Conditions for the formation and preservation of petroleum systems at large (>6,000m) depths

Full Text

За сорок лет существования концепция т. н. углеводородных систем (УС-систем) была хорошо разработана, накоплен значительный объем фактических данных. Однако, с началом освоения сверхбольших глубин (более 6,000 м, хотя в настоящее время эта граница опустилась уже до 8,000 м) выяснилось, что многие процессы протекают несколько иначе, и что некоторые априорные допущения перестают быть актуальными.

В статье рассматриваются вопросы особенностей формирования и условий сохранности углеводородных систем (УВ-систем) при погружении на сверхбольшие глубины. Особое внимание уделено накопленным за последние десятилетия многочисленным примерам скоплений УВ в жидкой фазе при существенном превышении верхнего «классического» порога пластовых температур, при которых, как предполагалось, должна происходить трансформация жидких УВ в газообразные.  

            Термин «углеводородная система» (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 (или углеводородной) системой», термином, который ныне стал общепринятым. Под УВ-системой понимается естественная флюидальная углеводородная 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 УВ [3, цитируется по 4]. В эту концепцию включаются также миграционные пути углеводородов, которые функционируют сейчас или в прошлом, связывающие очаг активной генерации нефти и газа с зоной аккумуляции.

Под элементами УВ-системы понимаются нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), природные резервуары (коллекторские породы) и покрышки, обеспечивающие изоляцию залежей. Под процессами понимаются явления формирование 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 в 60–120 °С. (Nadeau, 2005 [5]). Это вероятно, связано с низкой степенью биодеградации, и одновременно – относительно небольшим влиянием на изменения в коллекторах. Как правило при значениях в 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 5,000 м должна быть нижней границей существования жидких углеводородов; однако сравнительно недавно, притоки нефти уже получены с глубин превышающие 8,000 м.

            Собственно происхождение (генерация) углеводородов (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 (Tissot, 1984 [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 подьемы).

            Состав УВ-смесей, оказывается «усложненным» 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:

• разложения нефти и генерацией газа при повышении температуры;
• био-деградацией (разложением) нефтей (при температурах менее 80°С)
• растворением газов (преимущественно метана) в метеорных водах «водной отмывкой»;

            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) (Murray, 2013 [7]; Hall, 2019 [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, становиться неясно 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 (Stainforth, 2004 [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 (Murray, 2020 [10]). Но 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 (1967 [11]) указал на неоднородность преобразований органики и выделил «нефтяное окно генерации»: 80–150  °С (рис. 1). Чуть позднее С.Г. Неручев (1970 [13]), 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 разведки различных месторождение на сравнительно небольших глубинах (Tissot, 1984 [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 R^o=0.6-1.2%) а при его превышении ожидался быстрое падение перспективности (Tuha Oil and Gas, 2008 [14]).

            Положение пиков генерации УВ зависит от структурно-тектонического типа бассейна (Feyzullayev, 2015 [15]). 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.

В целом в мире накоплен обширные опыт освоения сверхглубоких (на данный момент> 6,000 м, но это значение постоянно растет) разрезов. Характеристика некоторых из них приведена в табл.1.

            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 6,000 км, были открыты коммерческие залежи. Причем целый ряд нефтяных и нефтегазоконденсатных объектов был обнаружены 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; и

            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 счет разложении первичных нефтяных залежей.

            Согласно данным геохимии и изотопного состава углерода, было установлено, что газ месторождений Янба и залежи подсолевого кембрийского комплекса, вскрытые скважиной Жонгшен-1 в бассейне Тарим, был получен в результате разложения сгенерированной ранее нефти из материнской толщи раннепермского возраста (Guo, 2019 [16]). Одновременно с этим, в керне и шламе скважины 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:

1. Сульфатное восстановление бактериями и микроорганизмами углеводородов нефтяного ряда;
2. Пиролиза соединений серы, содержащейся в нефти и/или генерирующей толще; и
3. Термохимическое сульфатное восстановление;

            Как правило, считают, что при содержании содержания H₂S в газе более 5%, имело место термохимическое воздействие (Orr, 1974 [17]). Происходящие при этом процессы описываются уравнением:

            Еще одним усложняющим фактором, является поступление в залежи мантийных и коровых газов. Присутствие значительного количества гелия (He), азота (N) 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 эти значения, определенные в классических представлениях об интервалах температур для сохранности жидких УВ (60-120°С). Жидкие флюиды были получены из кембрийских пород в скважине Жонгшен-1 (с глубины более 6,000 м), скважине Ташен-1 (с отметки более 8,000 м), и из разреза протерозоя в скважине 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 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 7,663 и 8,083 м, и нефти с отметки 6,553 м (Davis, 1998 [18]).

