ArticlePDF Available

ABOUT POSSIBLE MAXIMUM DEPTH OF OIL DEPOSITS

Authors:

Abstract

Relevance of research. The study of the origin of oil is fundamental in geology, with essential scientific and practical importance. In connection with the gradual exhaustion of deposits of small and medium depths (up to 4.5 km), the question inevitably arises of the development of deeper hydrocarbon deposits. The purpose of the work: to estimate the depth to which it is currently possible to detect oil fields. Methodology of the research: analysis of theoretical models of inorganic formation of oil and the deep structure of the earth’s crust with the involvement of new data from experiments and global discoveries of deposits at super depths. Results. Based on the rheological model by S. N. Ivanov (about the structure of the continental crust), the deepest oil fields should be located immediately below the separator, that is, directly under the fluid-tight boundary, usually at a depth of 10–11 km. According to the model of oil formation by A. I. Malyshev (model of cooling horizons), the maximum depth for oil fields is 12 km. Oil deposits with a depth of 10.7 km are already known. Tests by V. S. Balitsky and others on the phase states of water-hydrocarbon fluids at high temperatures and pressures show that there may be oil deposits of at least 12 km. Now, the same depth is maximally achievable when drilling. Conclusion. Finding oil fields is possible to a depth of 12 km. However, the concept of the inorganic oil origin does not assume the necessity and expediency of searching for its deposits in the basement of Western Siberia and Yamal, over vast areas outside the known oil-bearing regions. If there were significant oil-bearing deep breaks there, then oil, due to its lightness, would appear in the mantle. Therefore, the primary object of exploration is deep horizons under large oil fields.
ИЗВЕСТИЯ УРАЛЬСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ГОРНОГО УНИВЕРСИТЕТА ДЕКАБРЬ 2018 | ВЫПУСК 4(52) 41
Известия Уральского государственного горного университета. 2018. Вып. 4(52). С. 41-49
УДК 553.982.2 https://doi.org/10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
О возможной максимальной глубине нахождения месторождений
нефти
Кирилл Святославич ИВАНОВ*
Институт геологии и геохимии УрО РАН, Екатеринбург, Россия
Актуальность исследований. Изучение природы нефти – это основополагающий вопрос в геологии, имеющий фундаментальное научное и
практическое значение. В связи с постепенным исчерпанием месторождений малых и средних глубин (до 4,5 км) неизбежно встает вопрос об
освоении более глубоких месторождений углеводородов.
Цель работы: оценить, до каких глубин в настоящее время возможно обнаружение нефтяных месторождений.
Методология исследования: анализ теоретических моделей неорганического образования нефти и глубинного строения земной коры с при-
влечением новых данных по экспериментам и мировым открытиям месторождений на сверхглубинах.
Результаты. Исходя из реологической модели строения континентальной земной коры С. Н. Иванова, наиболее глубокие месторождения нефти
должны располагаться сразу ниже отделителя, т. е. непосредственно под непроницаемой для флюидов границей, располагающейся обычно на
глубине 10–11 км. По модели формирования нефти А. И. Малышева (модель охлаждающих горизонтов) максимальные глубины для месторо-
ждений нефти составляют 12 км. Уже известны месторождения нефти с глубиной 10,7 км. Эксперименты В. С. Балицкого и других по фазовым
состояниям водно-углеводородных флюидов при высоких температурах и давлениях показывают, что могут существовать месторождения нефти
как минимум до 12 км. Эта же глубина является максимально достижимой бурением в настоящее время.
Выводы. Нахождение месторождений нефти возможно до глубины 12 км. Но из представлений о неорганической природе нефти никоим
образом не следует необходимость и целесообразность поисков ее месторождений в фундаменте Западной Сибири и Ямала на обширных пло-
щадях вне известных нефтеносных районов. Если бы там существовали значимые нефтеподводящие глубинные разломы, то нефть, благодаря ее
легкости, должна была бы проявиться и в чехле. Поэтому первоочередной объект поисков – глубокие горизонты под крупными месторождениями
нефти.
Ключевые слова: месторождения нефти, глубинное строение земной коры, флюиды.
Введение. Две гипотезы о природе нефти
Как известно, в настоящее время человечество живет в эпоху нефти, которая является основой благосостоя-
ния России. Наше страна все последние годы стабильно занимает 1–2-е место в мире по ее добыче наряду с Саудов-
ской Аравией, при этом значительно отставая от нее по запасам, составляющим по разным оценкам около 260 и 60 млрд бар-
релей (бочек) соответственно. Это 1-е и 8-е места в мире [URL: http://www.ereport.ru/articles/commod/oilcount.htm и др.].
Изучение природы нефти – это основополагающий мировоззренческий вопрос в геологии, имеющий фундаментальное
научное и практическое значение. Его невозможно решать без привлечения знаний о глубинном строении земной коры
и мантии, данных по петрологии, экспериментальной минералогии, геофизике и др. [136 и др.].
