CC BY
613
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2009
Геология
Вып. 11 (3 7)
ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ
УДК 553.98.061.33
Современные представления о формировании залежей нефти и газа
Т.В.Карасева
Пермский государственный университет , 614990, Пермь, ул. Букирева, 15
E-mail: [email protected]
В статье рассматривается решение проблем формирования залежей углеводородов современной геологией и геохимией нефти и газа. Показано, что выявленные закономерности развития нефтяных систем и стадийность процессов формирования нефтегазоносности создали базу для более объективного прогнозирования залежей УВ на разных этапах геологоразведочных работ. Отмечено, что глубокое и сверхглубокое бурение дало возможность выявить специфические особенности формирования залежей углеводородов на больших глубинах и способствовало развитию нового направления в геологии - «глубинной нефтегазовой геологии».
Ключевые слова: нефть; газ; залежи; прогноз; сверхглубокое бурение; большие глубины.
Введение
Широкое распространение и огромные ресурсы нефти и природного газа определили их ведущую роль в развитии современного мирового сообщества, подчинив себе в какой-то степени направленность прогресса техники и социального благосостояния. В то же время в последние годы в основных районах нефтегазодобычи как в нашей стране, так и за рубежом наблюдается падение темпов прироста ресурсов углеводородов (УВ). Развитие новых направлений геологоразведочных работ (ГРР) на углеводородное сырье в основном связано с геологическими объектами в малоизученных регионах и глубокопогру-женными отложениями в зонах коммерческой добычи нефти и газа.
Отечественная и зарубежная практика геологоразведочных работ на нефть и газ показывает, что их результативность в значительной степени зависит от теоретических аспектов, положенных в основу. Известно много примеров, когда ошибочные теоретические представления задерживали открытие новых месторождений. Так, К.П. Калицкий, не признававший возможность вертикальной миграции УВ, обнаружив проявления тяжелой нефти в пермских отложениях, дал отрицательное заключение о перспективах нефте-газоносности Волго-Урала. Затем долгие годы И.М. Губкин обосновывал возможность вер-
тикальной миграции УВ и нефтеносность каменноугольных и девонских отложений на больших для тех времен глубинах (1500 -2000 м и глубже) - и только в 40-е гг. прошлого века эта нефть была открыта в Самарской области и Башкирии.
В настоящее время можно с уверенностью отметить, что происходившая многие годы дискуссия между сторонниками органической (биогенной) и неорганической теориями происхождения нефти закончилась победой первых. Основным весомым аргументом является тот факт, что вся мировая практика успешных нефтегазопоисковых работ основана на органической теории. Пожалуй, последней попыткой получить какое-то объективное подтверждение представлений о масштабном неорганическом генезисе УВ было бурение в конце 80-х гг. в Швеции скважины Гравберг (6,8 км). Бурение осуществлялось в пределах древнекристаллического щита в зоне кратера Сильян Ринг диаметром 52 км. Под толщей гранитов предполагалось разуплотнение с высоким содержанием газообразных и (или) жидких УВ [9]. Результаты бурения разочаровали ученых и инвесторов, вложивших в эти работы более 60 млн. долл.
Некоторые вопросы остались по глубинному метану, однако и здесь речь идет не о промышленных масштабах его генерации, а о незначительном привносе из глубоких недр.
© Карасева Т.В., 2009
Например, при изучении самой глубокой в осадочных бассейнах России Ен-Яхинской скважины (8250 м) приток растворенного в воде метана был получен с глубины 7,1 км из магматических образований. По изотопному составу углерода этот газ оказался в определенной степени обогащенным тяжелым изотопом 13С, что характерно для неорганического метана. В то же время по изотопному составу гелия (3Не/4Не-10"8=6,2-13) - в настоящее время наиболее надежному методу определения влияния мантийных флюидов - выяснилось, что содержание мантийного метана менее 1% [3].
