Conditions for the formation and preservation of petroleum systems at large (>6,000m) depths
- Authors: Khafizov S.1, Kuandykov B.M.1, Syngaevsky P.E.2
-
Affiliations:
- GUBKIN UNIVERSITY National University of Oil and Gas
- Нефтяная компания Shevron. Бизнес-единица "Северная и Центральная Африка"
- Section: Reviews
- URL: https://vestnik-ngo.kz/2707-4226/article/view/107207
- DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi107207
- ID: 107207
Cite item
Full Text
Abstract
For forty years history the concept of so-called hydrocarbon systems (petroleum system or PEST) has been well developed, a significant amount of factual data has been accumulated. However, with the beginning of the development of ultra-large depths (more than 6,000 m, although at present this limit has already dropped to 8,000 m), it turned out that many processes proceed somewhat differently, and that some a priori assumptions cease to be relevant.
The article deals with the issues of features of forming and conditions of preservation of hydrocarbon systems (HC systems) when diving to super-large depths. Particular attention is paid to the numerous examples collected over the past decades of hydrocarbons accumulations in the liquid phase with a significant excess of the upper "classical" threshold of reservoir temperatures, at which, as it was assumed, the transformation of liquid hydrocarbons into gaseous ones should occur.
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 Ro=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:
- Сульфатное восстановление бактериями и микроорганизмами углеводородов нефтяного ряда;
- Пиролиза соединений серы, содержащейся в нефти и/или генерирующей толще; и
- 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 (Ro 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 Ro 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 Ro=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 250оС 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 (232оС против 116оС). 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 248оС. 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 (105оС 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 Ro= 0.55 до 2.5%, достигая в отдельных разрезах 3.0% (скважина Мошен 1). В депрессиях Вукайвань и Дишуйкван верхнекаменноугольные разрезы характеризуются значениями Ro 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 Ro=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 UNIVERSITYNational 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 FederationBaltabek 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
- Perrodon A. Geodynamique petroliere / A. Perrodon. // Genese et repa- ration des gisements d’hydrocarbures. P.: Masson—Elf—Aquitaine, 1980. 381 p.
- Magoon L. B., Beamont E. A. Petroleum Systems // Exploring for Oil and Gas Traps. Treatise of Petroleum Geology. Handbook of Petroleum Geology. / Ed. by E. A. Beaumont, N. H. Foster. 1999. Ch. 3. P. 3–4–3–24.
- Magoon L. B., Dow W. G. The petroleum system: From source to trap // AAPG Memoir. 1994. No 60. P. 3–243–24.
- Хафизов С. Ф. (ред.), 2019. Углеводородные системы. Теория и практика. Издательство, Красанд; ISBN. 978-5-396-00863-2. 200 стр.
- Nadeau, P.H., Bjørkum, P.A., Walderhaug, O., 2005. Petroleum system analysis: impact of shale diagenesis on reservoir fluid pressure, hydrocarbon migration and biodegradation risks. In: Doré, A.G., Vining, B. (Eds.), Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives. Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference. Geological Society, London, pp. 1267–1274.
- Tissot BP, Welte DH. Petroleum formation and occurrence. 2nd ed. Berlin: Springer Verlag; 1984.
- Murray A.P., Dawson D.A, Carruthers D. and Larter S. (2013). Reservoir Fluid Property Variation at the Metre‐scale: Origin, Impact and Mapping in the Vincent Oil Field, Exmouth Sub‐basin. Proc. Western Australian Basins Symposium, Perth, August. 2013. Petroleum Exploration Society of Australia (www.pesa.com.au).
