Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10720710.54859/kjogi107207Обзорная статьяУсловия формирования и сохранности углеводородных систем на больших (>6000 м) глубинахХафизовСергей Фаизович<p>докт. геол.-мин. наук, профессор</p>khafizov@gubkin.ruhttps://orcid.org/0000-0003-1426-7649КуандыковБалтабек Муханович<p>докт. геол.-мин. наук</p>bmku@meridian-petroleum.kzhttps://orcid.org/0009-0005-3696-8376СынгаевскийПавел Евгеньевич<p>канд. геол.-мин. наук</p>pavel.syngaevsky@chevron.comhttps://orcid.org/0009-0000-5035-1202РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. ГубкинаМеридиан ПетролеумChevron18102024638300805202211092024Copyright © 2024, Хафизов С.Ф., Куандыков Б.М., Сынгаевский П.Е.2024<p>За 40 лет существования концепции углеводородных систем был накоплен значительный объем фактических данных. Однако с началом освоения сверхбольших глубин (более 6000 м, хотя в настоящее время эта граница опустилась уже до 8000 м) выяснилось, что многие процессы протекают несколько иначе, и некоторые допущения перестают быть актуальными.</p> <p>В статье рассматриваются вопросы особенностей формирования и условий сохранности углеводородных систем при погружении на сверхбольшие глубины. Особое внимание уделено накопленным за последние десятилетия многочисленным примерам обнаружения углеводородов в жидкой фазе при существенном превышении верхнего «классического» порога пластовых температур, при которых, как предполагалось, должна происходить трансформация жидких углеводородов в газообразные.</p> <p>Рассматриваемые в статье примеры изучения сверхглубоких разрезов, в первую очередь, скважинные данные позволяют постоянно пересматривать в сторону повышения максимальную температуру в залежах, приводящую к разрушению нефти, оцениваемую ранее довольно консервативно. Это, в свою очередь, вызывает переоценку углеводородного потенциала многих бассейнов. При этом объем запасов как нефти, так и газа в сверхглубоких разрезах постоянно увеличивается и особенно в Китае, где накоплен огромный опыт непосредственно континентальных проектов. При этом возможности подготовки каких-либо практических рекомендаций ограничены, разработка методов прогноза таких скоплений требует дальнейших значительных усилий.</p> <p>Можно уверенно предполагать, что верхняя граница т.н. сверхбольших глубин опустится существенно ниже 8000 м, поскольку приводимые данные свидетельствуют о том, что геологические ограничения существенно снижаются, технологические решения появляются непрерывно, а их стоимость неуклонно снижается.</p> <p>Развитие сверхглубоких проектов как альтернативы т.н. «сланцевым» проектам неизбежно приведёт к повышению их эффективности по освоению залежей нефти и газа, которые сегодня таковыми и не воспринимаются.</p> <p>В статье рассмотрены примеры сверхглубоких УВ систем бассейнов континентального Китая (Тарим, Джунгарский и Сычуань) и Мексиканского залива (складчатая область Пердидо).</p>hydrocarbon systemsultra-large depthsultra-deep sectionsoil and gas ‘generation window’transformation of liquid hydrocarbons into gaseous onesTarimDzungarianSichuan basinsPerdido folded zoneкөмірсутек жүйелеріөте терең тереңдіктерөте терең учаскелермұнай-газ «генерация терезесі»сұйық көмірсутектердің трансформациясыТаримЖоңғарСычуань бассейндеріПердидо қатпарлы аймағыуглеводородные системысверхбольшие глубинысверхглубокие разрезынефтяное и газовое «окно генерации»трансформация жидких углеводородовбассейны ТаримДжунгарскийСычуаньскладчатая область Пердидо1.Perrodon A. Géodynamique pétrolière: genèse et répartition des gisements d'hydrocarbures. Paris: Masson Elf Aquitaine; 1980. 