Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине
Останніми роками різко зросли оцінки вуглеводневого потенціалу земних надр, що крім нетрадиційних джерел (сланцевий газ і т. п.) пов'язано з відкриттям нафтових і газових гігантів на глибинах 4,5-10,5 км. Очевидно, в перспективі великі глибини є невичерпним джерелом природних вуглеводнів, зокре...
Gespeichert in:
| Veröffentlicht in: | Геофизический журнал |
|---|---|
| Datum: | 2014 |
| 1. Verfasser: | |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Russisch |
| Veröffentlicht: |
Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
2014
|
| Online Zugang: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/100421 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Zitieren: | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине / А.Е. Лукин // Геофизический журнал. — 2014. — Т. 36, № 4. — С. 3-23. — Бібліогр.: 43 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859644830164975616 |
|---|---|
| author | Лукин, А.Е. |
| author_facet | Лукин, А.Е. |
| citation_txt | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине / А.Е. Лукин // Геофизический журнал. — 2014. — Т. 36, № 4. — С. 3-23. — Бібліогр.: 43 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Геофизический журнал |
| description | Останніми роками різко зросли оцінки вуглеводневого потенціалу земних надр, що крім нетрадиційних джерел (сланцевий газ і т. п.) пов'язано з відкриттям нафтових і газових гігантів на глибинах 4,5-10,5 км. Очевидно, в перспективі великі глибини є невичерпним джерелом природних вуглеводнів, зокрема, газоподібних. У 1970-1980-ті роки Україна (Східний нафтогазоносний регіон) разом із США лідирували за ефективністю освоєння глибокозалягаючих нафтогазоносних комплексів і приростом розвіданих запасів на глибинах понад 4-5 км. Було встановлено багато найважливіших закономірностей нафтогазоносності великих глибин, включаючи з'ясування природи вторинних колекторів і покришок. У центральному сегменті Дніпровсько-Донецької западини (Дніпровському НГБ), розташованому над апікальною частиною відкритого свого часу дослідниками Інституту геофізики НАН України Дніпровсько-Донецького суперплюму (сучасні науки про Землю розглядають суперплюми як висхідні потоки глибинних флюїдів і надають їм особливого значення у формуванні нафтогазоносних басейнів), зосереджені основні розвідані запаси і основні прогнозні ресурси нижнього карбону. Їх аномально висока щільність саме в цьому сегменті зумовлена сприятливим поєднанням указаних глибинних (геодинамічних і флюїдодинамічних) факторів і породного субстрату. Тут можна пробурити ще багато високодебітних глибоких свердловин. Успішне освоєння вуглеводневого потенціалу великих глибин у межах центрального сегмента ДДЗ дасть змогу найближчими роками істотно збільшити (на 20-25 млрд м3) видобуток газу, а потім перейти до планомірного здійснення й інших напрямів пошуково-розвідувальних робіт, що у близькій перспективі цілком забезпечить енергетичну незалежність України.
Recently hydrocarbon potential of the Earth’s interior evaluations grows sharply. Apart from unconventional gas sources (shale gas, etc.) this phenomenon is connected with discovery of a number of oil and gas giants at the depths 4,5—10,5 km. Great depths appear to be the inexhaustible source of natural liquid and especially gaseous hydrocarbons. During 1970—1980 Ukraine (Eastern petroliferous region) hand in hand with USA was among the world’s leaders in the development of deep-seated petroliferous complexes and increasing of proved reserves at the depths more than 4—5 km. Many important regularities were revealed in Dnieper-Donets depression with elucidation of the reservoirs and seals nature among them. The bulk of proved reserves of great depths are concentrated within the central segment of Dnieper-Donets depression (Dnieprovsky basin) which is situated above the apical part of Dnieper-Donets superplume to be discovered by the investigators of the Institute of Geophysics NASU (according to current Earth sciences concepts such superplumes are considered as ascending flows of hypogene fluids which play a crucial role in generation and evolution of petroliferous basins). The main proved reserves and potential resources of Lower Carboniferous are concentrated here. Their abnormal high density just in this segment are caused by the compromise of these hypogenic factors and basin rocks substratum. Many high-output wells can be bored here. Successful mastering of the great depths hydrocarbon potential within the area of Dnieper-Donets central segment will allow to increase gas production essentially (by 20—25 billions m3) within the next few years and then to go over balanced realization of other geological prospecting directions so as to secure the energy self-sufficiency of Ukraine.
|
| first_indexed | 2025-12-07T13:26:48Z |
| format | Article |
| fulltext |
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 3
Введение. Всего 20—25 лет тому назад бы-
ли достаточно широко распространены пред-
ставления о близком истощении запасов
природных углеводородов (УВ), и мало кто из
специалистов предвидел столь стремительный
взлет мировых ресурсов нефти и газа (рис. 1).
Этот феномен, пока известный лишь сравни-
тельно узкому кругу специалистов, имеет для
человеческой цивилизации воистину судьбо-
носное значение, поскольку означает отсроч-
ку на неопределенное время (вплоть до реше-
ния проблемы управляемого термоядерного
синтеза или появления какого-либо другого,
принципиально нового глобального источника
энергии) конца углеводородной эпохи в миро-
вой энергетике. Причин столь кардинального
изменения представлений об углеводородном
потенциале земных недр несколько [Лукін,
2008, 2011; Лукин, 2010]. Это и успехи США в
освоении центральнобассейнового и, особен-
но, сланцевого газа, и результаты недавних ис-
следований специалистов Сибирского отделе-
УДК 553.982:550.36
Углеводородный потенциал больших глубин
и перспективы его освоения в Украине
© А. Е. Лукин, 2014
Институт геологических наук НАН Украины, Киев, Украина
Поступила 21 мая 2014 г.
Представлено членом редколлегии В. И. Старостенко
Останніми роками різко зросли оцінки вуглеводневого потенціалу земних надр, що крім
нетрадиційних джерел (сланцевий газ і т. п.) пов’язано з відкриттям нафтових і газових гігантів
на глибинах 4,5—10,5 км. Очевидно, в перспективі великі глибини є невичерпним джерелом
природних вуглеводнів, зокрема, газоподібних. У 1970—1980-ті роки Україна (Східний нафто-
газоносний регіон) разом із США лідирували за ефективністю освоєння глибокозалягаючих
нафтогазоносних комплексів і приростом розвіданих запасів на глибинах понад 4—5 км. Було
встановлено багато найважливіших закономірностей нафтогазоносності великих глибин,
включаючи з’ясування природи вторинних колекторів і покришок. У центральному сегменті
Дніпровсько-Донецької западини (Дніпровському НГБ), розташованому над апікальною час-
тиною відкритого свого часу дослідниками Інституту геофізики НАН України Дніпровсько-
Донецького суперплюму (сучасні науки про Землю розглядають суперплюми як висхідні по-
токи глибинних флюїдів і надають їм особливого значення у формуванні нафтогазоносних
басейнів), зосереджені основні розвідані запаси і основні прогнозні ресурси нижнього карбо-
ну. Їх аномально висока щільність саме в цьому сегменті зумовлена сприятливим поєднанням
указаних глибинних (геодинамічних і флюїдодинамічних) факторів і породного субстрату.
Тут можна пробурити ще багато високодебітних глибоких свердловин. Успішне освоєння
вуглеводневого потенціалу великих глибин у межах центрального сегмента ДДЗ дасть змогу
найближчими роками істотно збільшити (на 20—25 млрд м3) видобуток газу, а потім перейти
до планомірного здійснення й інших напрямів пошуково-розвідувальних робіт, що у близькій
перспективі цілком забезпечить енергетичну незалежність України.
Ключові слова: вуглеводневий потенцiал, нафтогазоноснi басейни, великi глибини, ко-
лектори.
ния РАН по ресурсам нефти и газа Мирового
океана. Особую роль сыграло открытие гигант-
ских нефтяных и газовых месторождений на
глубинах 4,5—10,5 км. По-видимому, земные
недра в перспективе являются неисчерпаемым
Рис. 1. Динамика экспертных оценок мировых ресурсов
газа и нефти (по данным Геологической службы США, За-
рубежгеологии РФ, Ин-та геологии и геофизики СО РАН).
А. Е. ЛУКИН
4 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
источником УВ (в частности, газообразных),
что существенно меняет энергетические пер-
спективы человечества. Подтверждаются про-
гнозы, согласно которым ХХІ в. будет «веком
газа», а не переходным (между «углеводород-
ной» и «термоядерной» эпохами) периодом,
главными энергоносителями которого бу-
дут уран и уголь. По расчетам Департамента
энергетики США, в 2030 г., по сравнению с
2003 г., значение газа как энергоносителя в
мировой промышленности возрастет в 10 раз,
что связано с большими возможностями его
транспортирования, менее вредными (по срав-
нению с нефтепродуктами и, тем более, углем)
экологическими последствиями сжигания,
более надежной (относительно вероятности
техногенных катастроф) технологией исполь-
зования в различных отраслях. (Разумеется,
изложенное не отрицает того, что сжигание
газа в столь больших объемах — тоже зло, во-
первых, поскольку общеизвестная метафора
Д. И. Менделеева относится к газу в еще боль-
шей мере, чем к нефти, а во-вторых, и с точки
зрения глобальной экологии.)
Что же в свете таких оценок и прогнозов
ожидает Украину в ближайшие годы? Сейчас,
когда во властных структурах наконец раз-
даются достаточно внятные высказывания о
необходимости увеличения добычи своих УВ,
всем должна быть понятна необходимость
возрождения некогда мощного топливно-
энергетического комплекса, коллапс которо-
го вследствие обвального падения объемов
бурения и сейсморазведки сыграл роковую
роль в истории независимой Украины. Как же
в течение буквально двух-трех лет обеспечить
добычу природного углеводородного сырья, и
прежде всего газа, в таких объемах, чтобы су-
щественно уменьшить бремя непомерных рас-
ходов и ослабить губительную энергетическую
зависимость? Как не парадоксально, но для на-
шей разоренной страны таким направлением
является освоение углеводородного потенциа-
ла больших глубин.
Углеводородный потенциал больших глубин
в свете современных данных
Промышленная нефтегазоносность осадоч-
ных комплексов на глубинах свыше 4—5 км
(именно такой интервал по комплексу различ-
ных критериев принимается сейчас как пере-
ходный между обычными и большими глубина-
ми нефтегазонакопления [Лукін, Щукін, 2005])
установлена в ~70 бассейнах мира. Она вклю-
чает крупные и гигантские газовые, газокон-
денсатные, нефтяные и фазово-гетерогенные
месторождения, свыше 1000 которых уже раз-
рабатываются. Около 3 лет назад начальные
суммарные извлекаемые запасы нефти и газа
в интервале глубин 4500—8100 м составляли со-
ответственно 7 и 25 % мировых [Мартынов и
др., 2012]. Судя по успехам освоения углеводо-
родных ресурсов глубокопогруженных осадоч-
ных комплексов в Персидском заливе, Южно-
Каспийской впадине, Северном море, Мекси-
канском заливе и других регионах, эти цифры,
безусловно, возросли, особенно для газа. Что
же касается прогнозных ресурсов УВ, то в свете
современных представлений о нафтидогенезе
и вертикальной фазово-геохимической зональ-
ности распределения нафтидов в осадочной
оболочке и кристаллическом фундаменте (см.