Сама дискуссия между сторонниками различных теорий имела огромное значение в развитии органической теории, которая в настоящее время известна как осадочномиграционная. Именно сторонники неорганической теории детально исследовали меха-
низм вертикальной миграции УВ, обосновали влияние глубинных флюидных потоков на генерацию и эмиграцию УВ из нефтегазоматеринских (НГМП) пород и показали связь глубинных процессов в земной коре с процессами формирования нефтегазоносности в верхних горизонтах.
Теоретические основы современных представлений о формировании нефтегазоносности
История развития теоретических основ формирования нефтегазоносности насчитывает более 150 лет. В табл. 1 приведены сведения об основных теоретические учениях, на которых в нашей стране и за рубежом базируются современные представления о процессах формирования нефтегазоносности.
Таблица 1. Основные теоретические учения о формировании нефтегазоносности
Теория Главные принципы Применение при прогнозировании нефтегазоносности
1 2 3
Биогенные теории происхождения нефти, в т.ч.: -осадочно-миграционная теория генезиса нефти, -учение о главной фазе (зоне) нефтеобразования, -учение о стадийности процессов нефтегазообразования УВ образуются из массы захороненного органического вещества в процессе погружения при протекании термокаталитических процессов; появление месторождений нефти и газа - результат эволюции осадочного бассейна Приуроченность нефтегазо-носности к эпохам и территориям массовых захоронений организмов; гигантские и крупнейшие зоны нефтегазонакопления на всех континентах приурочены к осадочным бассейнам, областям палеовпадин или палеосводов значительных размеров
Региональный характер, стадийность и периодичность процессов нефтегазообразова-ния и нефтегазонакопления Нефтегазообразование и неф-тегазонакопление - единый, многоступенчатый, естественноисторический и необратимый процесс, протекающий в ходе эволюции мощных осадочных бассейнов в течение всех геологических эпох Прогноз на основе геологической истории образования нефти и газа в осадочном бассейне, установление пространственно-временных взаимоотношений процессов образования и аккумуляции нефти и газа
Г еодинамическая теория нефтегазоносности Образование осадочных бассейнов и приуроченных к ним нефтегазоносных регионов обусловлено дрейфом плит и изоста-тическим выравниванием отдельных их частей Нефтегазоносные бассейны формируются в три главных периода (дивергентный, конвергентный и изостатический), различающиеся масштабами генерации и направлениями миграции УВ
Окончание табл. 1
1 2 3
Теория развития нефтематеринских свит Только отложения, характеризующиеся определенным лито-типом, повышенной концентрацией ОВ и некоторыми другими свойствами, при попадании в необходимые термодинамические условия могут генерировать нефть и (или) газ Диагностические признаки потенциально нефтематеринских и нефтепродуцирующих отложений используется как критерий прогноза нефтегазоносности
Антиклинальная теория Преимущественная приуроченность залежей нефти и газа к положительным локальным антиклинальным и куполовидным структурам Ориентация поисковых работ на обнаружение антиклинальных структур
Учение о нефтегазоносных бассейнах - генераторах и аккумуляторах УВ Нефтегазоносный бассейн -результат эволюции осадочного бассейна Оценка эволюции осадочного бассейна - ключ к выявлению нефтегазоносных бассейнов
Концепция вертикальной зональности нефтегазообразования и нефтегазонакопления В разрезе наблюдается определенная зональность развития процессов нефтегазообразования, с которыми связана зональность нефтегазонакопления Идентификация зон генерации УВ позволяет прогнозировать зоны накопления УВ в разрезе осадочных отложений
Флюидодинамическая концепция нефтегазоносности В формировании залежей нефти и газа участвуют глубинные флюидные потоки, способствующие вымыванию УВ из нефтегазоматеринских пород и процессам вертикальной миграции УВ В последнее время появились первые попытки использования при прогнозе нефтегазо-носности больших глубин
Эти учения в значительной степени дополняют друг друга и используются на различных этапах ГРР на нефть и газ.