Как известно, сейчас о происхождении нефти есть две основных гипотезы – осадочно-миграционная и глубинная
неорганическая. Первая из них обстоятельно изложена в сотнях трудов, делать здесь обзор которых необходимости
нет. Для целей этой статьи важно лишь отметить, что в настоящее время наметилось противоречие между «теорией» и
«экспериментом» (т. е. между наукой и практикой), поскольку, в частности, был открыт ряд нефтяных месторождений
ниже (глубже) так называемого «нефтяного окна», где, как считается в рамках этой гипотезы, только и может из орга-
нических остатков генерироваться нефть (нефтяное окно 50–150 °C, т. е. глубины, как правило, от 2,3 до 4,6 км; сразу
ниже – газовое окно, 150–200 °C). «Никаким количеством экспериментов нельзя доказать теорию; но достаточно одно-
го эксперимента, чтобы ее опровергнуть» (А. Эйнштейн). Впрочем, для поисков нефти в наиболее часто встречающемся
типе ловушек – антиклинальном – никакой осадочно-миграционной гипотезы и не нужно, достаточно знать лишь закон
всемирного тяготения, открытый Ньютоном 350 лет назад, и удельный вес воды и нефти.
Гипотеза глубинного происхождения нефти берет начало с работ Д. И. Менделеева и П. Бертло и развивалась уче-
ными России, Украины, США и др. [57, 1214, 16, 17, 19, 2123, 29, 30 и мн. др.]. Эта концепция основана на представле-
ниях о том, что образование углеводородов (УВ) происходит в мантийных очагах вследствие неорганического синтеза.
Образовавшиеся в мантии Земли УВ по глубинным разломам проникают в земную кору, где и образуют нефтегазовые
месторождения. Анализ геологического строения гигантских месторождений УВ показывает, что путями крупномас-
штабной углеводородной дегазации мантии Земли являются преимущественно окраинные и внутренние рифты океа-
нических и континентальных литосферных плит и другие зоны глубинных разломов фундамента осадочных бассейнов
[6, 12, 13, 19 и др.].
В последнее время в пользу представлений о глубинном происхождении нефти получены новые факты. Система
Н-С, которой является природная нефть, метастабильна. При низких давлениях все тяжелые УВ нестабильны по от-
ношению к метану и стехиометрическому количеству водорода. Метан не полимеризуется в тяжелые УВ при низких
давлениях и любых температурах. Наоборот, увеличение температуры при низких давлениях увеличило бы скорость
разложения тяжелых углеводородных молекул [23 и др.]. Поскольку химические потенциалы всех биотических молекул
лежат намного ниже химического потенциала метана, постольку никакая УВ молекула тяжелее метана не самообразу-
ется из любых биотических молекул. И термодинамические расчеты, и эксперименты показали, что для синтеза углево-
дородных систем, сходных по составу с природными, необходима температура 700–1800 К и давление 15–80 кбар [14 и
др.]. Такие условия существуют в верхней мантии Земли на глубинах 50–240 км. Экспериментальные работы последних
* ivanovks@igg.uran.ru
https://orcid.org/0000-0002-8292-4658
НАУКИ О ЗЕМЛЕ К. С. Иванов / Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52). С. 41-49
42 Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
лет, проведенные российскими, американскими, западноевропейскими и китайскими учеными [30, 31 и др.], показали
возможность абиогенного синтеза углеводородов в глубинных (мантийных) условиях. Полученные результаты свидетель-
ствуют о том, что из неорганических компонентов при высоких давлениях и температурах, сходных с термобарическими
условиями верхней мантии Земли, синтезируется смесь углеводородов, сходная по своему составу с природной нефтью.
Количество синтезированных тяжелых УВ возрастает при увеличении давления. Таким образом, тяжелые углеводо-
родные молекулы, присутствующие в нефти, являются маркерами высоких давлений ее генерации.
Если нефть образовалась в мантии, сложенной, как известно, преимущественно ультраосновными породами, то
логично предположить, что взаимодействие нефти и ультрамафитов должно отразиться на ее микроэлементном соста-
ве. Изучение неорганической геохимии нефти Западной Сибири и Татарстана методом ICP-MS показывает, что нефти
обладают крайне специфическим микроэлементным составом, не присущим более никаким другим веществам Земли
[22 и др.]. Главная геохимическая особенность нефти заключается в предельно низких содержаниях большинства ми-
кроэлементов. На диаграммах нормированных содержаний РЗЭ заметной чертой их распределения в нефтях является
преобладание легких лантаноидов над средними и тяжелыми (La/Yb = 16–19). Важной чертой нефти является ярко
выраженная положительная европиевая аномалия, характерная для глубинных образований. Содержания в нефтях Cs,
Rb, Sr, Zr и платиноидов вполне сопоставимы с их концентрациями в ультрабазитах. На основании повышенных содер-
жаний Ni, Co, Cr, V и др. также был сделан вывод об «ультрабазитовой» геохимико-металлогенической специализации
нефти [16, 22 и др.] и поддержано предположение о ее глубинном происхождении.