ниже) они должны быть огромны и, вполне воз-
можно, практически неисчерпаемы, поскольку
преимущественно именно в интервале глубин
4—5 км в большинстве нефтегазоносных бас-
сейнов (НГБ) появляются аномально высокие
(сверхгидростатические) давления, эффекты
глубинной гидрогеологической инверсии и
другие признаки восходящей миграции (супер)
глубинных нафтидогенерирующих флюидов
[Лукин, 2005; 2012а]. Это подтверждается и су-
ществованием на нашей планете нефтяных и
газовых «полюсов» — ареалов с аномально вы-
сокой интенсивностью нефтегазонакопления
(Катар—Южный Иран, Ямал, Мексиканский
залив, Прикаспийская—Северо-Каспийская—
Южно-Каспийская впадины, Предаппалачский
прогиб, Южно-Вьетнамский шельф и др.).
Главное же заключается в том, что доказана
промышленная нефтегазоносность не только
больших (глубже 4—5 км), но и сверхбольших
(глубже 7—8 км) глубин, что представляет осо-
бый теоретический и практический интерес.
В интервале глубин 7—11 км (еще 20—25 лет
тому назад он по термодинамическим и пе-
трофизическим параметрам находился далеко
вне диапазона промышленной нефтегазонос-
ности в виде не только «ограды Кокса» [Сох,
1946], но и ее современных вариантов [Гедберг,
1996]) известны углеводородные гиганты раз-
личного фазового состояния, основная часть
которых открыта уже в ХХІ в. Это уникаль-
ное газоконденсатное (с доказанными запа-
сами газа свыше 1,2 трлн м3) месторождение
Шах-Дениз в Южно-Каспийской впадине на
глубине 7100 м, гигантские нефтяные место-
рождения Тайбер (Tiber prospect, разведанные
запасы ~4 млрд баррелей, глубина 10 690 м при
глубине моря 1500 м), Каскида (разведанные
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 5
запасы 410 млн т, глубина 9750 м при глубине
моря 1770 м) и др. — в Мексиканском заливе,
гигантское нефтяное (~8 млрд баррелей) место-
рождение Тьюпи в бассейне Сантос (Бразилия)
и др. (При этом следует учесть, что данные о
некоторых из таких месторождений публику-
ются лишь частично либо полностью засекре-
чены, в то время как успехи США в добыче слан-
цевого газа не только подробно освещаются,
но всячески и назойливо рекламируются. Это
тоже можно рассматривать как подтвержде-
ние того, что именно освоение углеводородных
ресурсов глубокозалегающих комплексов явля-
ется главным стратегическим направлением
текущего столетия.)
Огромные приросты запасов газа и кон-
денсата на больших и сверхбольших глубинах
получены в Персидском заливе, где открыто
уникальное нефтегазоконденсатное место-
рождение Чилингар на глубине 10,2 км, а так-
же другие месторождения в интервале глубин
5—10 км. Именно за счет глубоких и сверхглу-
боких горизонтов существенно прирастили
доказанные запасы газа в Катаре — Южном
Иране, где расположен один из главных га-
зовых полюсов планеты, в качестве которого
можно рассматривать уникальное катарско-
иранское месторождение Северное — Южный
Парс (28 трлн м3), разведка которого вывела
Катар на третье, а Иран — на второе место в
мире по разведанным запасам газа. Кроме того,
здесь сосредоточены огромные запасы гелия.
(Данные об изотопном составе гелия авто-
ру неизвестны, однако, исходя из тектоно-
геодинамических условий, можно предполагать
повышенное содержание 3Не. Более того, эта
изотопная метка должна быть характерна для
газа всех бассейнов с доказанной промышлен-
ной нефтегазоносностью на глубинах 5—10 км
и более, поскольку они приурочены к наиболее
глубоким депрессиям, формирующимся над
суперплюмами. Таким образом, в более отда-
ленной перспективе (после решения проблемы
управляемого термоядерного синтеза дейте-
рия и 3Не) стратегическое значение освоения
энергетического потенциала больших глубин
будет неуклонно возрастать (следует учесть
и растущие объемы потребления гелия: напри-
мер, уже в настоящее время гелиевый завод,
расположенный на месторождении Северное—
Южный Парс, производит 9,2 т/сут жидкого
гелия) (http://www.petropars.com/tabid/59/Default.
aspx). Высокая гелиеносность газов глубоких
продуктивных горизонтов и повышенное со-
держание 3Не установлены в центральной
части Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ)
[Лукин и др., 2012].)
С глубинами свыше 4,5 км в значительной
мере связано месторождение Южный Иола-
тань (Туркмения) — второе в мире по разве-
данным запасам газа. Именно благодаря не-
давним (начиная с 2007 г.) открытиям глубо-
козалегающих месторождений нефти и газа
(преимущественно на шельфе) вышла в число
мировых лидеров по запасам УВ Бразилия. Зна-
чительных успехов в этом отношении достигла
Аргентина (нефтяное месторождение Сьерра-
де-Агуараче, ВНК на глубине 8981 м).
Важные результаты получены в бассей-
не Северного моря, где большой глубинный
интервал установленной промышленной не-
фтегазоносности сочетается с широким стра-
тиграфическим (девон—олигоцен) и литолого-
формационным (красноцветные континен-
тальные, сероцветные паралические угленос-
ные, морские соленосные отложения, а также
писчий мел) диапазонами. Примечательная
особенность нефтегазоносных недр бассейна
Северного моря, как уже отмечалось в обзо-
ре [Гожик и др., 2010], заключается в весьма
жестких для природных углеводородных си-
стем термодинамических условиях. Так, на
крупных месторождениях Джейд и Элгин/
Франклин (Британский сектор) газоконден-
сатные, нефтяные и газовые залежи приуро-
чены к юрским песчаникам в интервале глу-
бин 5490—5764 м при пластовых температурах
более 200 °С и давлениях свыше 110 МПа. На
нефтяном (!) месторождении Эрскин и газовом
месторождении Шируотер (Британский блок)
разработка началась при пластовой темпера-
туре 340 °С (на глубине 4880 м), которая по-
сле 13 лет разработки продолжала оставаться
аномально высокой (свыше 180 °С). С точки
зрения ортодоксальных представлений со-
временной парадигмы нефтегазовой геологии
— (био)осадочно-миграционной теории (в со-
ответствии с ее канонами пластовые темпера-
туры нефтяных залежей не могут превышать
150 °С), указанные термодинамические показа-
тели промышленной нефтеносности выглядят
фантастическими. Таким образом, необходимо
пересмотреть основные закономерности на-
фтидогенеза в свете новых данных о нефтега-
зоносности больших (свыше 4,5—5 км) и осо-
бенно сверхбольших (свыше 6,5—7 км) глубин.
Некоторые стратиграфические и форма-
ционные закономерности нефтегазоносно-
сти больших глубин. Прежде всего, следует
отметить очень широкий стратиграфический
А. Е. ЛУКИН
6 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
Ри
с.
2.
С
тр
ат
иг
ра
ф
ич
ес
ко
е
ра
сп
ре
де
ле
ни
е
пр
ом
ы
ш
ле
нн
ой
н
еф
те
га
зо
но
сн
ос
ти
н
а
бо
ль
ш
их
и
с
ве
рх
бо
ль
ш
их
гл
уб
ин
ах
(в
ы
бо
рк
а
~1
00
м
ес
то
ро
ж
де
ни
й)
(п
о
А
.Е
.Л
ук
ин
у)
.М
ес
-
т
ор
ож
де
ни
я
(з
ал
еж
и)
:1
—
н
еф
тя
ны
е,
2
—
г
аз
ок
он
де
нс
ат
ны
е,
3
—
г
аз
ов
ы
е;
к
ол
ле
кт
ор
ы
:4
—
к
ар
бо
на
ты
, 5
—
п
ес
ча
ни
ки
.
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 7
диапазон глубинного нефтегазонакопления
(рис. 2). Нефтегазоносность глубокопогружен-
ных формационных комплексов характерна
не только для кайнозойских и мезозойских,
но также для палеозойских и позднепротеро-
зойских глубоких впадин с толщиной стра-
тисферы свыше 10 км. Соответственно этому,
НГБ с промышленной нефтегазоносностью
на глубинах свыше 5 км тяготеют к наиболее
глубоким палеозойским, мезозойским и кай-
нозойским прогибам. Именно к таким «глубо-
ким (5—10 км), сверхглубоким (10—20 км) и
суперглубоким (глубже 20 км) НГБ приурочено
свыше 80 % мировых ресурсов углеводородов»
[Алиев, Алиев, 2012, с. 132]. При всем геотек-
тоническом разнообразии (платформенные
синеклизы, рифты, перикратонные прогибы,
межгорные впадины и др.) НГБ характеризу-
ются наличием общих литогеодинамических
признаков [Лукин, 1997]. В их разнообраз-
ных по составу вертикальных и латеральных
формационных рядах установлены два типа
депрессионных формаций, соответствую-
щих этапам длительного компенсированного
и быстрого некомпенсированного прогиба-
ния. Первый тип представлен весьма широ-
ким формационным диапазоном (угленосные
паралические, соленосные, красноцветные,
рифогенно-карбонатные формации и др.),
второй, независимо от палеоклимата, — тол-
щами черных сланцев-эвксинитов — углево-
дородных аккумуляторов [Лукин, 1997; 2013].
Характер их взаимоотношения с компенсиро-
ванными терригенными и карбонатными от-
ложениями свидетельствует о ведущей роли
апвеллинга из глубоководных частей котло-
винообразных бассейнов эвксинского типа с
периодическим подавлением накопления са-
пропелевых илов (судя по обилию фрамбои-
дального пирита — при большой роли микро-
биогенного вещества).
Наиболее типичные эвксинские (палео)
бассейны возникали под действием различ-
ных геодинамических факторов, в качестве
которых рассматриваются разные механиз-
мы растяжения (раздвиги, сдвиги), а также пе-
трологически обусловленного деструктивного
погружения (обрушения) коры («эклогитиза-
ция» — по Е. В. Артюшкову, «ячейки океани-
зации» — по В. В. Белоусову и др.), и связаны
преимущественно с задуговыми бассейнами
[Планета …, 2004]. Механизмы формирования
задуговых бассейнов и, в частности, природа
процессов растяжения как основного фактора,
по-видимому, разнообразны: рифтогенез, рас-
плющенность (pull-apart), дегидратация суб-
дуцирующей плиты с образованием мантий-
ного магматического диапира (с импульсным
«откатыванием» придугового глубоководного
желоба), возникновение вторичных конвек-
тивных ячеек в надсубдукционном клине и
др. Вероятно, универсального механизма нет,
и для различных тектонических условий спра-
ведлива та или иная геодинамическая модель.
В данном случае важно то, что формируется
асимметрично-глубоководный бассейн, га-
зовый режим которого в значительной мере
вызван процессами глубинной дегазации. Со-
четание геоморфологических, гидрологиче-
ских и флюидодинамических факторов при-
водит к интенсивному углекисло-метаново-
сероводородному (при различных соотноше-
ниях их парциальных давлений) заражению
придонных слоев воды, что создает условия,
благоприятные для накопления потенциально
газоносных терригенно-гидрокарбопелитовых
формаций.
При длительном многоэтапном характе-
ре указанных тектоногеодинамических про-
цессов образуется система разновозрастных
эвксинских палеобассейнов — в будущем
практически неисчерпаемых источников га-
зообразных и жидких УВ [Лукин, 2013]. (Сле-
дует отметить определенную аналогию юж-
ной части территории США (Мексиканский
залив — Примексиканская впадина — Пермская
впадина и другие структуры) и Украины (Чер-
ное море — Причерноморская моноклиналь —
Придобруджинский прогиб — Донбасс и ДДВ).