            Депрессия Бахиан, в бассейне Залив Бохай Бэй, характеризуется глубоко погруженной УВ-системой эоценового возраста, которая в результате сложной истории погружения, дважды генерировала жидкие УВ (Zhao, 2013 [19]). В результате нефти ранней генерации позволили сохранить поровое пространство, для последующих УВ, более зрелых стадий, и обеспечили возможность формирования залежи. При испытании интервала в 5,671–6,027 м, из останцов докембрийских доломитов, был получен приток легкой нефти дебитом 624.3 м³/сутки, и газа 560,000 м³/сутки. На конец 2019 г. это был самый «горячий» разрез восточного Китая, в котором при пластовых температурах в 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 созданные 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 (Guo, 2019 [16]).

            Сравнительно недавние работы на поднятии Шунгтуол, на севере 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, все еще находились на стадии генерации конденсата и жирного газа (Qi, 2016 [20]). Более того, на основании лабораторных исследований образцов керна бассейна Тарим, установлено, что нижняя граница для существования жидких УВ здесь опускается до отметки 9,000–10,000 м, что соответствует современной пластовой температуре в 210°С.

            В пробуренной на севере бассейна Тарим скважине Фуян -1, с интервала 7,322.17–7,711.65 м в 2015 г., был получен приток черной нефти (0.825–0.843 г/см3 20°С), вязкостью 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. Низкая концентрация диаманоидов (адамантов, три-адамантов) и дибензотиофенов указывают на генерацию нефти при относительно средней зрелости органики (R^o 0.8–1.0%) и отсутствии следов термального разложения. Молекулярный и изотопный состав попутных газов не противоречит этой интерпретации. Второй тест, в интервале 7,177.25–7,568.99 м выполнен в скважине Фуян-102 (FY-102), при этом на 4-мм штуцере был получен приток нефти (156.87 м3/сутки) и газа (27,828 м3/сутки). 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 6,000-9,000 м. Моделирование УВ-системы месторождения, позволило предположить, что основное разложение нефти начинается на отметке 9,000-9,500 м, при соответствующих температурах в 210-220°С. (Zhu, 2020 [21]). К сходным результатам пришли и специалисты Китайского Нефтяного Университета, которые на основании анализа 16 образцов нефти из двух сверхглубоких разрезов, определили начало генерации легких УВ органикой при значениях R^o 1.2–1.5 %. Они также отмечали, что в образцах пластовой нефти не замечено следов биодеградации и термохимического восстановления сульфатов (Chai, Z., 2020 [22]). В табл. 2 приводятся некоторые результаты этих измерений.

            Коллектора этого месторождения относятся к смешанному кавернозно-трещинному типу, с пористостью, не превышающей 8%, и средней – 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, Катайской Академии Наук (Yunpeng Wang, 2006 [23]).  Согласно экспериментальным результатам образцы флюидов сверхглубоких разрезов бассейна Тарим, начинают разложение при достижении температур в 148-162°С, что соответствует зрелости органики R^o=1.45%, а полное разложение достигается при величинах 245-276°С. Кембрий-ордовикские комплексы восточной части бассейна характеризуются керогеном I/II типа, содержанием ТОС в генерирующих толщах 2.48 вес % и суммарной мощностью осадочного разреза до 8,000 м. В отличие от классических представлений о полном разложении нефти при температурах более 190-200° С., в скважине 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 позволило установить нижнюю границу распространения жидких УВ в бассейне в 9,000 м. Основными факторами ответственными за это являются: низкий геотермальный градиент и произошедшее относительно недавно, быстрое погружение отложений (Guangyou Zhu, 2018 [24]).

            Практически все сверхглубокие разрезы характеризуются развитым в разной степени АВПД. В условиях повышенных пластовых давлений изменение зрелости органики замедляется, и генерация (в том числе жидких) УВ 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 (Cao, 2010 [25]).

Для разрезов, где термические градиенты в среднем не являются аномально низкими, то есть там, где к 8,000 м температура может достигать 250^оС 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. 3а [26]. Три скважины пробурены на глубины от 8,750 до 10,650 м (включая воду). Скважина Дэйви Джонс пробурена до глубины 9,510 м вприбрежной зоне (глубина воды 6 м), а соли в ней практически отсутствуют. Скважина Каскида (10,650 м) пробурена в точке с глубиной воды 1,920 м, она вскрыла соли мощностью до 1,500 м. Скважина Каскад Чинук занимает промежуточное положение – соли в ее разрезе отсутствуют полностью, а глубина воды превышает 2,650 м. Температура в скважине Дэйви Джонс оказалась ровно вдвое выше, чем в Каскиде несмотря на то, что пласт в последней на 1,150 м глубже (232^оС против 116^оС). Неудивительно, что выше залегающая залежь в Дэйви Джонс газовая, а более глубокозалегающая Каскида – нефтяная.

Похожий пример имел место в Прикаспийской синеклизе [27]. Проектная глубина скв. П-1 на структуре Мынтобе (1985 г.) составляла 5,200 м. На глубине 4,793 м бурение было остановлено из-за аномально высокой температуры 248^оС. Сама структура располагается под мульдой между двумя отстоящими друг от друга куполами (рис. 4). В скважинах, пробуренных на сопоставимые глубины, например, скв. Р-3 Росташинская (забой 5,030 м, а.о. -4,951 м), но в пределах развития соляного купола, регистрируются температуры в два и более раза ниже (105^оС в Р-3).

