приводящие к разрушению нефтей, постоянно пересматриваются в сторону повышения (рис. 11) [37], что, в свою очередь, вызывает переоценку УВ потенциала многих бассейнов. При этом объем запасов как нефти, так и газа, в сверхглубоких разрезах постоянно увеличивается, особенно в Китае. Сводка основных характеристик сверхглубоких залежей УВ в бассейнах Тарим и Сычуань приведена в табл. 5.

 

Рисунок 11. Тенденция к переоценке температуры разрушения нефти и открытия глубоких залежей [37]

Figure 11. Trend of re-evaluation of temperatures for destruction of HC-accumulations, and deep discoveries [37]

Светлым цветом показаны теоретические разработки, темным – открытия. Начиная с 1990-х гг., открытия иногда «опережают» теорию, заставляя пересматривать нижнюю границу распространения нефти в сторону её возрастания.

Theoretical assumptions are light-colored, and practical results – dark-colored. Since the 1990s, discoveries sometimes «outrun» the theory, forcing to revise the lower limit of oil accumulations.

 

Таблица 5. Основные характеристики сверхглубоких залежей УВ, в бассейнах Тарим и Сычуань [29]

Table 5. Main characteristics of ultra-deep HC fields in the Tarim and Sichuan basins [29]

Бассейн Basin	Месторождение Field	Характеристики продуктивных пластов Characteristics of productive reservoir				Геологические запасы** Geological resources**
		глубина залегания, м depth, m	средняя температура, °С average temperature, °C	начальное пластовое давление, МПа initial reservoir pressure, MPa	тип коллектора reservoir type
Тарим Tarim	Тахи Tahi	5350–6200	165	90	трещинный fractured	13,5×10⁸ т
	Шайбей Shaibei	6500–9000	190	104	трещинный fractured	17×10⁸ т ***
	Халахатанг Halahatang	5900–7100	170	104	трещинный fractured	2,5×10⁸ т
	Выступ Шантаогол Uplift Shantaogol	6600–8300	220	180	трещинный fractured	2×10¹² м³
	Какуакраси-Дабей Kukakrasi Dabei	6000–8000	175	128	трещинно-поровый fracture-intergranular	3,5×10¹² м³
Сычуань Sichuan	Кембрийские разрезы на северо-востоке бассейна Cambrian formations NW basin	8000–10000	Скв. Чуаншен 1, 180°С при забое 8420 м Chuanshen1	~150*	трещинно-поровый fracture-intergranular	10⁸ м³ в интервале 4570–5414 м 10⁸ m³ in the range 4570–5414 m
	Свита Лейкоупо на западе бассейна Leikyopo Formation W basin	5000–8000	Скв. Чуанки 1, 166°С при забое 7560 м Chuanki 1	~130*	поровый, и смешанный трещинно-поровый fracture and mixed fracture-intergranular	2166×10⁸ м³
	Янба Yangba	6240–7300	160	147	трещинно-поровый fracture-intergranular	2,199×10⁸ м³
	Ануи Anuyi	4500–6000	161	78	трещинно-поровый fracture-intergranular	10,570×10⁸ м³
	Пугуанг Puguang	4800–5500	135	57	поровый intergranular	4,121×10⁸ м³
	«Сланцевый» газ Shale gas	3500–4500	155	97	поровый intergranular	более 212,5×10¹² м³ more than 212,5×10¹² m³

*точные измерения на забое отсутствуют / no accurate readings on logging tools

**выделены доказанные запасы / marked – proved reserves

***ресурсы

 

При этом непосредственно возможности подготовки каких-либо практических рекомендаций по выбору конкретных перспективных участков в пределах этих бассейнов на основе прогноза наличия и фазового состава залежей УВ невелики, поскольку осложнены целым рядом факторов. Тем не менее, целенаправленное изучение глубоких разрезов и систематизация большого массива фактических данных в итоге делает эту задачу вполне решаемой.

Выводы

На данный момент времени изучение и освоение сверхглубоких залежей УВ (>6000 м) как с точки зрения геологических представлений, так и по уровню развития технологий является вполне рутинным процессом. Это не означает, что все проблемы прогноза решены, но говорит о том, что сформированы общие принципы оценки сверхглубоких разрезов, основанные, в первую очередь, на оценке динамики формирования как самих разрезов, так и залежей в них.

Существование действующих УВ-систем на указанных глубинах доказано десятками задокументированных примеров.

С большой степенью вероятности можно говорить о том, что границы изучения сверхбольших глубин в ближайшее время существенно опустятся (до >8000 м и более).

Несмотря на критическую зависимость сверхглубоких проектов от экономических показателей (в основном, цен на нефть), развитие и удешевление технологий также, как и в случае с т. н. «сланцевыми» разрезами, неизбежно приведёт к повышению эффективности проектов по освоению залежей нефти и газа на больших глубинах.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Хафизов С.Ф. – написание текста, аналитика, работа с источниками, редактирование рукописи; Куандыков Б.М. – общее руководство подготовкой, структурирование текста; Сынгаевский П.Е. – работа с источниками, подготовка литературного обзора, подготовка рисунков и табличных данных.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Sergey F. Khafizov – text writing, analytics, work with sources, manuscript editing; Baltabek M. Kuandykov – general management of preparation, text structuring; Pavel E. Syngayevsky – work with sources, preparation of literature review, preparation of figures and tabular data.

About the authors

Sergey F. Khafizov

Gubkin University

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

Doct. Sc. (Geology and Mineralogy), professor

Russian Federation, Moscow

Baltabek M. Kuandykov

Meridian Petroleum

Email: bmku@meridian-petroleum.kz
ORCID iD: 0009-0005-3696-8376

Doct. Sc. (Geology and Mineralogy)

Kazakhstan, Almaty

Pavel E. Syngaevsky

Chevron

Email: pavel.syngaevsky@chevron.com
ORCID iD: 0009-0000-5035-1202

Cand. Sc. (Geology and Mineralogy)

United States, Houston, Texas

References

Supplementary files