Это подтверждается наличием черных слан-
цев эвксинского типа в широком возрастном
диапазоне (ранний палеозой — кайнозой) в НГБ
Украины: в верхнем девоне и нижнем карбоне
Днепровско-Донецкого авлакогена и Придо-
бруджинского прогиба, верхнем триасе, верх-
ней юре и олигоцене (майкопская серия) Азово-
Черноморского, нижнем мелу (шипотская и
спасская свиты) и олигоцене (кросненская,
менилитовая свиты) Карпатского регионов.)
Эти депрессионные формации слагают цен-
тральные («ядерные») части глубоких и супер-
глубоких НГБ, в значительной мере определяя
их общий углеводородогенерирующий потен-
циал [Лукин, 2011]. При залегании на глуби-
нах менее 4,5 км они являются источником
сланцевого, центральнобассейнового, газа,
огромные ресурсы которого столь успешно
осваиваются в последние годы на Северо-
Американском континенте [Лукин, 2010]. Од-
нако на больших глубинах нас прежде всего
А. Е. ЛУКИН
8 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
интересуют породные тела, фильтрационно-
емкостные свойства которых довольно высо-
кие для получения промышленных притоков
газа, конденсата и нефти. При этом само на-
личие эффективно-порового коллектора на
глубинах свыше 4—5 км является аномалией,
поскольку противоречит основной термодина-
мической тенденции элиминирования первич-
ных фильтрационно-емкостных свойств пород,
присущей любому достаточно глубокому оса-
дочному бассейну. Основные закономерности
формирования коллекторов в глубокозалегаю-
щих комплексах были установлены при изуче-
нии нефтегазоносности ДДВ (см. ниже).
Современные представления о фазово-гео-
химической зональности нафтидогенеза—не-
фтегазонакопления глубоких и суперглубо-
ких осадочных бассейнов. Определение воз-
раста нафтидов различного фазового состоя-
ния и их геохимии по изотопным датировкам
сингенетичной минерализации и гидрогеохи-
мическим показателям позволило установить
сложный многофазный характер процессов
нафтидогенеза–нефтегазонакопления, ши-
рокий возрастной диапазон и кратковремен-
ность (точнее, мгновенность в геологическом
смысле) формирования залежей УВ [Лукин,
1999б,в].
Реальный нефтегазоносный разрез — это
суперпозиция разновозрастных скоплений на-
фтидов, различных по фазовому состоянию и
геохимии. Поэтому некорректно рассматри-
вать разрез, в соответствии с учением о глав-
ных фазах нефте- и газообразования (ГФН и
ГФГ) [Словарь…, 1988], как катагенетически
обусловленную последовательность генерации
УВ, соответствующую единому этапу генера-
ции нефти и газа на протяжении длительного
прогибания. В частности, все известные в ДДВ
крупные скопления асфальтов, мальт, тяже-
лых нефтей связаны с позднепалеозойскими,
все значительные по размерам залежи нефти
(Гнединцевское, Леляковское, Рыбальцевское
месторождения и др.) — с мезозойскими фа-
зами нафтидогенеза, в то время как многочис-
ленные газоконденсатные и газовые залежи
на глубинах свыше 4—5 км сформировались
(и формируются) в постплиоценовое время
[Лукин, 1999в]. Таким образом, с увеличени-
ем глубины возраст углеводородных систем
уменьшается. По-видимому, эта закономер-
ность является универсальной, судя по тесной
связи месторождений (залежей) на больших
глубинах с разнообразными геофизическими
и геохимическими аномалиями, различными
проявлениями глубинной гидрогеологической
инверсии [Лукин, 2005]. Указанное не отри-
цает существования закономерной фазово-
геохимической зональности НГБ.
Учитывая современные данные глобаль-
ной геохимии, петрологии и геофлюидодина-
мики (работы Н. Л. Добрецова, Ф. А. Летнико-
ва, А. А. Маракушева и др.), а также признаки
участия суперглубинных флюидов в нафтидо-
генезе [Лукин, 2006, 2009; Лукин, Пиковский,
2004], можно предположить существование
определенной иерархичности этой зональ-
ности. Земля в целом и каждая из ее геосфер,
бесспорно, обладают определенной зонально-
стью флюидосферы, включая газообразные и
жидкие УВ с их производными (об этом сви-
детельствуют данные изучения флюидных
включений в ксенолитах мантийного вещества,
фазово-геохимические расчеты и др.). Такая
зональность характерна и для литосферы. От-
крытие нового этажа нефтегазоносности (по-
видимому, с преобладанием нефти над газом),
приуроченного к «гранитному» слою [Аре-
шев и др., 1997], является важным шагом в ее
изучении. Однако для литосферы, не говоря
о более глубоких геосферах и Земле в целом,
пока можно предлагать сугубо гипотетические
схемы.
Моделирование зональности нафтидонако-
пления на современном уровне наших знаний
о закономерностях распределения с глубиной
запасов различных нафтидов возможно лишь
для осадочной оболочки (стратисферы). Это
распределение коренным образом отличает-
ся от схем, в основе которых лежат представ-
ления о ГФН — ГФГ, не только существенно
иным набором зон, но и их более широким
фазово-геохимическим и пространственно-
временным (латерально-вертикальным) диа-
пазоном (рис. 3). Сама схема базируется на
фактических данных, имеет эмпирический
сводный характер и не связана с понятия-
ми главных фаз нефте- и газообразования.
В конкретных НГБ наблюдаются различные
ее фрагменты. Отсутствие тех или иных зон
обусловлено особенностями формационного
состава, геотермического режима и гидрогео-
логии. Вместе с тем в результате бурения но-
вых глубоких и сверхглубоких скважин могут
быть выявлены ранее неизвестные в данном
регионе зоны, выделенные в сводной схеме.
Последняя приобретает, таким образом, зна-
чение эталона, позволяющего оценить углево-
дородный потенциал бассейна в целом и его
отдельных комплексов в конкретных геологи-
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 9
ческих, геотермобарических и гидрогеологи-
ческих условиях.
Верхние элементы предложенной нами схе-
мы — главные зоны газогидратообразования
и битумонакопления (тяжелые высоковязкие
нефти, мальты, асфальты, асфальтиты, озоке-
риты), в определение нижней границы которых
(десятки—сотни метров) глубокое бурение не
могло внести и не внесет каких-либо коррек-
тивов. Вместо главной зоны нефтеобразования
в этой схеме фигурирует зона оптимального
нефтегазонакопления, поскольку соотноше-
ние между жидкими и газообразными УВ в
различных НГБ варьирует в очень широких
пределах: от сугубо нефтеносных (с большими
вариациями газового фактора) до существен-
но газоносных (с различной степенью жир-
ности газа) бассейнов. Существование этой
зоны объясняется оптимальным сочетанием
высоких фильтрационно-емкостных свойств
разновозрастных песчаных и рифогенно-
карбонатных коллекторов с высокими экра-
нирующими свойствами малопроницаемых
толщ (смектитовые и смектит-гидрослюдистые
глины, соль) и благоприятным для сохранения
залежей гидрогеологическим режимом (в боль-
шинстве НГБ она приурочена к зоне высоко-
минерализованных вод, в которой на больших
глубинах появляются признаки глубинной ги-
дрогеологической инверсии [Лукин, 2005]).
Рассматриваемая зона отличается большим
фазово-геохимическим разнообразием скопле-
ний УВ. Они представлены нефтяными, газо-
конденсатными (преимущественно вторичны-
ми) и газовыми, а также фазово-гетерогенными
залежами. Следует подчеркнуть, что именно в
этой зоне наиболее ярко проявляется суперпо-
зиция разновозрастных (от древних позднепа-
леозойских, мезозойских и кайнозойских —
до недавних и современных) углеводородных
залежей. Данные глубокого и сверхглубокого
бурения свидетельствуют о весьма широком
диапазоне глубин ее нижней границы, точнее
— интервала перехода в более глубокую зону
преобладания первичных газоконденсатных
систем. Последняя наиболее полно развита в
раннекаменноугольном этаже нефтегазонос-
ности центрального сегмента ДДВ, который
был выделен в качестве самостоятельного
Днепровского НГБ Припятско-Днепровско-
Донецкой провинции [Лукин, Шпак, 1991].
Газоконденсатные системы отличаются здесь
уникальным разнообразием и наличием ме-
тастабильных парогазовых залежей крити-
ческого состояния. При этом переход между
зонами оптимального нефтегазонакопления
и первичных газоконденсатных систем носит
градационный характер (наиболее глубокое в
ДДВ нефтяное Карайкозовское месторожде-
ние залегает в интервале 4981—5196 м, пласто-
вое давление 55 МПа, температура 124 °С) и
отличается нарастанием с глубиной различных
проявлений глубинных факторов.
Прежде всего, по сравнению с нефтями и
конденсатами зоны оптимального нефтегазо-
накопления наблюдается существенное утяже-
ление изотопного состава углерода и водорода
[Лукин, 1999а; 2012а]. Если δ34S нефтей и кон-
денсатов зоны оптимального нефтегазонако-
пления имеет весьма широкий диапазон (от
аномально легких до тяжелых), то для конден-
сатов первичных газоконденсатных систем и
залежей критического состояния он соответ-
ствует метеоритному стандарту [Лукин, Стар-
ковская, 1994].
Зона первичных газоконденсатных систем
характеризуется различными проявлениями
глубинной гидрогеологической инверсии и, в
частности, наличием разнообразных (инъек-
ции по тектоническим нарушениям, отороч-
ки газоконденсатных залежей, линзы и т.п.)
включений маломинерализованных вод (с вы-
сокими содержаниями бора, ртути и другими
гидрогеохимическими показателями их связи с
глубинными флюидами) среди высокоминера-
лизованных подземных вод с режимом весьма
затрудненного водообмена [Лукин, 2005].
К непосредственным признакам участия
(супер)глубинных флюидов в формировании
Рис. 3. Сводная схема зональности нафтидонакопления
в осадочной оболочке Земли (стратисфере) [Лукін, 2008].
А. Е. ЛУКИН
10 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
вторичных трещинно-кавернозно-пористых
коллекторов газоконденсатных залежей отно-
сятся разнообразные по составу и морфологии
микро- и нановключения самородных метал-
лов, природных сплавов и интерметаллидов,
карбидов и силицидов [Лукин, 2006; 2009].
Таким образом, взаимодействие пород и
подземных вод нефтегазоносных комплексов
с высокоэнтальпийными (супер)глубинными
флюидами в данной зоне характеризуется мак-
симальным участием энергии и вещества по-
следних в активизации углеводородо-генери-
рующих систем [Лукин, 1999б]. Генерационная
роль водно-породного субстрата в этом взаи-
модействии убывает по мере повышения сте-
пени регионально-эпигенетических взаимо-
действий. Для формаций осадочного чехла и,
в частности, для гидрокарбопелитов (black sha-
les) можно предполагать, что при апокатагене-
зе — метагенезе роль мобилизованных УВ рез-
ко снижается и зона первичных газоконден-
сатов сменяется зоной углеводородных (жир-
ных — тощих — сухих) газов. Следует еще раз
подчеркнуть, что речь идет о зональности в
разрезе осадочного чехла. Взаимодействие су-
перглубинных флюидов с «гранитным» слоем
литосферы и, в частности, с его верхней аккре-
ционной частью — разновозрастным кристал-
лическим фундаментом — носит существенно
иной характер в связи со спецификой минера-
логии и геохимии субстрата (магматические и
метаморфические породы с разнообразными
флюидными включениями).