Нами совместно с коллегами из Института органического синтеза УрО РАН [7] была проведена серия экспери-
ментов по массопереносу органических соединений из образцов битуминозных аргиллитов баженовской свиты Севе-
ро-Покачевского, Южно-Ягунского и Тевлинско-Русскинского месторождений нефти Западной Сибири в синтезиро-
ванные УВ и минерализованные термальные воды. Показано, что присутствие биомаркеров (УВ, сохранивших харак-
терные черты исходных биоорганических соединений) в природных нефтях не является бесспорным доказательством
органического происхождения нефти (как это рассматривается сторонниками органической, осадочно-миграционной
гипотезы происхождения нефти), а вполне может быть приобретено исходно глубинными УВ при миграции через оса-
дочные породы, содержащие органическое вещество.
Есть научный и практический смысл в попытке оценить, до каких же глубин в настоящее время возможно обнару-
жение нефтяных месторождений. Коль скоро уже абсолютно понятно, что они могут располагаться и глубже 4,5–5 км,
которыми ограничивала их распространение осадочно-миграционная парадигма, т. е. глубже так называемого «нефтя-
ного окна» этой гипотезы образования нефти. Оценку попробуем дать, используя модели разных авторов как условно
равноценные – для некоторого «усреднения» и большей объективности.
Реологическая модель строения континентальной земной коры С. Н. Иванова и ее роль для нефтяной геологии
С. Н. Ивановым была предложена гидродинамическая, она же реологическая зональная модель земной коры с по-
чти непроницаемой для трещинно-поровых вод и флюидов зоной между верхней и средней корой [810, 27 и др.]. Суть
модели заключается в следующем. В консолидированной коре материков трещины и открытые поры (далее ТПП – тре-
щинно-поровое пространство) в твердых породах под «гидростатической» зоной свободного стока закрываются на
глубине 7–15 км в зависимости от состава и прочности пород, а также температуры (чаще всего на глубине около 10–11
км). Закрытие (закупоривание) ТПП приводит к созданию «барьерной» для флюидов зоны, под которой последние на-
ходятся под литостатическим давлением в «литостатической» зоне. Высокое литостатическое давление вод в ТПП об-
условливает по закону эффективного давления Терцаги потерю горными породами упрочнения, вызванного большим
всесторонним давлением. Создается ослабленная верхняя часть литостатической зоны, в которой легко развивают-
ся пластические (псевдопластические и истинно пластические) и хрупко-пластические деформации, способствующие
продвижению глубинных флюидов путем гидроразрыва. При поступлении из более глубоких метаморфических зон
дегидратации глубинных высоконапорных флюидов они частично концентрируются под барьерной зоной и при нали-
чии их гидравлической связи с глубинными очагами кратковременно прорывают барьерную зону, оставляя на путях
разгрузки давления обильную жильную минерализацию, в том числе и рудную. Закрытие прорыва осуществляется
благодаря падению давления, ведущему к быстрому минералообразованию по закону Джоуля–Томсона.
Ослабленная, частично обводненная верхняя часть литостатической зоны на границе с «сухой», более прочной
барьерной зоной служит неизбежным местом тектонических разрывов – образованием «отделителя», отделяющего
реологически различные толщи даже при самых малых тектонических подвижках. Отделитель отмечается сейсмикой
во многих регионах материков Земли как граница К1 (или F у некоторых западных исследователей). Наиболее ясно она
выявляется в крупных регионах растяжения литосферы.
Получены подтверждения нашей зональной модели распределением в земной коре рудных гидротермальных ме-
сторождений, выявлением глубинных зон электропроводимости, размещением очагов землетрясений и другими дан-
ными, а также непосредственным вскрытием сверхглубокими скважинами СГ-3 (Кольская), КТБ (Немецкая), Гравберг
(Шведская). Благодаря приподнятости Балтийского щита, СГ-3 пересекла вертикальную палеозональность. Она по-
следовательно вскрыла гидростатическую, затем барьерную, затем следы отделителя, затем литостатическую частично
обводненную зону с высоким литостатическим давлением флюида в ТПП. Немецкая скважина КТБ тоже подтвердила
реологическую зональность и была закрыта при входе в верхи литостатической зоны вследствие самопроизвольного
сужения ствола скважины, препятствующего бурению (рисунок).
Отделитель отграничивает зону хрупких деформаций – сбросов, сдвигов, тектонических брекчий и других хрупких
проявлений тектоники от расположенной ниже зоны в основном пластичных деформаций. Это хорошо задокументиро-
вано в различных областях Земли (провинция бассейнов и хребтов на западе Северной Америки, каледониды Скандина-
вии и др.). Отделитель является крайне слабым швом внутри земной коры, и по нему в первую очередь разряжаются все
последующие тектонические напряжения. При тектонической денудации верхней части земной коры и (или) изменении
теплового потока в процессе деформации коры зона отделителя мигрирует и накладывается на верхнюю (или подстилаю-
K. S. Ivanov / News of the Ural State Mining University. 2018. Issue 4(52), pp. 41-49 EARTH SCIENCES
Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
43
щую) зону. Изучая наложение хрупких структур на пластические (или наоборот), можно получить существенные данные
о тектонической эволюции региона.