381 p.2.Magoon LB, Beamont EA. Petroleum Systems. Exploring for Oil and Gas Traps. Treatise of Petroleum Geology. Handbook of Petroleum Geology. Ch. 3. USA: AAPG; 1994. 34 p.3.Magoon LB, Dow WG. The petroleum system: From source to trap. AAPG Memoir. 1994;60:3–24.4.Khafizov SF, Kosenkova NN, Zhemchugova VA, et al. Uglevodorodnyye sistemy. Teoriya i praktika. Moscow: Krasand, 2019. 197 p. (In Russ).5.Nadeau PH, Bjørkum PA, Walderhaug O. Petroleum system analysis: impact of shale diagenesis on reservoir fluid pressure, hydrocarbon migration and biodegradation risks. Petroleum Geology Conference series. 2005;6(1):1267–1274. doi: 10.1144/0061267.6.Tissot BP, Welte DH. Petroleum formation and occurrence. 2nd ed. Berlin: Springer Verlag; 1984.7.Murray AP, Dawson DA, Carruthers D, Larter S. 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; Aug 2013; Australia. Available from: https://pesa.com.au/western_australian_basins_symposium_2013_murray-pdf/.8.Hall LS, Palu TJ, Murray AP, et al. Hydrocarbon prospectivity of the Cooper Basin. AAPG Bull. 2019;103(1):31–63. doi: 10.1306/05111817249.9.Stainforth JG. New insights into reservoir filling and mixing processes. Understanding petroleum reservoirs: Towards an integrated reservoir engineering and geochemical approach. Geol. Soc. London special publication 237. 2004;115–132.10.Murray A, He Z. Oil vs. Gas: What are the Limits to Prospect-Level Hydrocarbon Phase Prediction? Search and Discovery Article #42513. 2020. doI: 10.1306/42513Murray2020.11.Vassoyevich NB. Teoriya osadochno-migratsionnogo proiskhozhdeniya nefti (istoricheskiy obzor i sovremennoye sostoyaniye). Izv. AN SSSR, ser. geol. 1967;11:135–156. (In Russ).12.Neruchev SG. Katagenez rasseyannogo organicheskogo veshchestva porod i generatsiya nefti i gaza v protsesse pogruzheniya osadkov. Dokl. AN SSSR, ser. geol. 1970;194(5):1186–1189. (In Russ).13.Feyzullayev AA, Lerche I. Temperature-depth control of petroleum occurrence in the sedimentary section of the South Caspian basin. Petroleum Research. 2020;5(1):70–76. doI: 10.1016/j.ptlrs.2019.10.003.14.Guo X, Hu D, Li Y, et al. Theoretical Progress and Key Technologies of Onshore Ultra-Deep Oil/Gas Exploration. Engineering. 2019;5(3):458–470. doi: 10.1016/j.eng.2019.01.012.15.Sokolov VA. Ocherki genezisa nefti. M.-L.: Gosudarstvennoye nauchno-tekhnicheskoye izdatel'stvo neftyanoy i gorno-toplivnoy literatury; 1948. 460 p. (In Russ).16.Xiaojun W, Yong S, Menglin Z, et al. Composite petroleum system and multi-stage hydrocarbon accumulation in Junggar Basin. China Petroleum Exploration. 2021;26(4):29–43. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.04.003.17.Guangyou Z, Li J, Zhang Z, et al. Stability and cracking threshold depth of crude oil in 8000 m ultra-deep reservoir in the Tarim Basin. Fuel. 2020;282. doi: 10.1016/j.fuel.2020.118777.18.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):2295–318.19.Davis GH, Northcutt RA. The Greater Anadarko Basin: An Overview of Petroleum Exploration and Development. Anadarko Basin Symposium circular 90; 1988; University of Oklahoma, Norman. Available from: https://ogs.ou.edu/docs/circulars/C89.pdf.20.Zhao X, Jin Q, Jin F, et al. Origin and accumulation of high-maturity oil and gas in deep parts of the Baxian Depression, Bohai Bay Basin, China. Pet. Sci. 2013;10:303–313. doi: 10.1007/s12182-013-0279-0.21.