Вместе с тем все указанные признаки ве-
дущей роли эндогенных факторов в формиро-
вании первичных газоконденсатных систем,
включая залежи критического состояния, не
позволяют установить предельные глубины их
формирования (можно рассматривать лишь
предельные термодинамические параметры
их распространения с глубиной, однако и они
пока не установлены). Поэтому говорить о сме-
не зоны первичных газоконденсатных систем
различными существенно газоносными зона-
ми (см. рис. 3) можно лишь для некоторых ти-
пов НГБ, характеризующихся специфическим
формационным составом и инверсионным тек-
тогенезом различной интенсивности. Дальней-
шее (сверх)глубокое бурение позволит изучить
взаимоотношение первично-газоконденсатной
и углеводородно-газовой (с подзонами жирно-
го, тощего и сухого газа) зон.
Выделение зоны газов смешанного состава
(СН4, СО2, H2S, N2, Н2 — в различных состоя-
ниях) базируется на весьма ограниченных дан-
ных. Они появляются на разных глубинах в за-
висимости от конкретных геологических, тер-
мобарических и гидрогеологических условий.
В НГБ с повышенным геотермическим градиен-
том и большой ролью карбонатных и депресси-
онных гидрокарбопелитовых формаций СО2 и
H2S (при широком диапазоне их соотношений
с газообразными УВ) могут появляться в по-
вышенных концентрациях на глубинах менее
2—3 км. Так, на газовом месторождении Лак
в Аквитанском НГБ, где газоносные коллекто-
ры представлены верхнеюрско-неокомскими
известняками, доломитами, а также черными
мергелями с песчаными линзами (эти породы
образуют единый, хотя и литологически гете-
рогенный массивный резервуар в интервале
глубин 3300—5270 м), в составе жирного (со-
держание конденсата 25 см3/м3) газа, наряду с
СН4 (70 %) и более тяжелыми УВ (5 %), отмече-
но аномально высокое содержание H2S (17 %)
и СО2 (9 %). На Оренбургском месторождении
(зона сочленения Прикаспийской впадины и
Предуральского краевого прогиба), газовые и
газоконденсатные залежи которого приуро-
чены к подсолевым среднекаменноугольно-
артинским карбонатным породам, в составе
жирного газа (содержание этана и более тяже-
лых УВ до 5 %) отмечены высокие содержания
азота (4,6 %) и H2S (4,57 %). Содержание СО2
значительно меньше (до 0,83%). Аномально
высокие содержания явно глубинных по изо-
топным характеристикам СО2 (20—22 %), H2S
(20—24 %), а также N2 (до 3 %) установлены в
газе уникального Астраханского газоконден-
сатного месторождения, сводовая пластовая
залежь которого приурочена к трещинно-ка-
вернозно-вторичнопоровым известнякам и до-
ломитам нижнебашкирской карбонатной плат-
формы (3900—4100 м) на одноименном своде.
Во всех этих случаях отмечается активное
взаимодействие самой нижней зоны газов
смешанного состава с вышележащей углеводо-
родно-газовой (месторождение Лак) или даже
первично-газоконденсатной (Оренбургское,
Астраханское месторождения) зонами.
Более четко последовательность указанных
зон проявляется в Делавэрском НГБ [Лукин,
1997]. Он входит в состав Пермской нефтега-
зоносной провинции, в которой около 90 %
доказанных запасов приурочено к зоне опти-
мальной нефтегазоносности до глубин ~4 км.
Она включает в себя два позднепалеозойских
этажа нефтегазоносности. Около 70 % запасов
нефти и газа сосредоточены в нижнепермских
карбонатных и песчаных коллекторах нижней
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 11
перми под верхнепермской соленосной тол-
щей Очоа и около 20 % — в пенсильванских
известняках под нижнепермской глинистой
толщей Вулфкемп. В средне- и нижнепалео-
зойских отложениях (глубина 4—8 км) выде-
ляются зоны первично-газоконденсатных и
метановых газов различной степени жирности
(сухости). Последняя практически совпадает с
толщей (300—450 м) доломитов Элленбергер,
залегающей непосредственно на кристалли-
ческом фундаменте в интервале 7—8 км, где
открыты залежи преимущественно тощего и
сухого метанового газа.
К доломитам Элленбергер приурочена за-
лежь гигантского газового месторождения Го-
мес, открытой на глубине ≥7 км еще в 1963 г.
(по-видимому, это первое открытие сверглубо-
кого углеводородного гиганта). Сухой метано-
вый (содержание СН4 95,5 %) газ залежи харак-
теризуется повышенным содержанием азота
(3,3 %) и углекислого газа (1 %). Это позволяет
предполагать, что в более глубокозалегающих
доломитах Элленбергер углеводородно-газовая
зона (подзона сухих газов) сменяется зоной
смешанных газов.
Таким образом, при существовании несом-
ненной глубинной фазово-геохимической зо-
нальности границы (точнее границы-интерва-
лы) между ними характеризуются очень слож-
ной гипсометрией и глубинным диапазоном,
величина которого зависит от конкретных тек-
тоногеодинамических и формационных осо-
бенностей НГБ. Поэтому в интервале глубин
4,5—10,5 км нет оснований для прогноза пре-
дельных глубин распространения нефтяных,
газоконденсатных и гетерофазных УВ систем.
Все изложенное свидетельствует об огром-
ном углеводородном потенциале больших
глубин и, более того, позволяет рассматри-
вать глубокозалегающие нефтегазоносные
комплексы глубоких, сверх- и суперглубоких
НГБ (по классификации А. и Э. Алиевых) как
неисчерпаемый (при соответствующем техно-
логическом уровне их освоения) источник УВ.
Перспективы освоения углеводородного
потенциала больших глубин в Украине
Как отмечалось [Лукін, 2008, 2011], геологи-
ческое строение территории Украины (в том
числе Украинского щита, окаймленного глу-
Рис. 4. Кривые С. Бубнова для основных нефтегазоносных прогибов Украины (сравнительно с некоторыми прогибами
других стран, по Л. Перродону) [Лукін, 2008].
А. Е. ЛУКИН
12 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
бокими и суперглубокими разновозрастны-
ми перикратонными прогибами и складчато-
орогенными сооружениями) характеризуется
наличием всех основных типов геологических
структур континентального, а с учетом при-
роды Черноморской впадины в какой-то мере
и океанического блоков. Согласно графикам
зависимости кумулятивного прогибания от
шкалы геологического возраста осадочных
формаций (так называемые кривые С. Бубно-
ва), украинские НГБ, во-первых, отличаются
от большинства внутриплатформенных НГБ
масштабами прогибания, во-вторых, по стра-
тиграфии доминирующих формационных ком-
плексов как бы дополняют друг друга (рис. 4).
Поэтому недра Украины характеризуются
максимально возможными, практически со-
впадающими с соответствующими глобаль-
ными характеристиками, стратиграфически-
ми (докембрий—кайнозой), формационными,
фазово-геохимическими диапазонами нефте-
газоносности [Лукін, 2008; 2013].
По-видимому, указанное относится и к глу-
бинному диапазону, что подтверждается про-
мышленными притоками газа и конденсата
с глубин 6—6,5 км в центральной части ДДВ,
а также данными сверхглубокого бурения в
Карпатском регионе (сверхглубокие скважи-
ны Луги-1 и Шевченково-1 с интенсивными
нефтегазопроявлениями на глубинах около
7 км, притоки нефти в интервале 5200—5800 м
из скважин «Новосхідниця-2, Північна Заво-
да-1, Семигинів-17» [Маєвський, Окрепкий,
1997, с. 7]), изотопно-геохимическими харак-
теристиками углеводородных систем различ-
ных НГБ Украины [Лукин, 1999а,б] и другими
косвенными показателями [Лукин, 2006; 2009;
2012б]. Это позволяет весьма высоко оцени-
вать углеводородный потенциал глубоких
недр Украины, освоение которого началось без
малого полвека тому назад и привело к впечат-
ляющим результатам.
Уместно вспомнить ситуацию, которая воз-
никла в геолого-разведочной и нефтегазодо-
бывающей отраслях Украины в 1964—1967 гг.
Интенсивный прирост запасов нефти и газа,
связанный с открытием известных месторож-
дений (Шебелинское, Долинское, Прилукское,
Гнединцевское, Леляковское и др.), в начале
1960-х годов сменился резким спадом. Высо-
кие темпы геолого-разведочных работ при-
вели к дефициту поисковых объектов на глу-
бинах менее 4 км. Это совпало с открытием
большой нефти в Западной Сибири, и, есте-
Рис. 5. Зависимость между количеством скважин глубиной более 5 км и приростом запасов углеводородов в Украине.
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 13
ственно, встал вопрос о полном сворачивании
нефтегазопоисковых работ в Украине. Оста-
вался один выход — идти на большие глуби-
ны. Тогда была широко распространена точка
зрения об отсутствии коллекторов в глубоких
горизонтах. Однако появилась и альтернатив-
ная концепция, которая обосновывала возмож-
ность широкого развития на больших глубинах
вторичных коллекторов. Базируясь именно на
альтернативных представлениях, руководите-
ли украинской нефтегазогеологоразведочной
отрасли пошли на немалый риск (среди ру-
ководства Мингео СССР были такие выдаю-
щиеся деятели, как А. В. Сидоренко, В. В. Се-
менович и др., которые высоко оценивали и
потенциал недр Украины, и профессионализм
украинских геологов и буровиков). Было дано
разрешение на бурение скважин глубже 4,5—
5 км. В результате в течение двух лет (с 1968
по 1970 г. включительно) добыча газа возрос-
ла с 20 до 50 млрд м3, а в 1970-е годы достигла
65—70 млрд м3 (рис. 5). В те годы Украина (ее
Восточный нефтегазоносный регион) занима-
ла одно из первых мест в мире по эффектив-
ности освоения углеводородного потенциала
больших глубин по приросту разведанных
запасов в глубокозалегающих комплексах. В
центральной части ДДВ на глубинах более 4 км
было открыто 96 газоконденсатных, газовых, а
также нефтяных и нефтегазовых месторожде-
ний, из них 43 месторождения (включающих
более 100 преимущественно газоконденсатных
залежей) — на глубинах более 5 км.
Максимальные дебиты газа из глубоко-
погруженных коллекторов были получены
на Сахалинском нефтегазоконденсатном
(скв. 14, 4755—4780 м, горизонты В-22—В-21,
2722 тыс. м3/сут), Валюховском газоконденсат-
ном (скв. 1, 5447—5393 м, горизонт Т-1,
2240 тыс. м3/сут; скв. 1, 5198—5213, горизонт
В-26, 1968 тыс. м3/сут), Рудовском газокон-
денсатном (скв. 1, 5750—5790 м, горизонт Т-1,
1020 тыс. м3/сут) и других месторождениях.
Наибольшие глубины получения промышлен-
ных притоков газа и конденсата установлены
на Перевозовском и Семиренковском место-
рождениях и достигают 6250—6534 м.
