Возможность выявления залежей нефти и газа на больших (более 5 км) и сверхбольших (более 6 км) глубинах рассматривается в двух аспектах. Первый – условия сохранности крупных по величине скоплений углеводородов, образованных в условиях глубин до 4 км и вследствие разнообразных геологических и тектонических процессов, опустившихся на большие и сверхбольшие глубины с частичным преобразованием нефти в газ. Установлено, что к числу факторов, контролирующих сохранение жидких и газообразных углеводородов, относятся температура, давление, скорость погружения (скорость наращивания температуры и давления), время нахождения в сверхвысоких термобарических условиях, первичный состав органического вещества. Возможность существования жидких компонентов нефти на больших и сверхбольших глубинах характерна для осадочных бассейнов Китая, Мексиканского залива, бассейнов Сантос и Кампос на шельфе Бразилии, а в Российской Федерации наиболее вероятна для Прикаспийской впадины, некоторых предгорных прогибов и зон интенсивного накопления молодых осадков. Определение критических температур и давлений фазовых переходов и начала крекинга возможно с применением рассматриваемого в статье подхода, базирующегося на оценке степени преобразования органического вещества, кинетических и термобарических моделях, учитывающих состав углеводородного флюида. Второй аспект – оценка состава углеводородов, ассоциированных с образованными на сверхбольших глубинах породами или породами, преобразованными в условиях критических температур и давлений. Этот значительный по наукоемкости аспект пока вряд ли может рассматриваться как практически значимый. Исследование посвящено изучению возможностей термодинамического моделирования и применения альтернативных методов изучения степени преобразования жидкого пластового флюида в компоненты сопутствующего ему газа на примере двух площадей с выявленными нефтяными, конденсатными и газовыми скоплениями.
Изучение высокоуглеродистых формаций вызвано как сокращением сырьевой базы нефти в результате ее добычи, так и успехами освоения низкопроницаемых сланцевых толщ, в первую очередь в США, Австралии и Китае. Наиболее значимы формации, распространенные в традиционных районах добычи углеводородов, – в Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской, Северо-Предкавказской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинциях. Особенности высокоуглеродистой формации позднедевонско-раннекаменно-угольного времени, сформировавшейся в восточной краевой части Восточно-Европейской платформы, – неоднородность разреза, обусловленная интенсивной проградацией карбонатной платформы в направлении с запада на восток; последовательная смена литолого-фациальных обстановок, определивших неравномерность первичного накопления и вторичного распределения содержания органического вещества (ОВ); возможность эмиграции или сохранения в толще генерации на этапах погружения подвижных частей битумидов, определивших перспективы нефтегазоносности. Изучались закономерности распределения текущего содержания ОВ в зависимости от литолого-фациальных условий и литологического состава пород в верхнедевонско-турнейских отложениях «доманикового типа» Тимано-Печорской провинции (ТПП), степень его преобразованности для приведения к начальному содержанию органического углерода и дальнейшей оценке доли сохраненной «подвижной нефти» в нефтегазоматеринской формации. Исследование выполнено на основе анализа массива данных содержания органического углерода образцов керна и естественных обнажений Ухтинского района доманиково-турнейской части разреза, включающего более 5000 определений, представленных в отчетах и публикациях ВНИГРИ и ВНИГНИ, дополненных проведенными пиролитическими, битуминологическими анализами, увязанными с результатами микротомографического, макро- и литологического изучения и описаниями шлифов, выполненных в Санкт-Петербургском горном университете. Для каждой тектонической зоны ТПП в пределах изученных высокоуглеродистых интервалов установлено содержание суммарных объемов органического углерода. Полученные данные позволят оценить остаточную массу подвижных битумоидов в низкопроницаемой матрице высокоуглеродистой формации.