По заказу Геологической службы США в 2000 г. с целью анализа потенциальных ресурсов неоткрытых месторождений был про-
веден анализ общих закономерностей развития нефтяных систем на основе исследований крупных нефтегазоносных бассейнов в различных странах. В табл. 2 приведены некоторые из этих закономерностей.
Таблица 2. Некоторые закономерности развития нефтяных систем
Закономерности нефтегазообразования и нефтегазонакопления Роль в прогнозировании нефтегазоносности
1 2
Нефть концентрируется в ловушках различного типа. Менее половины известных залежей находится в структурных ловушках Необходимо развитие работ по поиску неструктурных ловушек, особенно в старых нефтегазодобывающих районах
Основным источником УВ является органическое гумусово-сапропелевое вещество (II тип) осадочных пород Поиски нефтематеринских отложений значительной мощности с ОВ II типа обеспечат обнаружение новых зон нефтегазонакопления
Наиболее значительны объемы материнских пород в отложения мезозойского возраста Особое внимание при поисках УВ необходимо уделять мезозойским комплексам
Несмотря на недавние успехи в поисках коллекторов в глубоководных отложениях, они имеют меньшее значение; абсолютно доминирует коллекторы в континентальных отложениях Низкая эффективность ГРР в депрессионных зонах и повышенная - в зонах развития регрессивных фаций
Соли - наиболее эффективные и долгоживущие покрышки При ГРР на газ важное значение имеют регионы с солевой тектоникой
Окончание табл. 2
1 2
Большинство нефтяных систем в мире образовалось за счет вертикальной миграции или ограниченной латеральной миграции (около 20 км) Данная закономерность подтверждена многими исследователями в том числе и в России и сужает поиск залежей УВ незначительной удаленностью от зон генерации УВ
Многие значительные газовые системы связаны с крупными нетрадиционными постоянно действующими источниками Тесно связана с флюидодинамической концепцией и требует переориентации ГРР на газ в районы развития рифтов, авлакогенов и других зон с глубинной разломной тектоникой
Следует подчеркнуть, что проведенные автором данной статьи исследования в различных регионах нашей страны, в том числе и Пермском крае, свидетельствуют о правомерности выявленных закономерностей. Применение этих закономерностей значительно конкретизирует и суживает границы ГРР на региональном и поисковом этапах. В частности, ограничение латеральной миграции первыми десятками километров позволяет идентифицировать объекты поиска по удаленности
от источников УВ. К сожалению, в нашей стране, несмотря на очевидные результаты для многих регионов, эту закономерность не всегда учитывают.
Несомненным успехом совершенствования теоретических основ прогнозирования нефтегазоносности является дифференциация процесса формирования нефтегазоносности на стадии. В таб. 3 приведена обобщенная характеристика стадий формирования нефтега-зоносности на современном уровне.
Таблица 3. Характеристика стадий формирования залежей УВ
Стадия Процессы Роль при формировании неф-те-газоносности Основные факторы, способствующие протеканию
1 2 3 4
Формирование НГМП Накопление ОВ в диффузнорассеянной форме в водной среде; биохимический распад ОВ в аквальных условиях в основном в анаэробной геохимической обстановке Определяет исходный тип, концентрацию ОВ и потенциал генерации УВ Устойчивое прогибание и быстрое захоронение под слоем вышележащих отложений, застойный гидрогеологический режим, биохимическое воздействие микроорганизмов и ферментов, восстановительная и слабовосстановительная геохимические обстановки
Г енерация УВ Постепенное преобразование в осадочных образованиях ОВ в УВ нефтяного ряда в основном на стадиях мезокатагенеза Определяет количество, состав и фазовое состояние образовавшихся УВ Действие внутренней химической энергии ОВ и УВ, энергия кристаллизации и перекристаллизации пород, устойчивое прогибание бассейна, тепловой поток, геологическое время, режим региональных тектонических движений
Эмиграция УВ Перемещение диффузнорассеянной микронефти в породы-коллекторы из нефтегазопродуцирующих толщ Определяет переход нефтегазоматеринских свит в нефтегазо-производившие и масштабы возможной аккумуляции нефти и газа Наличие в зоне развития НГМП пород с хорошими коллекторскими свойствами, погружение отложений, гравитационные силы, энергия уплотнения пород, химические процессы, капиллярные силы и др. силы
Окончание табл. З
1 2 3 4
Миграция 'УБ Перемещение ’VB по породам-коллекторам в водогазорастворенном и свободном состояниях; латеральная и вертикальная миграция Определяет направления миграции УВ и развитие зон нефте-газонакопления Гидродинамические и гравитационные силы, диффузия УВ через горные породы, тектонические движения, контролирующие масштабы и направления миграции, капиллярные силы, силы упругого расширения УВ и вмещающих пород и др.