Именно в центральном сегменте ДДВ были
впервые выявлены основные закономерности
нефтегазоносности глубокозалегающих геоло-
гических формаций: вторичный характер кол-
лекторов (рис. 6), открытие феномена супер-
коллекторов и связанных с ними огромных (бо-
лее 1—2 млн м3/сут газа) дебитов. По данным
комплексного изучения некоторых месторож-
дений (рис. 7) было установлено, что глубоко-
залегающие газоконденсатные месторождения
находятся в процессе формирования, причем
такими темпами, которые сопоставимы с тем-
пами самой интенсивной добычи.
Рис. 6. Разуплотненные кварцитопесчаники нижнего карбона центрального сегмента Днепровско-Донецкой впадины
— вторичные коллекторы нефти и газа на глубинах более 5 км.
А. Е. ЛУКИН
14 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
Гипогенно-метасоматическая природа кол-
лекторов. Особое, без преувеличения, мировое
значение имели результаты изучения природы
коллекторских свойств пород глубокозалегаю-
щих нижнекаменноугольных продуктивных
горизонтов ДДВ. В большинстве работ (вклю-
чая учебные руководства и справочники) пес-
чаный коллектор нефти и газа рассматривается
[Словарь…, 1988] в терминах седиментологии
и литогенеза как сугубо седиментогенное об-
разование, первичное поровое пространство
которого, в той или иной мере редуцирован-
ное аутигенной минерализацией и катагене-
тическими структурными преобразованиями,
является пассивным вместилищем нафтидов.
Особенно контрпродуктивна такая точка зре-
ния при изучении и освоении коллекторов
нефти и газа на больших глубинах, где роль на-
ложенных гипогенно-метасоматических про-
цессов не менее важна, чем в кристаллическом
фундаменте. Современная всеобъемлющая
(генезис, петрофизика, физико-химические
свойства, научные основы технологии вскры-
тия и освоения) теория нефтяного и газового
коллектора пока отсутствует. Для ее создания
необходимо прежде всего всестороннее изу-
чение природы и свойств конкретных типов
пород-коллекторов. Среди них вторичные кол-
Рис. 7. Глубокозалегающая (более 5 км) массивная газоконденсатная залежь в Днепровско-Донецкой впадине в со-
стоянии современного формирования (принципиальная схема на примере некоторых конкретных месторождений)
(по А. Е. Лукину).
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 15
лекторы нижнего карбона центральной части
ДДВ представляют особый интерес. Следует
подчеркнуть теоретическое значение этих ис-
следований, поскольку большие глубины для
феномена нефтегазоносности — ситуация экс-
тремальная (пограничная), в которой гораздо
ярче, чем обычно, проявляются фундаменталь-
ные закономерности формирования залежей
[Лукин, 1986; 1989; 2002]. Без понимания их
природы невозможно создание современной
теории нафтидогенеза.
Как отмечалось, основная часть залежей УВ
в ДДВ на глубинах свыше 4—5 км приурочена
к полифациальным песчаным породам ниж-
него карбона. В верхнем серпухове и верх-
нем визе это преимущественно прибрежно- и
мелководноморские, а также более глубоко-
водные (контуритовые и др.), в нижнем сер-
пухове, нижнем визе и турне (В-27—Т-3) —
аллювиально-дельтовые песчаники. К их изна-
чальным седиментологическим особенностям
относятся: текстурное разнообразие, широкий
гранулометрический диапазон (от гравелитов
до алевролитов и ритмитов) и олигомиктовый
(с содержанием кварца более 80 %) минераль-
ный состав. Они наиболее четко проявляются
в нижнекарбоновой угленосной формации За-
падного Донбасса, а также на крайнем северо-
западе авлакогена (Брагинско-Лоевская сед-
ловина, Припятская впадина) и в Московской
синеклизе.
В центральной и юго-восточной частях ДДВ,
с одной стороны, интенсивно проявилось ката-
генное преобразование (МК1 — АК1, преиму-
щественно МК2—МК5), с другой — гипогенно-
аллогенетический метасоматоз [Лукин, 1986;
2012]. С первым связаны структурные измене-
ния и окварцевание, интенсивность которых
в целом контролируется катагенетической зо-
нальностью, в результате чего исходные олиго-
миктовые обломочные породы с различными
структурно-текстурными особенностями пре-
образовались в мономинерально-кварцевые
прочные (вследствие окварцевания и бесце-
ментного сочленения зерен) низкопористые
(менее 3 %) малопроницаемые (менее 0,1 фм2)
породы с выраженными в той или иной мере
первичными седиментационно-фациальными
особенностями. Именно такие породы явля-
ются субстратом формирования вторичных
коллекторов, чему способствуют их физико-
механические свойства и минеральный состав.
Обладая высокой прочностью и плотностью,
они «стягивают на себя тектонические напря-
жения» [Поспелов, 1973, с. 5], превращаясь в
тектониты-катаклазиты (I стадия эндогенного
метасоматоза) с характерными кристаллооп-
тическими признаками (волнистое, облачное,
мозаичное погасание под поляризационным
микроскопом кварцевых зерен и ориентиров-
ка их оптических осей).
Последующие стадии метасоматоза непо-
средственно связаны с восходящими потоками
глубинных флюидов, их физико-химической
эволюцией и неравномерной перколяцией.
Установлены характерные минеральные ин-
дикаторы эндогенного метасоматоза в кол-
лекторах нефти и газа различных формаций
осадочного чехла и кристаллического фунда-
мента [Лукин, 2002; 2009; Лукин и др., 2011]
— сульфидная, карбонатная, баритовая, фос-
фатная (Са-апатит, монацит и другие редкозе-
мельные фосфаты), титановая (рутил, анатаз и
др.) минерализация. Трассерами восходящих
потоков (супер)глубинных флюидов являются
разнообразные по составу частицы самород-
ных металлов, природных сплавов и интерме-
таллидов [Лукин, 2006; 2009].
Универсальные индикаторы нафтидомета-
соматоза по самым различным породам (вклю-
чая карбонатные, вулканогенные и др.), наи-
более полно и ярко развитые, — триклинный
совершенный каолинит и диккит. Их наличие
в породе — один из наиболее надежных по-
казателей продуктивного коллектора [Лукин,
1977; Лукин, Поляк, 1976; Лукин, Гарипов, 1994;
Коробов, Коробова, 2011]. В некоторых случа-
ях во вторичных породах наблюдается более
сложное взаимоотношение минеральных че-
шуйчатых агрегатов, обусловленное суперпо-
зицией кислотной и щелочной волн метасо-
матоза [Коржинский, 1969] с образованием
гидрослюды по каолиниту. Следует учитывать
неоднократность чередования данных волн.
При этом собственно нафтидометасоматоз,
т. е. формирование нефтеносного коллектора с
достаточно высокой эффективной и динамиче-
ской пористостью, связан преимущественно с
кислотными волнами метасоматоза, в то время
как газоносные коллекторы характеризуются
более широким физико-химическим диапазо-
ном гипогенно-метасоматических процессов
[Лукин, 2002; 2012; Лукин и др., 2011].
По сравнению с песчаными коллекторами
на обычных глубинах (особенно граувакками
и аркозами) наиболее примечательной осо-
бенностью рассматриваемых коллекторов
являются их высокие прочностные свойства,
что имеет первостепенное значение для само-
го существования нефтегазоносных резервуа-
А. Е. ЛУКИН
16 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
ров в условиях огромных давлений на глубинах
свыше 5 км [Лукін, Щукін, 2005; Лукин и др.,
2011]. Именно прочный кварцитопесчаный
каркас обеспечивает сохранение значитель-
ной вторичной пористости на больших (по
крайней мере до 8—10 км) глубинах. Однако
следует учитывать и другой важный фактор —
недавнее (по геологическим меркам) возникно-
вение метасоматитов-коллекторов. Их возраст
по комплексу независимых данных составляет
менее 1 млн лет [Лукин, 1989; 2012а; Лукин, Га-
рипов, 1994]. Более того, многочисленные газо-
конденсатные залежи центральной части ДДВ,
включая Яблуновское, Скоробогатьковское,
Рудовское, Луценковское, Перевозовское, Ко-
телевское, Березовское и другие месторожде-
ния с продуктивными горизонтами в нижнем
карбоне в интервале 4,8—6,5 км, характеризу-
ются сверхгидростатическими (аномально вы-
сокими) пластовыми давлениями и наличием
опресненных (с общей минерализацией менее
10 мг/л) гидрокарбонатных вод, существование
которых в этих гидрогеодинамических систе-
мах весьма кратковременно и датирует обособ-
ление УВ-залежей в коллекторах, близкое по
времени к формированию нафтидоносных ме-
тасоматических резервуаров (менее 1 млн лет).
В свете изложенного становится понят-
ным отсутствие четкой зависимости пористо-
сти песчаников-метасоматитов от глубины
(в интервале 3500—6000 м) [Лукин, 2009], что
отражает, с одной стороны, особенности тер-
мобарической характеристики палеозойских
отложений центральной части ДДВ на боль-
ших глубинах, с другой — пространственно-
временную неравномерность нафтидомета-
соматических преобразований, их недавнее
и современное формирование, наложение на
уже сформированную катагенетическую зо-
нальность и незавершенность.
Это обусловливает резко выраженный не-
равновесный характер системы порода — вода —
углеводородный флюид, что, в частности, отра-
жено в широком диапазоне физико-химических
параметров коллекторов и явлениях глубинной
гидрогеологической инверсии [Лукин, 2005]. Ее
важнейшее следствие — процессы вторичной
смектитизации гидрослюдистых аргиллитов.
Природа экранирующих свойств глини-
стых пород-покрышек. Согласно общеприня-
тым взглядам, в формировании экранирующих
способностей глинистых покрышек доминиру-
ют две противоположные тенденции. Первая
связана с прогрессирующим (диа)катагенети-
ческим уплотнением, снижением пористости,
гомогенизацией микроструктуры, улучшает
их изолирующие свойства. Вторая тенденция,
обусловленная явлениями типа фазовых пере-
ходов (освобождение разных форм воды на
определенных термодинамических уровнях,
замещение диоктаэдрических монтмориллони-
тов гидрослюдой, триоктаэдрических смекти-
товых фаз — хлоритом и т. п.), сопровождается
снижением пластичности и гидрофильности,
что приводит к ухудшению экранирующей
способности вплоть до ее частичной или пол-
ной (по отношению к газу) потери.
Вопреки очень распространенным пред-
ставлениям, тенденция прогрессирующего
снижения качества покрышек с глубиной не
универсальна [Лукин, 1971]. Во-первых, не-
обходимо отметить существенные различия в
характере уплотнения прежде всего морских
лептопелитовых глин с большим содержани-
ем набухающих дисперсных минеральных
фаз, а также континентальных, аллювиально-
наземнодельтовых, приморско-болотных (мар-
шевых), лагунных глин с повышенным исход-
ным содержанием каолинита, хлорита, алев-
ритовых примесей и с неоднородной микро-
структурой. Если первые сохраняют высокие
экранирующие способности на глубинах более
5—7 км, то вторые могут терять их уже глуб-
же 3 км. Но главное заключается в следующем.
Изучение глубокозалегающих нефтегазонос-
ных комплексов ДДВ позволило установить
чрезвычайно важное природное явление пре-
образования аргиллитов в надежные флюи-
доупоры, значения абсолютной газопроницае-
мости и давления прорыва которых отвечают
покрышкам классов В и ВА [Лукин, 1989; 1997;
2012; Лукин и др., 2007; 2011]. Это связано с
влиянием маловязких высокоэнтальпийных
флюидов, которые обусловливают глубокие
минеральные преобразования глинистого ве-
щества аргиллитов с растворением скрепляю-
щих пелитовые частицы микропленок SiО2 и
появлением дисперсных вторичных разбухаю-
щих фаз «слюда — монтмориллонит» (рис. 8).