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).22.Lukin AY. Hydrocarbon potential of great depths and prospects of its development in Ukraine. Geofizicheskij zhurnal. 1991;36(4):3–23. (In Russ.).23.Chai Z, Chen Z, Liu H, et al. 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;117. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104388.24.Wang Y, Zhang S, Wang F, et al. 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. 2006;37(12):1803–1815. doi: 10.1016/j.orggeochem.2006.07.010.25.Zhu G, Zhang Z, Zhou X, et al. Preservation of ultra-deep liquid oil and its exploration limit // American Chemical Society. Energy & Fuels. 2018;32(11). doi: 10.1021/acs.energyfuels.8b01949.26.Cao LY. The hydrocarbon accumulation mechanism of Dabei–Kelasu structural zone in Kuqa Depression [dissertation]. Beijing: China University of Geosciences; 2010. (In Chinese).27.sipes.org [Internet]. Texas : Society of Independent Professional Earth Scientists [cited Jul 09, 2021]. Availabel from: https://sipes.org/wp-content/uploads/2014/08/quarterlyMay10.pdf.28.Li Y, Xue Z, Cheng Z, et al. Progress and development directions of deep oil and gas exploration and development in China. China Petroleum and Chemical Corporation. 2020;25(1). doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.01.005.29.Xu C, Zou W, Yang Y, et al. Status and prospects of deep oil and gas resources exploration and development onshore China. Journal of Natural Gas Geoscience. 2018;3(1): 11–24. doi: 10.1016/j.jnggs.2018.03.004.30.Kuandykov BM, Syngaevskii PE, Hafizov SF. Formation and preservation of reservoirs at great depth. Kazakhstan journal for oil & gas industry. 2022;1(10):11–26. doi: 10.54859/kjogi100605.31.He H, Tuzhi F, Xujie G, et al. Major achievements in oil and gas exploration of PetroChina during the 13th Five-Year Plan period and its development strategy for the 14th Five-Year Plan. China Petroleum Exploration. 2021;26(1):43–54. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.01.004.32.Henian L, Buqing S, Liangqing X, et al. Major achievements of CNPC overseas oil and gas exploration during the 13th Five-Year Plan and prospects for the future. China Petroleum Exploration. 2020;25(4):1–10. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.001. (In Chinese).33.Wenzhi Z, Suyun H, Wei L, et al. The multi-staged “golden zones” of hydrocarbon exploration in superimposed petroliferous basins of onshore China and its significance. Petroleum Exploration and Development. 2015;42(1):1–13. doi: 10.1016/S1876-3804(15)60001-5.34.Dai J. Giant Coal-Derived Gas Fields and Their Gas Sources in China. Elsevier Inc.; 2016. 582 p.35.Zhaoxu M, Wang F, Yang Y, et al. Evaluation of the potentiality and suitability for CO2 geological storage in the Junggar Basin, northwestern China. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2018;78:62–72. doi: 10.1016/j.ijggc.2018.07.024.36.Wang Y, Jia D, Pan J, et al. Multiple-phase tectonic superposition and reworking in the Junggar Basin of northwestern China– Implications for deep seated petroleum exploration. AAPG Bulletin. 2018;102(8):1489–1521. doi: 10.1306/10181716518.37.Zou C, Jinhu D, Chunchun X, et al. Formation, distribution, resource potential, and discovery of Sinian–Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development. 2014;41(3):306–325. doi: 10.1016/S1876-3804(14)60036-7.38.Fiduk Joseph C, Weimer P, Trudgill DB, et al. Queffelec. The Perdido Fold Belt, Northwestern Deep Gulf of Mexico, Part 2: Seismic Stratigraphy and Petroleum Systems. AAPG Bulletin. 1999;83(4):578–612.