В понимании глубинной гидрогеологии и нефтяной геологии значение зоны отделителя является определяющим. По-
верхностные воды в свободном состоянии не могут проникать ниже зоны отделителя, выше которой нередко отмечают-
ся залежи рассолов. С зоной отделителя связано образование многих элизионных режимов с высоконапорными водами.
Частая приуроченность месторождений углеводородов к областям повышенных флюидных давлений позволяет предпо-
лагать их исходную концентрацию, еще не вскрытую бурением, ниже зоны отделителя. В принципе, это предположение
могло бы быть проверено не только сверхглубоким бурением в зонах многоэтажного нефтепроявления, но и вне этих зон,
замерами естественного флюидного давления и при искусственном гидроразрыве в сверхглубоких скважинах.
Таким образом, в соответствии с реологической моделью строения континентальной земной коры С. Н. Иванова
наиболее глубокие нефтяные месторождения могут быть расположены непосредственно ниже отделителя, т. е. сра-
зу ниже 10–11 км (в редких случаях – 15 км).
Оценка максимальных глубин месторождений нефти по модели «охлаждающих горизонтов» А. И. Малышева
В недавней интересной работе А. И. Малышева [15] было показано, что на контакте восходящих из глубины флю-
идных потоков с охлаждающими горизонтами вследствие охлаждения происходит массовый сброс вещества из газовой
фазы в конденсат с протеканием химических реакций естественного углеводородного синтеза (ЕУС). Первичный ЕУС
протекает за счет простейших постмагматических флюидных соединений (H2, CO2, H2S) и обусловлен гетерогенными
реакциями в условиях конденсации (по мере приближения флюидного потока к земной поверхности) сначала H2S, а
затем CO2. Возможность образования конденсатов определяется критическими температурами веществ, входящих в со-
став газовой смеси. Поэтому процесс образования конденсатов в эндогенных условиях контролируется, прежде всего,
температурным профилем вмещающих пород на пути движения газовой смеси.
В первичном ЕУС А. И. Малышев [15] выделяет несколько наиболее важных критических глубин для образования
нефти. Так, образование сероводородного конденсата начинается при температуре 100,4 °С. При среднем значении тем-
пературного градиента 30°/км движущаяся к поверхности эндогенная газовая смесь входит в зону конденсации серово-
дорода на вероятной глубине 3,2 км. Постмагматические газовые смеси при таких условиях представлены, как правило,
H2S, CO2 и H2 с незначительными количествами CH4. При температурах, превышающих критическую температуру H2S,
в составе газовых смесей может быть любое количество сероводорода, но в момент достижения критической темпера-
туры содержание H2S скачкообразно ограничивается его предельным парциальным давлением и происходит массовый
сброс всего избытка H2S в конденсат. При фильтрации газообразного CO2 через конденсат H2S протекают реакции ЕУС:
4H2S(ж) + CO2(г) = CH4(г) + 2H2O(ж) + 4S(ромб);
Упрощенная схема строения верхней и средней континентальной земной коры. A – изменение с глубиной: П – прочности гранитных
пород, С – скорости распространения сейсмических волн, В – содержания воды в трещинах и порах.
B – главные элементы строения континентальной земной коры: Х – хрупкая зона верхней коры со снижением содержания флюидов вниз
по разрезу, Б – плотная сухая барьерная зона, О – отделитель, Д – водосодержащая зона с преобладанием пластических деформаций,
И – интрузия путем гидроразрыва суперкритического водного флюида или магмы.
The simplied scheme of the upper and middle continental structure of the Earth crust. A – сhanging with depth: П – of granite rock
strength, C – of seismic wave distribution rate, B – ssure-pore water content. B – main structure features of the Earth’s crust upper part:
Х – brittle zone of the upper crust with decrease of fluids downwards, Б – dense ‘dry’ barrier zone, O – otdelitel’ (detachment fault), Д – aquiferous
zone with prevalence of plastic deformations, И – intrusion of supercritical water fluid or magma by the way of hydrobreak.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ К. С. Иванов / Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52). С. 41-49
44 Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
7H2S(ж) + 2CO2(г) = C2H6(г) + 4H2O(ж) + 7S(ромб) и т. д.
Таким образом, последовательное достижение эндогенными флюидами критических температур H2S и CO2 приво-
дит к интенсивному синтезу УВС. Эти специфические условия А. И. Малышев рассматривает как своеобразные ловуш-
ки, обусловливающие возникновение концентраций углеводородов в эндогенных условиях, – ловушки критических
температур H2S и CO2. Эндогенные летучие по мере перемещения к поверхности Земли транспортируют с более глубо-
ких горизонтов их повышенные давление и температуру. При встрече флюидных потоков с охлаждающим горизонтом,
обладающим высокими теплоемкостью и теплопроводностью, возникает еще один тип температурных ловушек, имею-
щих большое значение для образования запасов углеводородного сырья в условиях Арктики.