Вследствие этого аргиллиты приобретают
способность к реологическим деформациям
(«пластификация» глинистых толщ, пачек и
отдельных пластов), что ликвидирует или за-
крывает трещиноватость. Признаки данного
явления имеют региональный характер, хотя
отмечаются на разных глубинных уровнях.
Реальность появления на больших глубинах
фактора повышения экранирующей способно-
сти глинистых покрышек независимо, сугубо
эмпирически, подтверждается тенденциями,
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 17
установленными с помощью статистически ре-
презентативной выборки месторождений ДДВ:
1) постепенное возрастание с глубиной сред-
ней высоты залежи; 2) существенное повыше-
ние на глубинах более 5 км средних значений
коэффициентов заполнения ловушек по высо-
Рис. 8. Вторичная смектитизация нижнекарбонового аргиллита как фактор существенного улучшения экранирующих
свойств (дифрактограммы и электронная микроскопия).
А. Е. ЛУКИН
18 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
те и по площади [Лукин и др., 2007]. Независи-
мый показатель повышения с глубиной экра-
нирующих способностей глинистых покрышек
— неравномерный характер распределения
разных типов газоконденсатных месторож-
дений в разрезе верхневизейского комплекса
ДДВ. Такое распределение соответствует ра-
нее установленному [Лукин и др., 1981] явле-
нию разной степени фазово-геохимической
дифференциации углеводородного флюида в
зависимости от качества покрышки: от полного
сохранения под покрышкой залежи в газовом,
газоконденсатном или (над)критическом со-
стоянии (классы А, В) до сепарационного раз-
деления жидких и газовых УВ.
Таким образом, установленный и наиболее
детально изученный феномен образования
трещинно-вторичнопоровых коллекторов-ме-
тасоматитов, признаки незавершенного наф-
тидометасоматоза, протекающего и на совре-
менном этапе геологического развития НГБ,
позволяют связывать большие перспективы
нефтегазоносности с глубокозалегающими
(свыше 6—7 км) осадочными комплексами.
Полученные в годы глубокого бурения в
Украине данные имеют большое значение
для современного этапа освоения больших и
сверхбольших глубин в различных НГБ мира.
Огромных успехов в развитии глубокого буре-
ния, как отмечалось, достигли многие страны.
Украина же, которая в 1970-е годы была в этом
направлении «впереди планеты всей», получив
независимость, не смогла проводить такие ра-
боты, что немедленно повлекло обвальное па-
дение добычи газа и конденсата (см. рис. 5) с
общеизвестными последствиями.
Одна компания на открытом еще в 1980-е
годы в Украине глубоком (продуктивный ин-
тервал 5500—6200 м) газоконденсатном ме-
сторождении пробурила скважину глубиной
6 534 км с отбором керна, достаточным для
того, чтобы наблюдать типичные проявления
процессов разуплотнения пород на больших
глубинах в условиях огромных давлений и вы-
соких температур. К ним относятся признаки
естественного флюидоразрыва, тектоническо-
го дробления, интенсивного кливажирования
пород, при котором массивные, весьма проч-
ные породы, представленные кварцитопесча-
никами и известняками, распадаются при вы-
носе керна на тонкие дискообразные пластин-
ки с примазками нефти и конденсата (рис. 9).
Компания успешно добывает газ с конденсатом
с глубины более 6 км и планирует бурение на
большие глубины, поскольку высокодебитные
притоки газа делают эксплуатацию таких ме-
сторождений высокорентабельной, несмотря
на глубины и высокую стоимость бурения.
В центральном сегменте ДДВ (Днепровском
НГБ), расположенном над апикальной частью
открытого в свое время исследователями Ин-
ститута геофизики им. С. И. Субботина НАН
Рис. 9. Керн нижнекаменноугольных пород в интервале глубин 6186,1—6193,6 м.
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 19
Украины Днепровско-Донецкого суперплюма
(современные науки о Земле рассматривают
суперплюмы как восходящие потоки глубин-
ных флюидов и придают им особое значение в
формировании нефтегазоносных бассейнов),
сосредоточены основные разведанные запасы
и основные прогнозные ресурсы пород нижне-
го карбона [Лукин, Шпак, 1991]. Их аномально
высокая плотность именно в этом сегменте об-
условлена благоприятным сочетанием указан-
ных глубинных (геодинамических и флюидо-
динамических) факторов и породного субстра-
та. В отличие от среднего — верхнего карбона
и девона, нижний карбон ДДВ характеризуется
моно- и олигомиктовым кварцевым составом (с
кальцитовым и кварцевым цементом), а также
наличием мощных биогенных известняков [Лу-
кин, 1977]. При гипогенно-аллогенетических
процессах [Лукин, 1986; 2002] и, в частности,
взаимодействии указанных пород с углекислы-
ми гидротермами, рН которых импульсно из-
меняется в широком диапазоне [Лукин, 1989;
2002; Лукин, Гарипов, 1994; Коробов, Коробова,
2011], происходит растворение как кварца, так
и кальцита. Наряду с флюидоразрывом и ади-
абатическим трещинообразованием [Лукин,
Ларин, 2006] это приводит к формированию
трещинно-кавернозно-вторичнопоровых кол-
лекторов. (В юго-восточной части ДДВ и в зоне
ее сочленения с Донбассом на глубинах 5—6 км
залегают терригенные отложения среднего
карбона, песчаники которого характеризуют-
ся повышенным содержанием полевых шпатов
и обломков эффузивных пород. Поэтому в от-
личие от нижнекаменноугольных песчаников,
как было показано в работах А. Е. Лукина и
В. А. Терещенко, при гидротермальных изме-
нениях они интенсивно глинизируются, а их
коллекторские свойства, наоборот, ухудша-
ются. В юго-восточном сегменте ДДВ нижний
карбон залегает на глубинах более 6—7 км, что
следует учитывать при дальнейшем глубоком
— суперглубоком бурении.)
Заключение. Не умаляя перспективы нефте-
газоносности больших и сверхбольших глубин
других НГБ Восточного, Западного и Южного
нефтегазоносных регионов Украины, полага-
ем, что глубокое (более 4,5—5 км) бурение в
ближайшие годы следует сосредоточить в цен-
тральном сегменте ДДВ. Здесь можно пробурить
много высокодебитных глубоких скважин, к
заложению которых нужно отнестись с боль-
шой ответственностью, учитывая их высокую
стоимость. При составлении программы работ
по освоению углеводородного потенциала боль-
ших глубин центрального сегмента ДДВ, вы-
делении прогнозных объектов и заложении
скважин необходимо сочетать комплексные
геолого-геофизические исследования с наи-
более эффективными прямыми поисковыми
методами. Особое внимание следует уделить
геофизическим исследованиям в скважинах,
применяя наиболее информативный комплекс
каротажа. Необходимо предусмотреть примене-
ние передовых методов интенсификации прито-
ков из глубокозалегающих пород-коллекторов.
Если в советские времена наряду с высокоде-
битными бурились малопродуктивные или даже
непродуктивные глубокие скважины, то в на-
стоящее время это недопустимо. К счастью, по
сравнению с 1970—1980 гг., с одной стороны,
существенно увеличился арсенал прямых по-
исковых методов и их эффективность, с дру-
гой — повысилось качество бурения, вскрытия
продуктивных горизонтов, возросла скорость
проходки. Благодаря этому эффективность и
темпы освоения углеводородного потенциала
больших глубин в мире резко возросли.
Для решения нефтегазовой проблемы в
Украине необходимы крупные инвестиции,
привлечение компаний, имеющих большой
опыт глубокого бурения и проявляющих ин-
терес к углеводородному потенциалу больших
глубин. В то же время стала значительнее и
роль науки в решении данной проблемы. Не-
смотря на деградацию геолого-разведочной
и нефтегазодобывающей отраслей, в Украи-
не еще сохранились специалисты (геологи,
геофизики, промысловики), которые могут
прогнозировать поисковые объекты и осу-
ществлять научное сопровождение глубоко-
го бурения и разработки глубокозалегающих
продуктивных горизонтов. При этом с учетом
ликвидации отраслевой (и производственной)
геолого-разведочной науки, должна возрасти
роль специалистов НАН Украины. Необходимо
создание Центра, объединяющего и коорди-
нирующего работу специалистов различного
профиля (геологов, геофизиков, технологов,
материаловедов, экономистов) НАН Украины,
НАК «Нафтогаз» и «Держгеолнадра».
Успешное освоение углеводородного потен-
циала больших глубин в пределах центрально-
го сегмента ДДВ позволит в ближайшие годы
значительно (на 20—25 млрд м3) увеличить
добычу газа, а затем перейти к планомерно-
му осуществлению и других направлений
поисково-разведочных работ, что в близкой
перспективе полностью обеспечит энергети-
ческую независимость Украины.
А. Е. ЛУКИН
20 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
Алиев А. И., Алиев Э. А. Глубокие впадины основ-
ных нефтегазоносных бассейнов земного шара.
Углеводородный потенциал больших глубин:
энергетические ресурсы будущего — реаль-
ность и прогноз: Тез. Междунар. конф. Баку,
2012. С. 131—133.
Арешев Е. Г., Гаврилов В. П., Поспелов В. П.,
Шнип О. А. Гранитный слой земной коры как
новый нефтегазоносный этаж литосферы. Не-
фтяное хозяйство. 1997. № 1. С. 11—13.
Гедберг Х. Д. Геологические аспекты происхожде-
ния нефти. Москва: Недра, 1996. 124 с.
Гожик П. Ф., Краюшкин В. А., Клочко В. П., Гусе-
ва Э. Е., Масляк В. А. Нефть и природный газ на
континентальном склоне Европы. Геология и по-
лезные ископаемые Мирового океана. 2010. № 1.
С. 5—39.
Коржинский Д. С. Теория метасоматической зональ-
ности. Москва: Наука, 1969. 57 с.
Коробов А. Д., Коробова Л. А. Пульсирующий стресс
как отражение тектоногидротермальной активи-
зации и его роль в формировании продуктивных
коллекторов чехла (на примере Западной Сиби-
ри). Геология, геофизика и разработка нефтяных
и газовых месторождений. 2011. № 6. С. 4—12.
Лукин А. Е. Генетические типы вторичных преобра-
зований и нефтегазонакопление в авлакогенных
бассейнах. Киев, 1989. 51 с. (Препр. / АН УССР.
Ин-т геол. наук).
Лукин А. Е. Гипогенно-аллогенетическое разуплот-
нение — ведущий фактор формирования вто-
ричных коллекторов нефти и газа. Геол. журн.
2002. № 4. С. 15—32.
Лукин А. Е. Гипогенный аллогенез и его роль в не-
фтегазообразовании на больших глубинах. Мо-
сква: Изд-во Моск. ун-та, 1986. С. 166—167.
Лукин А. Е. Глубинная гидрогеологическая инверсия
как глобальное синергетическое явление: теоре-
тические и прикладные аспекты. Статья 3. Глу-
бинная гидрогеологическая инверсия и нефте-
газоносность. Геол. журн. 2005. № 2. С. 44—61.
Лукин А. Е. Литогеодинамические факторы нефтега-
зонакопления в авлакогенных бассейнах. Киев:
Наук. думка, 1997. 225 с.