Аккумуляция УВ Сбор значительных количеств УB в коллекторах Определяет-запасы УВ в залежах; является основным процессом образования залежи в ловушках Наличие пород-коллекторов, толщ практически газонефтенепрони-цаемых пород-покрышек над ними, замкнутых ловушек
Консервация залежей УB Сохранение хороших коллекторских свойств вмещающих пород, герметичности покрышек и замкнутости ловушек, а также термобарических и физикохимических параметров среды Определяет сохранность залежей и УВ в них Преимущественно нисходящие тектонические движения, неизменность физико-химических условий среды, благоприятный региональный наклон слоев, нахождение вне зоны химической и физической аэрации, застойный режим подземных вод
Разрушение залежей УB Нарушение целостности покрышек, развитие активного гидрогеологического режима, деструкция нефти (ниже deadline) Определяет масштабы залежей, может приводить к формированию новых залежей в основном в вышележащих комплексах Развитие восходящих тектонических движений, дизъюнктивные нарушения, изменение региональных наклонов, повышение степени катагенеза пород и др.
Научно обоснованный прогноз нефтегазо-носности, в том числе количественная оценка ресурсов УВ, могут проводиться только на основе комплексного изучения всех стадий формирования нефтегазоносности. Наиболее ярким примером практического внедрения представлений о стадийности процессов формирования нефтегазоносности является применение технологии бассейнового моделирования. По результатам моделирования с использованием информационно-компьютерных технологий проводится более объективная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных как освоенных, так и малоизученных территорий. Бассейновое моделирование как бы интегрирует процессы от начала зарождения нефти до ее накопления в ловушках, оно включает
структурно-геомофологический анализ, моделирование палеопрогрева толщ осадочного чехла, выявление глубин и времени проявления главных зон генерации углеводородов, определение направлений миграции углеводородов и зон, благоприятных для аккумуляции и сохранности УВ. Широкое применение бассейнового моделирования за рубежом значительно снижает риски предприятий-недропользователей при поиске залежей нефти и газа. К сожалению, существующие программные комплексы бассейнового моделирования 1,2,3D (Temispack, Basin 1,2 и др.) не учитывают влияние флюидодинамических процессов при формировании нефтегазонос-ности.
Особенности формирования залежей нефти и газа на больших глубинах
Геология нефти и газа, являющаяся одной из самых активно развивающихся отраслей наук о Земле, за последние десятилетия значительно увеличила диапазон исследования верхней части земной коры. Изучение глубо-копогруженных горизонтов осадочного чехла, продиктованное необходимостью поиска новых объектов нефтегазопоисковых работ, внесло существенные коррективы в известные представления о тектоническом строении, механизме формирования структурных элементов, развитии коллекторов и покрышек и распределении нефтегазоносности. В то же время выявились определенные особенности условий и факторов формирования и размещения залежей нефти и газа на больших глубинах, свидетельствующие о появлении нового направления в геологии - «глубинной нефтегазовой геологии» [1, 2].