Для вторичного ЕУС первым же и наиболее глубоким охлаждающим горизонтом на пути флюидов из глубин Земли
оказывается геохимический барьер, связанный с критической температурой воды (374 °C). Этой температуры флю-
идный поток при среднем геотермическом градиенте достигает на глубине ~12,3 км. В момент охлаждения до этой
температуры происходит массовый сброс в конденсат всех избыточных паров воды, формирование теплопроводного
охлаждающего горизонта и конденсация УВС. Благодаря вторичному ЕУС под воздействием водных охлаждающих го-
ризонтов формируются наиболее глубоко залегающие нефтяные месторождения.
Таким образом, для формирования отложений углеводородного сырья имеют глобальное значение P-T ловушки
критических температур H2O, H2S и CO2, тогда как локальные условия формирования концентраций углеводородного
сырья обусловливаются воздействием охлаждающих горизонтов. Итак, наибольшая возможная глубина генерации и
нахождения месторождений нефти составляет, по модели А. И. Малышева [15], около 12 км.
О чем свидетельствует практика современных нефтепоисковых работ?
В последние годы сделан ряд сенсационных открытий крупных нефтяных месторождений на максимальных глуби-
нах. Принципиально важным является открытие богатых залежей нефти в Мексиканском заливе на глубинах 8,8–10,5
км, пластовые температуры на которых достигали 280–290 °С [3, 12, 25 и др.]. В 2009 г. на площади Тайбер в Мексикан-
ском заливе на глубине 10,5 км (максимальной из всех выявленных на больших глубинах месторождений) открыто
крупнейшее нефтяное месторождение с предварительно оцененными запасами 400–550 млн т нефти. Продуктивны па-
леоценовые отложения. В ранее открытом нефтяном месторождении Каскида продуктивны те же отложения (глубина
9750 м, глубина водного слоя 1770 м, запасы – более 400 млн т). В палеоценовых отложениях здесь открыто 18 месторо-
ждений нефти на сверхглубинах. Нефтегазоносный комплекс, представленный песчаниками с высокими коллекторски-
ми свойствами, характеризуется аномально высокими пластовыми давлениями. Это крупная зона нефтегазонакопле-
ния на сверхглубинах [32 и др.]. Всего выявлено 55 месторождений УВ с запасами 5,5 млрд т в нефтяном эквиваленте, из
них 10 нефтяных месторождений глубже 9 км (таблица).
В провинции Сантос (Бразилия) в 2008 г. найдено месторождение Тьюпи. С учетом водного слоя (2 км) продуктив-
ные песчаные горизонты залегают на глубине 5 км и более. Предварительно оцененные запасы (по 15 пробуренным
скважинам) – 680–960 млн т нефти. Предполагается, что Тьюпи является составной частью крупной зоны нефтегазо-
накопления – 800 км на 200 км. В 2008 г. на бразильском шельфе Атлантики было найдено крупнейшее месторождение
Кариока Шугар Лоуф. Предварительно оцененные извлекаемые запасы нефти составляют 5,7 млрд т, геологические – 11
млрд т, глубина залегания продуктивных горизонтов – свыше 5500 м. Приведенные данные свидетельствуют о возмож-
Сверхглубокие нефтяные месторождения Мексиканского залива (по данным [3, 12, 25 и др.].
Superdeep oilelds of the Gulf of Mexico (according to the data [3, 12, 25 et al]).
Месторождение Глубина, м Запасы, млн т
Тонга Уэст 7832,5 27,5
Чингиз Хан 8003
Озона Дип 8037 17
Каскад 8082–7732
К-2 Норт 8144 14
Мэнса 8320 28,5
Шеньцзы 8320 55
Чинук 8433
Пэтфайндер 8540
Гейдельберг 8692,5 14
Стоунс 8711
Джек 8845 68,5
Дэс Бамп 8862
Сен-ало/Дэйна Пойнт 8862
Ганфлинт 8930
Бакскин 8968
Фрисиэн 8971
Сизар 9065 27,5
Шенандоа 9150 685–2055
Джулия 9500
Кодяк 9501
Вито 9760
Пони 9897 68,5
Каскида 9912,5 475
Нотти Хэд 10 428 68,5
Дипуотер Хорайзн (аварийное) 10 500 550
Тайбер 10 692 475
K. S. Ivanov / News of the Ural State Mining University. 2018. Issue 4(52), pp. 41-49 EARTH SCIENCES
Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
45
ности существования нефтяной фазы УВ на сверхглубинах при высоких температурах и аномально высоких пластовых
давлениях. Эти результаты геологоразведочных работ на нефть и газ нельзя однозначно трактовать, исходя из осадоч-
но-миграционной гипотезы образования нефти. Они скорее подтверждают абиогенный синтез углеводородов нефти и
ее сохранность при высоких температурах, чем «главную фазу» нефтеобразования, когда стадия катагенеза МК3 (темпе-
ратуры не выше 150 оС) является предельной для существования нефти [3 и др.].