Лукин А. Е. О газоупорных свойствах аргиллитов.
Тез. Всесоюз. сов. «Резервы повышения эффек-
тивности геологоразведочных работ на больших
глубинах». Львов, 1971. С. 68—69.
Лукин А. Е. О геодинамически обусловленных раз-
личиях в изотопном составе водорода нефтей и
Список литературы
конденсатов нефтегазоносных регионов Украи-
ны. Докл. РАН. 1999а. Т. 369. № 3. С. 351—353.
Лукин А. Е. О природе и перспективах газоносности
низкопроницаемых пород осадочной оболочки
Земли. Доп. НАН України. 2011. № 3. С. 114—123.
Лукин А. Е. О происхождении нефти и газа (гео-
синергетическая концепция природных
углеводородно-генерирующих систем). Геол.
журн. 1999б. № 1. С. 30—42.
Лукин А. Е. О фазах нафтидогенеза — нефтегазона-
копления. Докл. РАН. 1999в. Т. 369. № 2. С. 238—
240.
Лукин А. Е. О фазово-геохимической зональности
нафтидонакопления. Георесурсы. Т. 5. № 47.
2012а. С. 7—15.
Лукин А. Е. Природа глубокозалегающих нефтегазо-
носных резервуаров. Углеводородный потенциал
больших глубин: энергетические ресурсы буду-
щего — реальность и прогноз. Тез. Междунар.
конфер. Баку, 2012б. С. 26—28.
Лукин А. Е. Самородно-металлические микро- и на-
новключения в формациях нефтегазоносных
бассейнов — трассеры суперглубинных флюи-
дов. Геофиз. журн. 2009. Т. 31. № 2. С. 61—92.
Лукин А. Е. Самородные металлы и карбиды — по-
казатели состава глубинных геосфер. Геол. журн.
2006. № 4. С. 17—46.
Лукин А. Е. Сланцевый газ и перспективы его добы-
чи в Украине. Статья 1. Современное состояние
проблемы сланцевого газа (в свете опыта освое-
ния его ресурсов в США). Геол. журн. 2010. № 3.
С. 17—33.
Лукин А. Е. Формации и вторичные изменения
каменноугольных отложений Днепровско-
Донецкой впадины. Москва: Недра, 1977. 102 с.
Лукин А. Е. Черносланцевые формации эвксинского
типа — мегаловушки природного газа. Геология
и полезные ископаемые Мирового океана. 2013.
№ 3. С. 5—28.
Лукин А. Е., Гарипов О. М. Литогенез и нефтенос-
ность юрских отложений Среднеширотного
Приобья. Литология и полезные ископаемые.
1994. № 4. С. 32—42.
Лукин А. Е., Дзюбенко А. И., Соколенко В. И. Зако-
номерности фазовой дифференциации угле-
водородов в Днепровско-Донецкой впадине. В
кн.: Условия формирования газоконденсатных
месторождений в нефтегазоносных бассейнах
СССР. Москва: Недра, 1981. С. 99—109.
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 21
Лукин А. Е., Довжок Е. И., Книшман А. Ш., Гонча-
ренко В. И., Дзюбенко А. И. Гелиевая аномалия в
нефтегазоносных визейских карбонатных кол-
лекторах Днепровско-Донецкой впадины. Доп.
НАН України, 2012. № 7. С. 97—104.
Лукин А. Е., Ларин С. Б. Генетические типы трещи-
новатости пород глубокозалегающих нефте-
газоносных комплексов. Геол. журн. 2003. № 3.
С. 9—25.
Лукин А. Е., Пиковский Ю. И. О роли глубинных и
сверхглубинных флюидов в нефтегазообразова-
нии. Геол. журн. 2004. № 3. С. 34—45.
Лукин А. Е., Поляк Р. Я. Формирование коллектор-
ских свойств пород в зависимости от их минералоги-
ческого состава. В кн.: Роль минералогических иссле-
дований в поисках и разведке нефтяных и газовых
месторождений. Киев, 1976. С. 112—116.
Лукин А. Е., Пригарина Т. М., Гончаров Г. Г., Щу-
кин Н. В. Об условиях экранирования углеводо-
родных залежей на больших глубинах (на при-
мере нижнекаменноугольных нефтегазоносных
комплексов Днепровско-Донецкой впадины).
Геол. журн. 2007. № 3. С. 33—44.
Лукин А. Е., Старковская А. И. Изотопный со-
став серы нефтей и конденсатов Днепровско-
Донецкой впадины в связи с проблемой на-
фтидогенеза. Докл. АН Украины. 1994. № 12.
С. 110—115.
Лукин А. Е., Шпак П. Ф. Глубинные факторы форми-
рования Припятско-Днепровско-Донецкой си-
стемы нефтегазоносных бассейнов. Геол. журн.
1991. № 5. С. 27—38.
Лукин А. Е., Щукин Н. В., Лукина О. И., Пригари-
на Т. М. Нефтегазоносные коллекторы глубоко-
залегающих нижнекаменноугольных комплек-
сов центральной части Днепровско-Донецкой
впадины. Геофиз. журн. 2011. Т. 33. № 1. С. 3—27.
Hydrocarbon potential of great depths and prospects of
its mastering in Ukraine
© A. E. Lukin, 2014
Recently hydrocarbon potential of the Earth’s interior evaluations grows sharply. Apart from
unconventional gas sources (shale gas, etc.) this phenomenon is connected with discovery of a
number of oil and gas giants at the depths 4,5—10,5 km. Great depths appear to be the inexhaustible
source of natural liquid and especially gaseous hydrocarbons. During 1970—1980 Ukraine (Eastern
petroliferous region) hand in hand with USA was among the world’s leaders in the development of
deep-seated petroliferous complexes and increasing of proved reserves at the depths more than
4—5 km. Many important regularities were revealed in Dnieper-Donets depression with elucida-
tion of the reservoirs and seals nature among them. The bulk of proved reserves of great depths are
Лукін О. Ю. Вуглеводневий потенціал надр України.
Геол. журн. 2008. № 1. С. 7—24.
Лукін О. Ю. Газові ресурси України: сучасний стан і
перспективи освоєння. Вісник НАНУ. 2011. № 5.
С. 40—48.
Лукін О. Ю. Діапазони нафтогазоносності надр
України як показники потужності природного
вуглеводневого потенціалу. Нафта і газ Укра-
їни-2013. Матеріали Міжнар. конф. (Яремне).
Київ: Вид. Українська нафтогазова академія,
2013. С. 34—36.
Лукін О. Ю., Щукін М. В. Проблема нафтогазонос-
ності великих глибин. У кн.: Перспективи на-
фтогазоносності глибокозанурених горизонтів
в осадових басейнах України. Івано-Франківськ:
Факел, 2005. С. 18—22.
Маєвський Б. Й., Окрепкий І. Р. Перспективні зони
глибинного нафтогазонагромадження в Перед-
карпатському прогині. Нафтова і газова промис-
ловість. 1997. № 1. С. 7—10.
Мартынов В. Г., Керимов В. Ю., Лобусев А. В. Осо-
бенности формирования УВ систем на больших
глубинах. Углеводородный потенциал больших
глубин: энергетические ресурсы будущего — ре-
альность и прогноз. Тез. Междунар. конф. Баку,
2012. С. 13—16.
Планета Земля: Энциклопед. справочник. Тектони-
ка и геодинамика (Гл. ред. Л. И. Красный). Санкт-
Петербург: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004. 648 с.
Поспелов Г. Л. Парадоксы, геолого-геофизическая
сущность и механизмы метасоматоза. Новоси-
бирск: Наука, 1973. 355 с.
Словарь геологии нефти и газа (Под ред. В. Д. На-
ливкина). Ленинград: Недра, 1988. 680 с.
Cox B., 1946. Transformation of organic material into
petroleum under geological conditions «The geo-
logical fence». Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 30(5),
645—659.
А. Е. ЛУКИН
22 Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014
concentrated within the central segment of Dnieper-Donets depression (Dnieprovsky basin) which is
situated above the apical part of Dnieper-Donets superplume to be discovered by the investigators of
the Institute of Geophysics NASU (according to current Earth sciences concepts such superplumes
are considered as ascending flows of hypogene fluids which play a crucial role in generation and
evolution of petroliferous basins). The main proved reserves and potential resources of Lower Car-
boniferous are concentrated here. Their abnormal high density just in this segment are caused by
the compromise of these hypogenic factors and basin rocks substratum. Many high-output wells
can be bored here. Successful mastering of the great depths hydrocarbon potential within the area
of Dnieper-Donets central segment will allow to increase gas production essentially (by 20—25
billions m3) within the next few years and then to go over balanced realization of other geological
prospecting directions so as to secure the energy self-sufficiency of Ukraine.
Key words: hydrocarbon potential, petroliferous basins, great depths, reservoirs.
Aliev A. I., Aliev Je. A., 2012. Deep depressions major oil
and gas basins of the globe. Hydrocarbon potential
of the great depths: energy resources of the future
— the reality and predictions: Proc. Int. conf. Baku,
P. 131—133 (in Russian).
Areshev E. G., Gavrilov V. P., Pospelov V. P., Shnip O. A.,
1997. Granite layer of the earth’s crust as new oil
and gas floor lithosphere. Neftjanoe hozjajstvo (1),
11—13 (in Russian).
Gedberg H. D., 1996. Geological aspects of the origin of
oil. Moscow: Nedra, 124 p. (in Russian).
Gozhik P. F., Krajushkin V. A., Klochko V. P., Guse-
va Je. E., Masljak V. A., 2010. Oil and natural gas on
the continental slope in Europe. Geologija i poleznye
iskopaemye Mirovogo okeana (1), 5—39 (in Russian).
Korzhinskij D. S., 1969. Theory of metasomatic zoning.
Moscow: Nauka, 57 p. (in Russian).
Korobov A. D., Korobova L. A., 2011. Pulsating stress
as reflected tektonogidrotermalnoy activation and
its role in the productive reservoirs cover (on the
example of Western Siberia). Geologija, geofizika i
razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij (6),
4—12 (in Russian).
Lukin A. E., 1989. Genetic types of secondary transfor-
mation and oil and gas accumulation in aulacogene
pools. Working paper. Kiev: Ukrainian Academy of
Sciences. Inst Geol. Sciences (in Russian).
Lukin A. E., 2002. Hypogenous-allogenetic decompres-
sion — a leading factor in the formation of secondary
oil and gas reservoirs. Geologicheskij zhurnal (4),
15—32 (in Russian).
Lukin A. E., 1986. Hypogene allogenesis and its role in
the oil and gas generation at great depths. Moscow:
MSU Publ., P. 166—167 (in Russian).
Lukin A. E., 2005. Deep hydrogeological inversion as
synergistic global phenomenon: theoretical and
applied aspects. Article 3. Deep hydrogeological
References
inversion and oil and gas. Geologicheskij zhurnal
(2), 44—61 (in Russian).
Lukin A. E., 1997. Lithogeodynamic factors in oil and gas
basins aulacogene. Kiev: Naukova Dumka, 225 p.
(in Russian).
Lukin A. E., 1971. On the gas-resistant properties of
mudstone. Abstracts of the All-Union Workshop
«Provisions improve exploration efficiency at greater
depths». Lvov, P. 68—69 (in Russian).
Lukin A. E., 1999a. About geodynamically caused differ-
ences in the isotopic composition of hydrogen oils
and condensates of oil and gas regions of Ukraine.
