В статье рассмотрены теоретические предпосылки формирования залежей углеводородов на больших (более 6 км) глубинах с точки зрения возможности протекания процессов генерации, их особенностей, граничных условий сохранности залежей и направленности преобразования флюидов под воздействием высоких температуры и давления, а также изменений фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и флюидоупоров. До недавнего времени считалось аксиомой, что распространение залежей нефти ограничено глубиной 4-5 км, при этом возможность существования газовых и газоконденсатных скоплений на больших глубинах не вызывала сомнений. Такая зональность скоплений углеводородов являлась базовой в осадочно-миграционной теории. Однако бурение скважин на сверхглубокие горизонты и открытие нефтяных скоплений на больших глубинах заставило пересмотреть эти взгляды и искать объяснение этому феномену. В статье основной акцент сделан на подтверждении возможности образования скоплений жидких углеводородов в экстремальных условиях. Это следует из результатов анализа углеводородных систем, взаимосвязи и функционирования их отдельных элементов. Изучение особенностей реализации генерационного потенциала специфических материнских отложений с высоким (15 % и более) начальным содержанием органического вещества, которые накапливались в относительно глубоководных условиях, показало, что интенсивные процессы генерации нефти в данных отложениях непосредственно связаны с формированием микротрещиноватости в условиях высоких температуры и давления. В статье обобщены результаты анализа опубликованных результатов бурения глубоких скважин на суше в Китае и Прикаспийской впадине, а также на шельфе Мексиканского залива и в Норвегии. Определены некоторые геологические факторы, благоприятные для формирования нефтегазоносности на больших глубинах.
Список литературы
1. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system: From source to trap // AAPG Memoir. – 1994. – № 60. – P. 3–243–24.
2. Nadeau P.H., Bjørkum P.A., Walderhaug O. 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 // Petroleum Geology Conference series. – 2005. – V. 6(1). – P. 1267-1274. - http://dx.doi.org/10.1144/0061267
3. Самвелов Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения // Геология нефти и газа. – 1995. – № 9. – С. 5–16.
4. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности подсолевых отложений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, В.А. Жемчугова, Н.Н. Косенкова [и др.]. – Издательская группа URSS, 2019. – 205 с.
5. Feyzullayev A.A., Lerche I. Temperature-depth control of petroleum occurrence in the sedimentary section of the South Caspian basin. Petroleum Research. – 2015. – V. 5. – I. 1. – March 2020. – P. 70–76. –https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2019.10.003
6. Геологические условия нефтегазоносности на больших глубинах / С.П. Максимов, М.И. Лоджевская, Р.Г. Самвелов [и др.] // Международный геологический конгресс, XXVIII сессия. Докл. сов. геологов. – М., 1988. – С. 83–92.
7. Keith S.B., Spieth V., Rasmussen J.C. Zechstein-Kupferschiefer Mineralization Reconsidered as a Product of Ultra-Deep Hydrothermal, Mud-Brine Volcanism. – 2017. https://doi.org/10.5772/intechopen.72560.
8. 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 / Z. Chai, Z. Chen, H. Liu [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2020. –https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104388.
9. Formation, distribution, resource potential, and discovery of Sinian–Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China / Caineng Zou, Du Jinhu, Xu Chunchun // Petroleum Exploration and Development. – 2014. – V. 41. – No. 3. - P. 306-325. - DOI:10.1016/S1876-3804(14)60036-7
10. Ehrenberg S.N., Nadeau P.H. Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships // AAPG Bulletin. – 2005. – V. 89. – No. 4. – P. 435–445. – DOI:10.1306/11230404071.
11. Godo T. The Smackover-Norphlet Petroleum System, DeepWater Gulf of Mexico: Oil Fields, Oil Shows, and Dry Holes. Gulf Coast Association of Geological Societies.– 2019. – No. 8.– V. 104-152.
12. Discovery and theoretical and technical innovations of Yuanba gas field in Sichuan Basin, SW China / Guo Xs, Hu Df, Li Yp [et al.] // Pet. Explor. Dev. – 2018. – V. 45(1). – Р. 14–26. - https://doi.org/10.1016/S1876-3804(18)30002-8
13. Sarg J.F. Oil and Gas Reservoirs and Coral Reefs. In: Hopley D. (eds) Encyclopedia of Modern Coral Reefs. Encyclopedia of Earth Sciences Series. Springer, Dordrecht. – 2011. – https://doi.org/10.1007/978-90-481-2639-2_121.
14. Ngia N.R., Hu M., Gao D. Hydrocarbon reservoir development in reef and shoal complexes of the Lower Ordovician carbonate successions in the Tazhong Uplift in central Tarim basin, NW China: constraints from microfacies characteristics and sequence stratigraphy // J Petrol Explor Prod Technol. – 2020. – V. 10. – Р. 2693–2720. – https://doi.org/10.1007/s13202-020-00936-y.
15. Creation of Secondary Porosity in Dolostones by Upwelling Basement Water in the Foreland of the Alpine Orogen / A Lukas., L.W. Diamond, M. Mazurek, D.W. Davis // Geofluids. – 2019. – Article ID 5210404. – 23 p. – https://doi.org/10.1155/2019/5210404.
16. Qi L. Characteristics and inspiration of ultra-deep fault-karst reservoir in the Shunbei area of the Tarim Basin // China Petroleum Exploration. – DOI: 10.3969/j.issn.1672–7703.2020.01.010.
17. Retention processes and porosity preservation in deep carbonate reservoirs / X.F. Zhang, K.B. Shi, B. [et al.] // Geol. Sci. Tech. Info. – 2014. – V. 33. (02). – Р. 80–5.
18. Reservoir development characteristics and predication technologies of large Puguang–Yuanba gas field / Guo X., Guo T., Huang R., Chen Z. // Eng Sci. – 2010. – V. 12(10). – Р. 82–90.