Эксперименты В. С. Балицкого с коллегами по изучению фазовых состояний водно-углеводородных флюидов
при высоких температурах и давлениях и их значение
Приведенные фактические данные опровергают распространенную ранее точку зрения о невозможности нахожде-
ния на таких глубинах (т. е. существенно ниже так называемого «нефтяного окна») нефтяных месторождений, заострив
издавна дискутируемый вопрос: а до каких собственно максимальных глубин и температур она может обнаруживаться
в земных недрах?
Представляется, что на эти вопросы во многом отвечают опубликованные в 2015 г. результаты весьма представи-
тельных экспериментов. Они были проведены в Институте экспериментальной минералогии РАН (в г. Черноголовка)
В. С. Балицким и другими при участии французских исследователей [1 и др.]. Ими вопросы возможных глубин и тем-
ператур существования нефти выяснялись путем экспериментального изучения синтетических флюидных включений
в кварце, выращенном в автоклавах в водно-нефтяных флюидах в широком диапазоне температур и давлений. В ре-
зультате было показано, что сырая нефть, в случае превышения ее объема над водным раствором, при температурах
240–310 °С и давлениях, близких к давлениям насыщенного пара и выше, не обнаруживает никаких изменений. Но уже
при температурах выше 320–330 °С нефть подвергается необратимым изменениям с выделением твердых битумов и
газовых УВ, в основном СН4, обогащаясь легкими и средними нефтяными фракциями. В случае преобладания над вод-
ной фазой нефть при температурах 350–380 °С практически полностью переходит в СН4 и твердые битумы, а при более
высоких температурах – в метан и графит. Глубины нахождения залежей нефти в таких условиях, учитывая реальные
геотермические градиенты нефтегазоносных провинций, не должны превышать 12–14 км. Когда же объем нефти усту-
пает объему присутствующего водного раствора, повышение температуры приводит вначале к полному растворению в
нем нефти и газовых УВ с образованием гомогенных, в том числе сверхкритических водно-углеводородных флюидов.
Переход УВ нефти в подобное состояние сохраняет ее от деструкции с превращением в твердые битумы и углеводород-
ные газы. В этом случае нефть сохраняется как таковая по крайней мере до 500 °С и может распространяться до глубин
около 20–22 км [1]. Итак, наиболее осторожная (минимальная) оценка возможных глубин нахождения залежей неф-
ти, исходя из экспериментов В. С. Балицкого с коллегами, составляет 12 км.
Современные технические возможности сверхглубокого бурения
Как известно, рекордная Кольская сверхглубокая скважина СГ-3 начала буриться в мае 1970 г. в кристаллических
протерозойских породах Балтийского щита, где обнажаются комплексы фундамента Русской (Восточно-Европейской)
платформы. Бурение с перерывами продолжалось до 1991 г., причем глубины 12 км удалось достигнуть к началу 1983
г. В июне 1979-го скважина побила рекорд в 9583 м, ранее принадлежавший нефтяной скважине Берта Роджерс (США,
Оклахома). С тех пор СГ-3 стала самой глубокой скважиной в мире. Изначально планировалось пройти 15 км, но из-
за слишком высоких температур, а также технических и финансовых трудностей остановились на 12 262 м. Главными
целями СГ-3 было изучение глубинного строения континентальной земной коры (здесь было достигнуто очень много
важных научных результатов, еще не до конца осмысленных до сих пор), а также совершенствование буровых техно-
логий. Для последнего во много раз (а вероятнее – во много десятков раз) эффективнее и дешевле было бы бурить эту
скважину непосредственно во дворе завода «Уралмаш». Бурение было начато серийной буровой установкой «Уралмаш-
4Э», которую применяли для бурения скважин при поиске и разведке месторождений нефти и газа. С глубины 7263 м
бурение продолжили установкой «Уралмаш-15000». В настоящее время Кольская сверхглубокая полностью законсерви-
рована. В 1997 г. СГ-3 была занесена в Книгу рекордов Гиннесса как «самое глубокое вторжение человека в земную кору»
и является таковой до сих пор. Общая стоимость СГ-3 чрезвычайно велика, в открытой печати она не озвучивалась, но
были указания, что «сопоставима с экспедицией на Луну».
СГ-3 была также и самой длинной скважиной в мире до 2008 г., когда ее обошла пробуренная под острым углом к
поверхности земли нефтяная скважина BD-04A. Эта скважина была пробурена компанией Transocean для Maersk Oil в
Катаре, в нефтяном бассейне Аль-Шахин (Al-Shaheen) с целью геологической разведки. Общая длина ствола скважины
составила 12289 м, а отметку в 12 км удалось пройти всего за 36 дней.
