Представления о влиянии роста температуры на взаимную растворимость флюидов позволили выдвинуть идею о наличии скоплений УВ в виде парообразной нефтегазоводяной ("нефтегазоконденсатной") смеси на глубине более 6-7 км без заметной деструкции при достижении температуры 400 °С и более. По-видимому, на этих сверхбольших глубинах решающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление: при давлении 100 МПа длина свободного пробега молекулы становится соизмеримой с ее размерами. В этих условиях возможен обратный процесс - рекомбинация и даже синтез молекул. В сверхкритических условиях нефть может переходить в особое парогазонефтяное или "нефтеконденсатное" состояние, столь же устойчивое, как и газоконденсатное. Поэтому на очень больших глубинах можно прогнозировать не только газовые, но и нефтяные залежи, хотя в пластовых условиях последние УВ будут находиться не в жидкой, а в газоподобной ("нефтеконденсатной") фазе. Обнаружение таких залежей наиболее вероятно на сверхбольших глубинах (более 7-8 км) в молодых бассейнах, где установлен факт быстрого (в геологическом смысле) погружения, продолжительность которого измеряется не более 10-15 млн лет (скачок, характерный для межгорных впадин, предгорных прогибов, например Южно-Каспийской впадины, Паннонского бассейна) при температуре 100-150 °С, а также древних бассейнов (внутренняя прибортовая зона Прикаспийской впадины). В последних, темп прогибания был более медленным (рисунок) и процесс термокаталитического преобразования нефти за длительное геологическое время (200-250 млн. лет) не достиг стадии формирования графитоподобных образований в связи с особенностями геологического развития (релаксации), влияющими на скорость накопления продуктов преобразования УВ-систем. Например, такие залежи были установлены в палеозойских отложениях Бузулукской впадины (месторождения Зайкинское, Ольховское) и вполне возможно их обнаружение в палеозойских образованиях Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин, в мезозойских породах бассейнов Северного Предкавказья и других регионов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Закономерности изменения коллекторских свойств пород при погружении на большие глубины позволяют сделать заключение о том, что потенциальные возможности встречи пород-коллекторов разного типа, содержащих промышленные скопления нефти и газа на глубинах 4000-6000 м и более, неодинаковы. Фактические данные, а также представления о главных фазах и зонах нефтегазообразования и температурных условиях в недрах позволяют сделать следующие выводы о распространении типов коллекторов нефти и газа на больших глубинах.

1. На сверхбольших глубинах (более 6 км) промышленные залежи нефти - это аномальный случай. Он возможен в случае невысоких температур (до 200 єC) при условии, если коллектор был заполнен нефтью уже на небольших или умеренных глубинах.

2. На больших и сверхбольших глубинах газовые и газоконденсатные залежи наиболее вероятны во вторичных коллекторах следующих типов: смешанного, порово-трещинного, трещинного (песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, аргиллиты, мергели), смешанного, каверново-трещинного (известняки, доломиты) и порового (песчаники, алевролиты).

3. В условиях больших глубин за счет механического уплотнения и вторичных процессов породы-коллекторы, не содержащие УВ, могут потерять свои качества и превратиться в породы-экраны; наоборот - породы-экраны за счет растрескивания и избирательного растворения могут перейти в трещинные и смешанные (порово-трещинные, каверново-трещинные) коллекторы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