Doklady RAN 369(3), 351—353 (in Russian).
Lukin A. E., 2011. On the nature and prospects of low-
permeability gas-bearing rocks of the sedimentary
shell of the Earth. Dopovidi NAN Ukrainy (3), 114—
123 (in Russian).
Lukin A. E., 1999б. On the origin of oil and gas (geo-
sinergeticheskaya concept of natural hydrocarbon-
generating systems). Geologicheskij zhurnal (1),
30—42 (in Russian).
Lukin A. E., 1999в. About naftidogenesis phases — oil
and gas. Doklady RAN 369(2), 238—240 (in Russian).
Lukin A. E., 2012a. About fase-geodynamical zonality
of accumulation naphtides. Georesursy 5(47), 7—15.
Lukin A. E., 2012a. On the phase-geochemical zona-
tion naftidonakopleniya. Georesursy 5(47), 7—15
(in Russian).
Lukin A. E., 2012б. Nature of deep oil and gas reservoirs.
Hydrocarbon potential of the great depths: energy
resources of the future — the reality and predictions:
Proc. Int. conf. Baku, P. 26—28 (in Russian).
Lukin A. E., 2009. Native-metal micro-and nanoinclu-
sions formations in oil and gas basins — tracers su-
perglubinnyh fluids. Geofizicheskij zhurnal 31(2),
61—92 (in Russian).
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ ...
Геофизический журнал № 4, Т. 36, 2014 23
Lukin A. E., 2006. Native metals and carbides — indica-
tors of deep geospheres. Geologicheskij zhurnal (4),
17—46 (in Russian).
Lukin A. E., 2010. Shale gas and its production pros-
pects in Ukraine. Article 1. Current status of shale
gas (in the light of experience of development of
its resources in the United States). Geologicheskij
zhurnal (3), P. 17—33 (in Russian).
Lukin A. E., 1977. Formation and secondary changes of
coal deposits of the Dnieper-Donets Basin. Moscow:
Nedra, 102 p. (in Russian).
Lukin A. E., 2013. Black shale formation Evksinski type
— megalovushki natural gas. Geologija i poleznye
iskopaemye Mirovogo okeana (3), 5—28 (in Russian).
Lukin A. E., Garipov O. M., 1994. Lithogenesis and oil-
bearing Jurassic sediments midlatitude Priobja. Li-
tologija i poleznye iskopaemye (4), 32—42 (in Rus-
sian).
Lukin A. E., Dzjubenko A. I., Sokolenko V. I., 1981. Re-
gularities differentiation phase hydrocarbons in the
Dnieper-Donets Basin. In: Conditions of formation
of gas condensate fields in the oil and gas basins of
the USSR. Moscow: Nedra, P. 99—109 (in Russian).
Lukin A. E., Dovzhok E. I., Knishman A. Sh., Goncha-
renko V. I., Dzjubenko A. I., 2012. Helium anomaly
in the oil and gas Visean carbonate reservoirs of the
Dnieper-Donets Basin. Dopovidi NAN Ukrainy (7),
97—104 (in Russian).
Lukin A. E., Larin S. B., 2003. Genetic types of rock frac-
turing of deep oil and gas complexes. Geologicheskij
zhurnal (3), 9—25 (in Russian).
Lukin A. E., Pikovskij Ju. I., 2004. On the role of deep
and ultradeep fluids in oil and gas generation. Geo-
logicheskij zhurnal (3), 34—45 (in Russian).
Lukin A. E., Poljak R. Ja., 1976. Formation reservoir rock
properties, depending on their mineralogical com-
position. In: Role of mineralogical studies in pros-
pecting for oil and gas deposits. Kiev, P. 112—116
(in Russian).
Lukin A. E., Prigarina T. M., Goncharov G. G.,
Shhukin N. V., 2007. On conditions for the screen-
ing of hydrocarbon deposits at great depths (for
example, oil and gas complexes of Lower Dnieper-
Donets Basin). Geologicheskij zhurnal (3), 33—44
(in Russian).
Lukin A. E., Starkovskaja A. I., 1994. Sulfur isotopic
composition of oils and condensates of the Dnieper-
Donets Basin in connection with the problem nafti-
dogenesis. Doklady AN Ukrainy (12), 110—115 (in
Russian).
Lukin A. E., Shpak P. F., 1991. Underlying factors of
Pripyat-Dnieper-Donets basin petroleum system.
Geologicheskij zhurnal (5), 27—38 (in Russian).
Lukin A. E., Shhukin N. V., Lukina O. I., Prigarina T. M.,
2011. Oil and gas reservoirs of deep Carboniferous
complexes central part of the Dnieper-Donets Basin.
Geofizicheskij zhurnal 33(1), 3—27 (in Russian).
Lukіn O. Ju., 2008. Hydrocarbon potentsіal Nadra Uk-
rainy. Geologicheskij zhurnal (1), 7—24 (in Ukrai-
nian).
Lukіn O. Ju., 2011. Gas Resources of Ukraine: current
state and prospects of development. Vіsnik NANU
(5), 40—48 (in Ukrainian).
Lukіn O. Ju., 2013. Ranges subsurface petroleum poten-
tial of Ukraine as indicators of power natural hydro-
carbon potential. Oil and Gas of Ukraine 2013. Of
Intern. conf. (Yaremche). Kiev: Ukrainian Oil and Gas
Academy Publ., P. 34—36 (in Ukrainian).
Lukіn O. Ju., Shhukіn M. V., 2005. Problem petrogas
great depths. In: Potential glibokozanurenih horizons
in sedimentary basins of Ukraine. Ivano-Frankivsk:
Fakel, P. 18—22 (in Ukrainian).
Maevs’kij B. J., Okrepkij І. R., 1997. Promising areas of
deep oil and gas accumulation in the Carpathian
trough. Naftova і gazova promislovіst’ (1), 7—10 (in
Ukrainian).
Martynov V. G., Kerimov V. Ju., Lobusev A. V., 2012. Fea-
tures of formation of hydrocarbon systems at great
depths. Hydrocarbon potential of the great depths:
energy resources of the future — the reality and pre-
dictions: Proc. Int. conf. Baku, P. 13—16 (in Russian).
Earth: An Encyclopedia. directory. Tectonics and Geo-
dynamics (Ed. L. I. Krasnij), 2004. St. Petersburg:
VSEGEI, 648 p. (in Russian).
Pospelov G. L., 1973. Paradoxes, geological and geo-
physical nature and mechanisms of metasomatism.
Novosibirsk: Nauka, 355 p. (in Russian).
Dictionary of Petroleum Geology, 1988. (Ed. V. D. Na-
livkin). Leningrad: Nedra, 680 p. (in Russian).
Cox B., 1946. Transformation of organic material into
petroleum under geological conditions «The geo-
logical fence». Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 30(5),
645—659.
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-100421 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 0203-3100 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-07T13:26:48Z |
| publishDate | 2014 |
| publisher | Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Лукин, А.Е. 2016-05-21T16:48:17Z 2016-05-21T16:48:17Z 2014 Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине / А.Е. Лукин // Геофизический журнал. — 2014. — Т. 36, № 4. — С. 3-23. — Бібліогр.: 43 назв. — рос. 0203-3100 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/100421 553.982:550.36 Останніми роками різко зросли оцінки вуглеводневого потенціалу земних надр, що крім нетрадиційних джерел (сланцевий газ і т. п.) пов'язано з відкриттям нафтових і газових гігантів на глибинах 4,5-10,5 км. Очевидно, в перспективі великі глибини є невичерпним джерелом природних вуглеводнів, зокрема, газоподібних. У 1970-1980-ті роки Україна (Східний нафтогазоносний регіон) разом із США лідирували за ефективністю освоєння глибокозалягаючих нафтогазоносних комплексів і приростом розвіданих запасів на глибинах понад 4-5 км. Було встановлено багато найважливіших закономірностей нафтогазоносності великих глибин, включаючи з'ясування природи вторинних колекторів і покришок. У центральному сегменті Дніпровсько-Донецької западини (Дніпровському НГБ), розташованому над апікальною частиною відкритого свого часу дослідниками Інституту геофізики НАН України Дніпровсько-Донецького суперплюму (сучасні науки про Землю розглядають суперплюми як висхідні потоки глибинних флюїдів і надають їм особливого значення у формуванні нафтогазоносних басейнів), зосереджені основні розвідані запаси і основні прогнозні ресурси нижнього карбону. Їх аномально висока щільність саме в цьому сегменті зумовлена сприятливим поєднанням указаних глибинних (геодинамічних і флюїдодинамічних) факторів і породного субстрату. Тут можна пробурити ще багато високодебітних глибоких свердловин. Успішне освоєння вуглеводневого потенціалу великих глибин у межах центрального сегмента ДДЗ дасть змогу найближчими роками істотно збільшити (на 20-25 млрд м3) видобуток газу, а потім перейти до планомірного здійснення й інших напрямів пошуково-розвідувальних робіт, що у близькій перспективі цілком забезпечить енергетичну незалежність України. Recently hydrocarbon potential of the Earth’s interior evaluations grows sharply. Apart from unconventional gas sources (shale gas, etc.) this phenomenon is connected with discovery of a number of oil and gas giants at the depths 4,5—10,5 km. Great depths appear to be the inexhaustible source of natural liquid and especially gaseous hydrocarbons. During 1970—1980 Ukraine (Eastern petroliferous region) hand in hand with USA was among the world’s leaders in the development of deep-seated petroliferous complexes and increasing of proved reserves at the depths more than 4—5 km. Many important regularities were revealed in Dnieper-Donets depression with elucidation of the reservoirs and seals nature among them. The bulk of proved reserves of great depths are concentrated within the central segment of Dnieper-Donets depression (Dnieprovsky basin) which is situated above the apical part of Dnieper-Donets superplume to be discovered by the investigators of the Institute of Geophysics NASU (according to current Earth sciences concepts such superplumes are considered as ascending flows of hypogene fluids which play a crucial role in generation and evolution of petroliferous basins). The main proved reserves and potential resources of Lower Carboniferous are concentrated here. Their abnormal high density just in this segment are caused by the compromise of these hypogenic factors and basin rocks substratum. Many high-output wells can be bored here. Successful mastering of the great depths hydrocarbon potential within the area of Dnieper-Donets central segment will allow to increase gas production essentially (by 20—25 billions m3) within the next few years and then to go over balanced realization of other geological prospecting directions so as to secure the energy self-sufficiency of Ukraine. ru Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України Геофизический журнал Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине Вуглеводневий потенціал великих глибин і перспективи його освоєння в Україні Hydrocarbon potential of great depths and prospects of its mastering in Ukraine Article published earlier |
| spellingShingle | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине Лукин, А.Е. |
| title | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине |
| title_alt | Вуглеводневий потенціал великих глибин і перспективи його освоєння в Україні Hydrocarbon potential of great depths and prospects of its mastering in Ukraine |
| title_full | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине |
| title_fullStr | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине |
| title_full_unstemmed | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине |
| title_short | Углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в Украине |
| title_sort | углеводородный потенциал больших глубин и перспективы его освоения в украине |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/100421 |
| work_keys_str_mv | AT lukinae uglevodorodnyipotencialbolʹšihglubiniperspektivyegoosvoeniâvukraine AT lukinae vuglevodneviipotencíalvelikihglibiníperspektiviiogoosvoênnâvukraíní AT lukinae hydrocarbonpotentialofgreatdepthsandprospectsofitsmasteringinukraine |