Начиная с 2003 г. была проведена целая серия работ по сверхглубокому бурению (но также – наклонных скважин) в
рамках международного проекта «Сахалин-1» на мелком шельфе. В 2011 г. компанией Exxon Neegas на месторождении
Одопту была пробурена одна из наиболее длинных скважин в мире – 12 245 м, причем всего за 60 дней. Однако на этом
рекорды не закончились. Скважина О-14 – еще одна из наиболее длинных эксплуатационных скважин в мире – не имеет
аналогов по общей длине ствола – 13 500 м, а также является самой длинной горизонтальной скважиной – 12 033 м. Ее раз-
работкой занималась НК «Роснефть», также входящая в консорциум проекта «Сахалин-1». Эта скважина была пробурена
на месторождении Чайво. Для ее бурения использовалась буровая платформа «Орлан». Отметим и глубину по стволу со-
оруженной в 2013 г. в рамках этого же проекта скважины под номером Z-43, значение которой достигло отметки 12 450 м.
В том же году этот рекорд был побит на Чайвинском месторождении – длина ствола Z-42 достигла 12 700 м. В 2014-м была
закончена проходка скважины Z-40 (месторождение Чайво), которая до О-14 была самой длинной по стволу скважиной
в мире – 13 000 м, а также обладала самым длинным горизонтальным участком – 12 130 м. Таким образом, к настоящему
времени 8 из 10 самых протяженных в мире скважин находятся на месторождениях проекта «Сахалин-1».
Итак, «нефтяные» (часто – наклонные) скважины бурятся во много раз быстрее, чем СГ-3, не только благодаря раз-
витию технологий, но и поскольку, в частности, проходка осуществляется, как правило, в существенно менее прочных
породах и без полного отбора керна, применявшегося на СГ-3. Глубина 12 км максимальна, но все же посильна для
современных буровых установок.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ К. С. Иванов / Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52). С. 41-49
46 Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
Где возможно (и где совершенно не нужно) искать глубинную нефть?
Кроме технической возможности, безусловно, наиглавнейшим фактором является коммерческая целесообразность
поисков нефти на глубоких горизонтах, поскольку нефть – это не только горючая маслянистая жидкость, но и экономи-
ческая категория. В первом приближении решение этого вопроса должно определить – месторождения с какими запаса-
ми и скважины с какими дебитами будут рентабельны на тех или иных глубинах в районах с разной инфраструктурой.
Это отдельная группа задач, выходящих за рамки данной статьи. Пока же необходимо отметить, что из представлений
о неорганической природе нефти никоим образом не следует необходимость и целесообразность поисков ее месторо-
ждений в фундаменте Западной Сибири и Ямала (как, впрочем, и других нефтегазоносных бассейнов) на обширных
площадях вне известных нефтеносных районов, как это излишне просто и оптимистично предлагают ряд деятелей на-
уки и производства. Если бы там существовали значимые нефтеподводящие глубинные разломы, то нефть, благодаря
ее легкости, должна была бы проявиться и в чехле (а как показывает история поисков нефти [11 и др.] – быть может,
даже и на поверхности). Таким образом, основной вывод совершенно другой: представления о неорганической природе
нефти обусловливают весьма высокую вероятность многоэтажности залежей в пределах ее месторождений, особенно
крупных и суперкрупных. Поэтому первоочередными поисковыми объектами являются нижние горизонты осадочного
чехла и фундамент в пределах нефтеносных полей, особенно крупных месторождений.
Выдающийся русский ученый-нефтяник Н. А. Кудрявцев отметил «закономерность в размещении залежей нефти
и газа – многоэтажность их месторождений и приуроченность последних к определенным участкам земной коры, огра-
ниченным глубинными разломами» [13 и др.]. Современные данные глубокого бурения подтверждают это положение. В
России при доразведке месторождений открываются залежи на глубинах более 4 км, за счет чего увеличивается этаж-
ность нефтегазоносности ряда месторождений Тимано-Печорской, Северо-Кавказской, Западно-Сибирской и других
нефтегазоносных регионов. Характерным является большой этаж нефтегазоносности (до 2–4 км) месторождений на
больших глубинах, приуроченных к тектонически активным приразломным зонам, где возможны перетоки углеводо-
родов из глубоких в верхние части разреза. Открытие крупных нефтяных месторождений в интервале глубин 8–10,5
км при высоких стадиях катагенеза (АК1–АК3), высоких температурах и аномальных пластовых давлениях расширяет
глубинный интервал существования жидкой фазы УВ, повышает перспективы нефтеносности до глубин 10–12 км и
заставляет пересмотреть существующие традиционные представления о процессах нефтегазообразования и нефтегазо-
накопления в земной коре. Приведенные данные свидетельствуют в пользу глубинного источника нефти и газа в земной
коре [3, 6, 21 и др.].
Исходя из глубинного происхождения нефти, весьма важным является картирование разломов фундамента. По
сути, уже сейчас развиваемые нами представления [57, 22 и др., а также 13, 21, 30 и др.] дают основания отказаться от
такого, еще сравнительно недавно казавшегося незыблемым требования, как обязательное наличие «нефтематеринских
толщ» в разрезе конкретного района для его промышленной нефтегазоносности.