Известно два главных направления формирования залежей УВ на больших глубинах: 1)за счет генерации УВ в нефтегазопроизводящих толщах, которые вследствие различных причин не исчерпали своего нефтегазоматеринского потенциала при погружении на большие глубины и 2) за счет залежей нефти и газа, образовавшихся ранее на более высоких гипсометрических уровнях и оказавшихся в течение дальнейшей геологической истории в зоне больших глубин в результате регионального или зонального погружения. В случае первого направления специфические особенности проявляются на всех стадиях формирования залежей УВ.
Как и на обычных глубинах, основными факторами процессов генерации УВ на больших глубинах являются наличие НГМП, тип и достаточная степень катагенеза ОВ пород. В то же время проявление и динамика генерации УВ на больших глубинах имеют ряд особенностей. На реализацию нефтегазоматеринского потенциала более значительное влияние оказывают скорости прогибания бассейна и мощности осадочного чехла. При высоких скоростях (более 50 м/млн. лет) зональность катагенеза бывает более растянутой, и основная реализация потенциала происходит на значительно больших глубинах, чем при небольших скоростях. «Охлаждающее» воздействие мощных карбонатных и особенно соленосных толщ (вследствие их относительно высокой теплопроводности) на тепловое
поле бассейна приводит к задержке процессов трансформации ОВ в таких породах. При этом их генерационные свойства пород могут сохраняться на больших глубинах. Наиболее глубокое погружение главной зоны нефтеоб-разования (ГЗН) устанавливается в бассейнах с солянокупольными структурами и в бассейнах с большой скоростью осадконакопления палеоген-неогеновых отложений.
Для интенсивного газообразования на больших глубинах необходимо длительное и значительное по площади прогибание территории, обеспечивающее накопление мощных толщ (более 3-5 км) пород с преобладанием ОВ гумусового (III) типа. Не случайно в таких зонах открыты гигантские газовые месторождения, например Уренгойское. Углеводородные газы на глубинах более 4-5 км могут образовываться не только за счет ОВ, а также вследствие деструкции нефтей под действием высоких температур. В результате образуется дополнительный УВ газ, что приводит к увеличению газового фактора нефтей и газоносности больших глубин. Существенное влияние на катагенетическое преобразование ОВ и устойчивость нефтяных УВ оказывает широко распространенное на больших глубинах аномально-высокое пластовой давление (АВПД), тормозящее и консервирующее деструктивные процессы в органических компонентах. Особенно активно влияние АВПД проявляется при образовании газообразных компонентов, когда происходит увеличение объема полученных продуктов. Кроме того, процесс нефтегазообразования на больших глубинах может иметь импульсный характер, когда возобновление генерации и эмиграции УВ в разрезе наступает неоднократно.
Процессы эмиграции и миграции УВ, тесно связанные с особенностями среды пребывания УВ, на больших глубинах также имеют свою специфику. На глубинах обычно свыше 3-4 км уплотнение пород достигает предельных значений, в связи с чем движение пластовых вод крайне замедляется. В результате процессы эмиграции УВ из НГМП и миграции УВ часто затруднены, что приводит к появлению сингенетичных залежей. В то же время на больших глубинах вследствие роста температур процессы миграции УВ в однофазном газовом или водорастворенном состоянии значительно облегчаются вследствие повышения растворяющей способности свободной и связанной воды, снижения влияния капиллярных сил, увеличения объемов и уп-
ругости образующихся в поровых пространствах пластов-генераторов сингенетичных газов, которые способны растворять жидкие УВ. При миграции в водорастворенном виде в условиях АВПД возрастает растворимость метановых и других УВ и неУВ компонентов в воде; газ становится особенно активным растворителем нефти, если он содержит гомологи метана с большой молекулярной массой и углекислоту [8]. Обладая низкой вязкостью, однофазный газоводяной флюид относительно легко мигрирует в вертикальном и/или латеральном направлениях, «смывая» жидкие и твердые вещества, которые могут быть в породах в ничтожных количествах. Даже в условиях очень больших глубин (более 9-10 км), где генерация газа идет на убыль, газ аккумулирует незначительные количества жидких гомологов метана виде конденсата. Во многих работах [2,4,7] показано, что основная масса УВ газов образуется на глубине 4-6 км, а залежи их встречаются на небольшой глубине, что обычно объясняется вертикальной миграцией газа из нижних частей разреза осадочного бассейна в верхние. Существует мнение [5], что в пределах нижних горизонтов осадочного чехла роль процессов вертикальной миграции весьма ограничена, решающая роль при формировании зон нефтегазонакоп-ления на больших глубинах принадлежит ограниченной по масштабам латеральной миграции, однако пока не получено этому весомых подтверждений.
