Условия формирования и сохранности углеводородных систем на больших (>6000 м) глубинах
- Авторы: Хафизов С.Ф.1, Куандыков Б.М.2, Сынгаевский П.Е.3
-
Учреждения:
- РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
- Меридиан Петролеум
- Chevron
- Выпуск: Том 6, № 3 (2024)
- Страницы: 8-30
- Раздел: Геология
- URL: https://bakhtiniada.ru/2707-4226/article/view/266869
- DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi107207
- ID: 266869
Цитировать
Полный текст
Аннотация
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.
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.
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.
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.
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.
В статье рассмотрены примеры сверхглубоких УВ систем бассейнов континентального Китая (Тарим, Джунгарский и Сычуань) и Мексиканского залива (складчатая область Пердидо).
Полный текст
Открыть статью на сайте журналаОб авторах
Сергей Фаизович Хафизов
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Автор, ответственный за переписку.
Email: khafizov@gubkin.ru
ORCID iD: 0000-0003-1426-7649
докт. геол.-мин. наук, профессор
Россия, г. МоскваБалтабек Муханович Куандыков
Меридиан Петролеум
Email: bmku@meridian-petroleum.kz
ORCID iD: 0009-0005-3696-8376
докт. геол.-мин. наук
Казахстан, г. АлматыПавел Евгеньевич Сынгаевский
Chevron
Email: pavel.syngaevsky@chevron.com
ORCID iD: 0009-0000-5035-1202
канд. геол.-мин. наук
США, Хьюстон, ТехасСписок литературы
- Perrodon A. Géodynamique pétrolière: genèse et répartition des gisements d'hydrocarbures. Paris : 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. Ch. 3. USA : AAPG, 1994. 34 p.
- Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system: From source to trap // AAPG Memoir. 1994. N 60. P. 3–24.
- Хафизов С. Ф., Косенкова Н. Н., Жемчугова В. А., и др. Углеводородные системы. Теория и практика. Москва : Красанд, 2019. 197 с.
- Nadeau P.H., Bjørkum P.A., Walderhaug O. Petroleum system analysis: impact of shale diagenesis on reservoir fluid pressure, hydrocarbon migration and biodegradation risks // Petroleum Geology Conference series. 2005. Vol. 6, N 1. P. 1267–1274. doi: 10.1144/0061267.
- Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. 2nd ed. Berlin : Springer Verlag, 1984.
- Murray A.P., Dawson D.A., 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.
- Hall L.S., Palu T.J., Murray A.P., et al. Hydrocarbon prospectivity of the Cooper Basin // AAPG Bull. 2019. Vol. 103, N 1. P. 31–63. doi: 10.1306/05111817249.
- Stainforth J.G. 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. P. 115–132.
- 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.
- Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР, сер. геол. 1967. № 11. С. 135–156.
- Neruchev S.G. 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).
- Feyzullayev A.A., Lerche I. Temperature-depth control of petroleum occurrence in the sedimentary section of the South Caspian basin // Petroleum Research. 2020. Vol. 5, N 1. P. 70–76. doi: 10.1016/j.ptlrs.2019.10.003.
- Guo X., Hu D., Li Y., et al. Theoretical Progress and Key Technologies of Onshore Ultra-Deep Oil/Gas Exploration. // Engineering. 2019. Vol. 5, N 3. P. 458–470. doi: 10.1016/j.eng.2019.01.012.
- Sokolov V.A. Ocherki genezisa nefti. M.-L.: Gosudarstvennoye nauchno-tekhnicheskoye izdatel'stvo neftyanoy i gorno-toplivnoy literatury; 1948. 460 p. (In Russ).
- Xiaojun W., Yong S., Menglin Zh., et al. Composite petroleum system and multi-stage hydrocarbon accumulation in Junggar Basin // China Petroleum Exploration. 2021. Vol. 26, Issue 4. P. 29–43. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.04.003.
- 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. Vol. 117. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2020.104388.
- Orr W.L. Changes in sulfur content and isotopic ratios of sulfur during petroleum maturation – study of Big Horn Basin Paleozoic oils // AAPG Bull. 1974. Vol. 58, N 11. P. 2295–318.
- Davis G.H., Northcutt R.A. 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.
- 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. Vol. 10. P. 303–313. doi: 10.1007/s12182-013-0279-0.
- Qi L.X. Oil and gas breakthrough in ultra-deep Ordovician carbonate formations in Shuntuoguole Uplift, Tarim Basin // China Pet. Explor. 2016. Vol. 21, N 03. P. 38–51. (In Chinese).
- Лукин А.Е. Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине // Геофизический журнал. 2014. Т. 36, № 4. С. 3–23.
- Guangyou Zh., Li J., Zhang Zh., et al. Stability and cracking threshold depth of crude oil in 8000 m ultra-deep reservoir in the Tarim Basin // Fuel. 2020. Vol. 282. doi: 10.1016/j.fuel.2020.118777.
- Wang Yu., Zhang Sh., 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. Vol. 37, Issue 12. P. 1803–1815. doi: 10.1016/j.orggeochem.2006.07.010.
- Zhu G., Zhang Zh., Zhou X., et al. Preservation of ultra-deep liquid oil and its exploration limit // American Chemical Society // Energy & Fuels. 2018. Vol. 32, Issue 11. doi: 10.1021/acs.energyfuels.8b01949.
- Cao L.Y. The hydrocarbon accumulation mechanism of Dabei–Kelasu structural zone in Kuqa Depression ; dissertation. Beijing: China University of Geosciences, 2010. (In Chinese).
- sipes.org [Internet]. Texas : Society of Independent Professional Earth Scientists [дата обращения: 09.07.2021]. Доступ по ссылке: https://sipes.org/wp-content/uploads/2014/08/quarterlyMay10.pdf.
- Li Ya., Xue Zh., Cheng Zh., et al. Progress and development directions of deep oil and gas exploration and development in China // China Petroleum and Chemical Corporation. 2020. Vol. 25. N 1. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.01.005.
- Xu Ch., Zou W., Yang Yu., et al. Status and prospects of deep oil and gas resources exploration and development onshore China // Journal of Natural Gas Geoscience. 2018. Vol. 3, Issue 1. P. 11–24. doi: 10.1016/j.jnggs.2018.03.004.
- Куандыков Б.М., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Формирование и сохранение коллекторов на больших (>6,000 м) глубинах // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2022. №1(10). С. 11–26. doi: 10.54859/kjogi100605.
- 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. Vol. 26, N 1. P. 43–54. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.01.004.
- Henian L., Buqing Sh., 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. Vol. 25, N 4. P. 1–10. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.001. (In Chinese).
- Wenzhi Zh., 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. Vol. 42, Issue 1. P. 1–13. doi: 10.1016/S1876-3804(15)60001-5.
- Dai J. Giant Coal-Derived Gas Fields and Their Gas Sources in China. Elsevier Inc.; 2016. 582 p.
- Zhaoxu M., Wang F., Yang Yo., 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. Vol. 78. P. 62–72. doi: 10.1016/j.ijggc.2018.07.024.
- Wang Ya., 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. Vol. 102, N 8. P. 1489–1521. doi: 10.1306/10181716518.
- 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. Vol. 41, Issue 3. P. 306–325.doi: 10.1016/S1876-3804(14)60036-7.
- Fiduk Joseph C., Weimer P., Trudgill D.B., et al. Queffelec. The Perdido Fold Belt, Northwestern Deep Gulf of Mexico, Part 2: Seismic Stratigraphy and Petroleum Systems // AAPG Bulletin. 1999. Vol. 83, N 4. P. 578–612.
Дополнительные файлы