- Hall L.S., Palu T.J., Murray A.P. Boreham C.J., Edwards D.S., Hill A.J. and Troup A. (2019) Hydrocarbon prospectivity of the Cooper Basin, Australia. AAPG Bull., 103, 31‐63
- Stainforth J.G., 2004, New insights into reservoir filling and mixing processes, in J.M. Cubitt, W.A. England and S. Larter, eds., Understanding petroleum reservoirs: Towards an integrated reservoir engineering and geochemical approach: Geol. Soc. London special publication 237, p. 115-132
- Murray A., He Z., 2020. Oil vs. Gas: What are the Limits to Prospect-Level Hydrocarbon Phase Prediction? Search and Discovery Article #42513. doi: 10.1306/42513Murray2020
- Н.Б. Вассоевич, 1967. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР, сер. геол., 1967, № 11, с. 135—156
- Соколов, В.А. Очерки генезиса нефти. - М.-Л.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1948. - 460 с., с илл.
- С.Г. Неручев, 1970. Катагенез рассеянного органического вещества пород и генерация нефти и газа в процессе погружения осадков. Докл. АН СССР, сер.геология, 1970, т. 194, JB 5, с.1186-1189.
- Tuha Oil and Gas Editorial Department. Norway propose the theory of hydrocarbon exploration golden zones in deep layer. Tuha Oil and Gas, 2008, 13(4): 107.
- Feyzullayev A.A. , Ian Lerche, 2015. Temperature-depth control of petroleum occurrence in the sedimentary section of the South Caspian basin. Petroleum Research, Volume 5, Issue 1, March 2020, Pages 70-76. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2096249519300663#bbib1
- Xusheng Guo, Dongfeng Hu, Yuping Li, Jinbao Duan, Xuefeng Zhang, Xiaojun Fan, Hua Duan, Wencheng Li, 2019. Theoretical Progress and Key Technologies of Onshore Ultra-Deep Oil/Gas Exploration. ScienceDirect, Engineering 5 (2019) 458–470. doi: 10.1016/j.eng.2019.01.012.
- Orr WL. Changes in sulfur content and isotopic ratios of sulfur during petroleum maturation—study of Big Horn Basin Paleozoic oils. AAPG Bull 1974;58(11):2295–318.
- Davis G.H., Northcutt R.A., 1998. The Greater Anadarko Basin: An Overview of Petroleum Exploration and Development. Oklahoma Geological Survey, University of Oklahoma, Norman. Anadarko Basin Symposium circular 90.
- Zhao Xianzheng, Jin Qiang, Jin Fengming, Ma Peng, Wang Quan, Wang Jing, Ren Chunling and Xi Qiuling, 2013. Origin and accumulation of high-maturity oil and gas in deep parts of the Baxian Depression, Bohai Bay Basin, China. China University of Petroleum (Beijing) and Springer-Verlag Berlin Heidelberg. doi: 10.1007/s12182-013-0279-0
- Qi LX. Oil and gas breakthrough in ultra-deep Ordovician carbonate formations in Shuntuoguole Uplift, Tarim Basin. China Pet. Explor. 2016; 21(03):38–51. (in Chinese).
- Zhu Guangyou, Jingfei Li, Zhiyao Zhang, Meng Wang, Nan Xue, Tao He, Kun Zhao, 2020. Stability and cracking threshold depth of crude oil in 8000 m ultra-deep reservoir in the Tarim Basin. Fuel 282 (2020) 118777
- Chai, Z., Chen, Z., Liu, H., Cao, Z., Cheng, B., Wu, Z., Qu, J., Light hydrocarbons and diamondoids of light oils in deep reservoirs of Shuntuoguole Low Uplift, Tarim Basin: Implication for the evaluation on thermal maturity, secondary alteration and source characteristics, Marine and Petroleum Geology (2020), doi: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104388.
- Yunpeng Wang, Shuichang Zhang, Feiyu Wang, Zhaoyun Wang, Changyi Zhao, Hongjun Wang, Jinzhong Liu, Jialan Lu, Ansong Geng, Dehan Liu. Thermal cracking history by laboratory kinetic simulation of Paleozoic oil in eastern Tarim Basin, NW China, implications for the occurrence of residual oil reservoirs. Organic Geochemistry 37 (2006) 1803–1815.