Процессы аккумуляции УВ на больших глубинах еще недостаточно изучены, но некоторые тенденции уже можно отметить. Известно, что при погружении осадочных пород на большие глубины в целом их поровое пространство уменьшается, а фильтрационноемкостные свойства ухудшаются, что затрудняет аккумуляцию УВ. В жестких термобарических условиях воздействие нагрузки вышележащих отложений, взаимодействие с подземными водами и другие факторы приводят к уплотнению пород с деформацией объема, а также к их физико-химическим преобразованиям, причем все это в той или иной мере сопровождается запечатыванием пор. Однако на фоне этих процессов может происходить и разуплотнение пород. Значительную роль в формировании коллекторов на больших глубинах играют постседиментационные процессы, которые происходят главным образом в водоносных породах. Высокая пористость в прослоях песчано-алевролитовых пород мо-
жет возникать в результате вторичных процессов, вызванных доломитизацией, децементацией, выщелачиванием и растрескиванием пород под влиянием тектонических нагрузок [6].
Сохранение и возникновение хороших емкостных и фильтрационных свойств карбонатных коллекторов на больших глубинах объясняется формированием вторичной пористости за счет растворения хемогенного цемента, развития макро- и микротрещиноватости, перекристаллизацией и доломитизацией известняков и формированием в них ка-верновых полостей, воздействием агрессивных горячих вод, насыщенных углекислотой. Известно о достаточно большой емкости и проницаемости отдельных зон и частей разреза в результате выщелачивания межслоевой водой, отжатой из глин и содержащей диоксид, насыщающий эту воду уже в поровом пространстве, а также первичной пористости гранулярных коллекторов. Одним из факторов, способствующих образованию пустотно-сти, может быть дилатация - растрескивание пород под действием горного давления.
При погружении залежей УВ на большие глубины эти процессы практически полностью прекращаются в ловушках. Поэтому в глубокопогруженных залежах величина пористости может остаться практически такой же, какой была в начале их формирования. Наблюдаемое явление можно объяснить тем, что, аккумулируясь в ловушках, УВ препятствуют процессам, уменьшающим фильтрационно-емкостное пространство пород. Механическое их уплотнение не происходит вследствие практической несжимаемости УВ, а физико-химические преобразования минеральной фазы не проявляются из-за неблагоприятно-сти газо-нефтяной среды для нового постсе-диментационного минералообразования. Таким образом, можно рассматривать УВ как фактор, способствующий сохранению первичной (синаккумуляционной) пористости и консервации коллекторских свойств пород.
Нижняя граница залегания скоплений нефти (“deadline”) достигает в палеозойских отложениях древних платформ 4-4,5 км; в мезозойских отложениях молодых эпипалео-зойских платформ 5,5-6 км; а кайнозойских отложениях переходных и складчатых территорий 6,5-7 км [4]. В процессах формировании залежей УВ газов на больших глубинах важную роль играет разгазирование природных подземных вод. Вероятно, на больших
глубинах придется часто сталкиваться с обнаружением растворенного в воде метана. Такой, в частности, является самая глубокая (6,6 км) газовая залежь, вскрытая в нашей стране при бурении Тюменской сверхглубокой скважины на севере Западной Сибири [2].