Сводный график, иллюстрирующий влияние эвапоритов на пластовые температуры, показан на рис.5 и 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

Каких-либо систематических отличий свойств покрышек на сверхбольших глубинах от их аналогов в традиционных интервалах не отмечено. Специфика условий сохранности коллекторов в жестких условиях больших глубин подробно описана в [27]. 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 том числе глинистым цементом;

            Формирование АВПД;

            Раннее поступление УВ.

Примеры сверхглубоких УВ систем

            Описывая основные достижения за 13-й пятилетний план (2016–2020 гг.) компании Петро-Чайна, отмечает исключительный вклад новых идей, позволивших переоценить перспективность многих сверхглубоких участков (He Haiqing, 2021 [28]). 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. 6). Также отмечалось, что сложнопостроенные объекты больших глубин стали основным объектом поисков УВ, и что это направление сохранится и на 14-й пятилетний план (2021–2026 гг.).

            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 4.3×10^8 до 27.3×10^8 тонн (в нефтяном эквиваленте). При этом расстояние вертикальной миграции оценивалось в 2,000–4,000 м. Глубина залегания песчаников и конгломератов, формирующих основные коллектора свиты Феншенг, составляет, по данным скважин, 3,200–6,000  м. (Zhi, 2020 [29]). Таким образом, максимальное погружение расположенных ниже нефтематеринских толщ для активизации двойной/многостадийной генерации в этой области, достигает уже 10,000 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. (Zhao, 2015 [30]). 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—коллектора—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: пермо-триас). 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 существование 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 6,000 м (Zhao, 2015). 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, на северо-западе 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.)  - запасами 1033.14 ×10⁸ м³ (Jinxing Dai, 2016 [31]).

            Этот бассейн обладает рядом характеристик, которые позволяют выделить его в качестве еще 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 том числе – присутствие эвапоритовых разностей позднепалеозойского возраста.

            Глубины залегания, превышающие 5000 м, а на значительной площади достигающие ~7500 м.;

            Доказанная продуктивность верхнепалеозойских разрезов, в том числе и открытие уникальных нефтяных залежах на сверхбольших глубинах;

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

Особенно богатой органикой являются отложения каменноугольной системы, которые представлена чередованием морских и континентальных разностей, а в верхнем отделе – чередованием терригенных морских и вулкано-кластических, континентальных пород (Wang Xiaojun, 2021 [32]). 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%, и в углистых – 17.3–37.6%. со средними значениями около 29.5%. ТОС относится к смешанному типу II2-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 (Wang Xiaojun, 2021).

            Нижнекаменноугольные породы оказываются погруженными на самые большие глубины и, соответственно, характеризуются большими значениями зрелости ОВ. Эта часть разреза, в зависимости от структурно-тектонического положения, проходила через различные стадии погружения и температурного режима. Зрелось органики здесь меняется от R^o= 0.55 до 2.5%, достигая в отдельных разрезах 3.0% (скважина Мошен 1). В депрессиях Вукайвань и Дишуйкван верхнекаменноугольные разрезы характеризуются значениями R^o 0.54–1.83%, которые возрастают к области Шазханг и Бейсантай (рис.7). На территории Шикуантан, Чипайзи и Вулунгу эти значения сравнительно низкие (Jinxing Dai, 2016). Их генерационный потенциал оценивается в 0.41 ×10³ - 7.18 ×10³ мг УВ/г ТОС, что позволяет их относить к хорошим материнским толщам.

            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 соответственно 60%, 30% и 2.25%. 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 1Д моделирование по данным разведочных скважин, показало, что максимальная глубина достижения зрелости органикой в R^o=1.3%, меняется от 5,000 до 7,400 м. (рис.8).

 

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.3б). 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 5,843 м, при глубине воды 2,375 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 обогащенными 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 варьируют сильно по территории Мексиканского Залива. Однако, в общем случае для глубоководного комплекса, пик генерации нефти приходится на интервал глубин 7,600-10,700 м, а газа – 9,100-12,200 м (рис.9 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 мини-бассейна (Fiduk, 1999 [35]).

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 6,000 м -достаточно распространенное явление. Максимальные температуры в залежах, приводящие к разрушению нефтей, постоянно пересматриваются в сторону повышения (рис.10 [36]), 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

При этом собственно 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 углеводородов (> 6,000 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 означает то, 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 углеводородных 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> 8,000 м и более).

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

About the authors

Sergey Khafizov

GUBKIN UNIVERSITY
National University of Oil and Gas

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

Doctor of Science, Head of E&A Department

Russian Federation

Baltabek Mukhanovich Kuandykov

Email: bmku@meridian-petroleum.kz
Kazakhstan

Pavel Evgenievich Syngaevsky

Нефтяная компания Shevron. Бизнес-единица "Северная и Центральная Африка"

Email: shadow63raven@yandex.ru
United States

References

Supplementary files