- Guangyou Zhu, Zhiyao Zhang, Xiaoxiao Zhou, Lei Yan, Chonghao Sun, Bin Zhao. Preservation of ultra-deep liquid oil and its exploration limit. American Chemical Society, 16 Oct 2018. doi: 10.1021/acs.energyfuels.8b01949.
- Cao LY. The hydrocarbon accumulation mechanism of Dabei–Kelasu structural zone in Kuqa Depression [dissertation]. Beijing: China University of Geosciences; 2010. (in Chinese).
- James R. Moffett, CEO McMoRan, SIPES presentation, Feb., 18 2010 http://www.sipeshouston.org/presentations/Moffett%20Davy%Jones%202.18.2010.pdf
- Куандыков Б.М., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Формирование и сохранение коллекторов на больших (>6,000м) глубинах. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, №1(10), 2022, стр.3-…
- 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. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.01.002
- Liu Henian, Shi Buqing, Xue Liangqing, Wan Lunkun, Pan Xiaohua, Ji Zhifeng, Li Zhi, Ma Hong, Fan Guozhang. 2020. Major achievements of CNPC overseas oil and gas exploration during the 13th Five-Year Plan and prospects for the future China Petroleum Exploration, 25 (4): 1-10. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.001.
- Zhao Wenzhi, Hu Suyun, Liu Wei, Wang Tongshan, Jiang Hua. The multi-staged “golden zones” of hydrocarbon exploration in superimposed petroliferous basins of onshore China and its significance. Petroleum Exploration and Development Volume 42, Issue 1, February 2015. Online English edition of the Chinese language journal.
- Jinxing Dai, 2016. Giant Coal-Derived Gas Fields and Their Gas Sources in China. ISBN: 978-0-12-805093-4
- Wang Xiaojun, Song Yong, Zheng Menglin, Ren Haijiao, Wu Haisheng, He Wenjun, Wang Tao, Wang Xiatian, Zhao Changyong, Guo Jianchen., 2021. Composite petroleum system and multi-stage hydrocarbon accumulation in Junggar Basin. China Petroleum Exploration, volume 26, Issue 4.
- Mi Zhaoxu, Fugang Wang, Yongzhi Yang, Fang Wang, Ting Hu, Hailong Tian. Evaluation of the potentiality and suitability for CO2 geological storage in the Junggar Basin, northwestern China. International Journal of Greenhouse Gas Control, 78 (2018) 62-72. doi: 10.1016/j.ijggc.2018.07.024.
- Yanjun Wang, Dong Jia, Jianguo Pan, Dongtao Wei, Yong Tang, Guodong Wang, Cairu Wei, and Delong Ma, 2018. Multiple-phase tectonic superposition and reworking in the Junggar Basin of northwestern China—Implications for deep seated petroleum exploration. AAPG Bulletin, v. 102, no. 8 (August 2018), pp. 1489–1521. doi: 10.1306/10181716518
- Fiduk Joseph C., Paul Weimer, Bruce D. Trudgill, Mark G. Rowan, Peter E. Gale, Ronald L. Phair, Bryant E. Korn, Geneva R. Roberts, William T. Gafford, Roger S. Lowe, and Tomas A. Queffelec. The Perdido Fold Belt, Northwestern Deep Gulf of Mexico, Part 2: Seismic Stratigraphy and Petroleum Systems. AAPG Bulletin, V. 83, No. 4 (April 1999), P. 578–612.
- Caineng Zou, Du Jinhu, Xu Chunchun, Wang Zecheng, Zhang Baomin, Wei Guoqi, Wang Tongshan, Yao Genshun, Deng Shenghui, Liu Jingjiang, Zhou Hui, Xu Anna, Yang Zhi, Jiang Hua, Gu Zhidong. Formation, distribution, resource potential, and discovery of Sinian—Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development, Volume 41, Issue 3, June 2014. (Online English edition of the Chinese language journal, available at www.sciencedirect.com)