На больших глубинах зоны генерации и аккумуляции УВ в латеральном плане находятся, скорее всего, более близко, чем на обычных глубинах; в вертикальном разрезе расстояние между зонами зависит от положения флюидоупоров. В большинстве залежей на больших глубинах флюидоупоры представлены глинистыми породами, что свидетельствует о сохранности их экранирующих свойств даже при жестких термобарических условиях. Существенное влияние на сохранность залежей нефти на больших глубинах оказывает АВПД, тормозящее термическую деструкцию жидкой УВ фазы. Влияние температурных условий залегания нефти на ее состав очень сложное и неоднозначное. Можно сказать только, что лишь тогда, когда залежь нефти попадает в более жесткие температурные условия, чем они были при генерации, и находится там длительное время, деструкция (в том числе метанизация) нефти может быть существенной. Частая встречаемость АВПД на больших глубинах свидетельствует о слабой гидродинамической связи залежей УВ.
Библиографический список
1. Белоконь Т.В. Проблемы нефтегазоносности больших глубин // Геология нефти и газа, 1998. №4. С. 13-20.
2. Белоконь Т.В. О глубинной нефтегазовой геологии // Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности / КамНИИКИГС, Пермь 2000. С.5-13.
3. Карасева Т.В., Горбачев В.И.,Титова Г.И., Фрик М.Г. Изотопно-геохимические критерии газоносности больших глубин севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений 2009. №6. С. 20-30.
4. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджев-ская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1984. 287 с.
Процесс трансформации аккумуляционных свойств пород c глубиной протекает нелинейно, имеет волновой колебательный характер и может быть выражен в виде затухающей синусоиды, что обеспечивает возможность существования залежей УВ на больших глубинах [4].
Заключение
Таким образом, современные теоретические представления о формировании месторождений нефти и газа в последнее время значительно обогатились и характеризуют весь процесс в соответствии с литогенезом, что позволяет использовать эти знания (и они уже отчасти используются) при поисках залежей углеводородов. Дальнейшим приоритетным направлением исследований является разработка оптимального комплекса литоло-го-стратиграфических, геотектонических, геохимических, гидрогеологических и других критериев оценки перспектив по стадиям формирования нефтегазоносности. Кроме того, существенное значение имеет выявление особенностей образования залежей нефти и газа на больших глубинах, что будет способствовать росту ресурсной базу УВ в регионах с развитой инфраструктурой добычи УВ.
5. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых месторождений севера Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1999. №1-2. С. 45-56.
6. Сиротенко Л.В. Глубинные нетрадиционные коллекторы - новый перспективный объект для поисков углеводородов // Разведка и охрана недр, 2003. №6. С. 14-18.
7. Geologic controls of deep natural gas resources in the United States/ Edited by T.S. Dyman, D.D. Rice, P.A. Westcott. US gov. of., Washington, 1997. 239p.
8. Price L.C., Clayton J.L., and Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Bertha Rogers 1, Oklahoma // Journal Organic Geochemistry, 1981. Vol. 3. Р. 59-77.
9. Thomas G. Swedens Silyan wing well evaluates // Oil and Gas J. 1991. №2. P.76-78.
Up-to date view to petroleum and gas deposits forming
T.V. Karaseva
Perm State University, 614990, Perm, Bukirev St., 15, E-mail: [email protected]
The article observes the solution of hydrocarbon deposits forming problems by up-to date petroleum and gas geology and geochemistry. It is shown, that the established regularities of petroleum systems generation and phasic development of petroleum and gas forming processes created the base of objective prognosis on the different stages of geological exploration.It is noticed that deep and ultradeep drilling made it possible to reveal specific peculiarities of petroleum and gas deposits forming at the greater depth , that promoted the new direction in geology - «deep petroleum and gas geology».
Key words: petroleum; gas; deposit; ultra-deep drilling; prognosis.
Рецензент - кандидат геолого-минералогических наук М.Г. Фрик