Заключение
Итак, как ни странно (для геологии), получен непротиворечивый результат – все рассмотренные модели, результа-
ты экспериментов и данные нефтепоискового бурения указывают, что нахождение месторождений нефти возможно
до глубины 12 км. Осадочно-миграционная гипотеза образования нефти задавала этаж нефтеносности глубиной от
2,3 до 4,6 км. Представления о неорганической, глубинной природе нефти, заложенные еще величайшим ученым Д. И.
Менделеевым, позволяют расширить диапазон нахождения месторождений нефти в 4 раза, до 12 км. Понятно, что ос-
ваиваться эти сверхглубины будут не сразу, а с постепенным увеличением глубины.
Но необходимо подчеркнуть, что из представлений о неорганической природе нефти никоим образом не следует
необходимость и целесообразность поисков ее месторождений в фундаменте Западной Сибири и Ямала на обширных
площадях вне известных нефтеносных районов. Если бы там существовали значимые нефтеподводящие глубинные раз-
ломы, то нефть, благодаря ее легкости, должна была проявиться и выше – в осадочном чехле. Поэтому первоочередной
объект поисков – глубокие горизонты под крупными месторождениями нефти.
Таким образом, для реализации потенциала глубинных месторождений нефти весьма важны исследования доюр-
ского фундамента Западной Сибири и Ямала в районах крупных нефтяных месторождений в стратиграфическом чехле.
Необходимо картирование фундамента, изучение и выделение глубинных разломов и потенциальных коллекторов. Не-
обходимо безоговорочно и без каких-либо дополнительных финансовых взносов безотлагательно отменить ограниче-
ния по глубине всех действующих лицензий. Следует развивать геолого-геофизические технологии, а также технологии
глубокого бурения и снижать его стоимость.
Исследования проводятся в рамках проекта РФФИ № 18-05-70016 «Геологическое строение и эволюция кристалличе-
ского фундамента и рифтового комплекса полуострова Ямал и сопредельных территорий Арктической части Западно-
Сибирского нефтегазоносного мегабассейна».
ЛИТЕРАТУРА
1. Балицкий В. С., Балицкая Л. В., Пентелей С. В., Пиронон Ж., Баррес О. Экспериментальное изучение метаморфических превращений
углеводородов в водном окружении при повышенных и высоких температурах и давлениях (в связи с выяснением форм и максимальных
глубин нахождения нефти в земных недрах). 4-е Кудрявцевские чтения: материалы Всерос. конф. по глубинному генезису нефти. М.:
ЦГЭ, 2015. С. 1–5.
2. Ваньян Л. Л., Хийндман Р. Д. О природе электропроводимости консолидированной коры // Физика Земли. 1996. № 4. С. 5–11.
3. Варламов А. И., Лоджевская М. И. Углеводородный потенциал глубокозалегающих отложений осадочного чехла нефтегазоносных
бассейнов мира // Современное состояние теории происхождения, методов прогнозирования и технологий поисков глубинной нефти (1-е
Кудрявцевские чтения): материалы Всерос. конф. М.: ЦГЭ, 2012. C. 1–3. Conference collection
4. Иванов К. С., Ерохин Ю. В. Неорганическая геохимия нефти Cеверной Евразии (по данным ICP- MS) // Всерос. конф. по глубинному
генезису нефти. 5-е Кудрявцевские чтения: матер. конф. (17–19 окт. 2016 г.). М.: ЦГЭ, 2016. C. 1–4 (тезисы № 21).
5. Иванов К. С. Сколько нефти надо добывать России? (открытое письмо Президенту России В. В. Путину) // Уральский геологический
журнал. 2016. № 6. С. 3–10.
K. S. Ivanov / News of the Ural State Mining University. 2018. Issue 4(52), pp. 41-49 EARTH SCIENCES
Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
47
6. Иванов К. С., Кучеров В. Г., Федоров Ю. Н. К вопросу о глубинном происхождении нефти // Состояние, тенденции и проблемы развития
нефтегазового потенциала Западной Сибири (17–19 сентября). Тюмень, 2008. С. 160–173.
7. Иванов К. С., Федоров Ю. Н., Петров Л. А., Шишмаков А. Б. О природе биомаркеров нефтей // ДАН. 2010. Т. 432, № 2. С. 227–231. URL:
https://doi.org/10.1134/S1028334X1005017X
8. Иванов С. Н. Предельная глубина открытых трещин и гидродинамическая зональность земной коры // Ежегодник-1969. Свердловск:
ИГГ УФАН СССР. 1970. С. 212–233.
9. Иванов С. Н. Непроницаемая зона на границе верхней и средней части земной коры // Физика Земли. 1999. № 9. С. 96–102.
10. Иванов С. Н., Иванов К. С. Реологическая модель строения земной коры (модель 3-го поколения) // Литосфера. 2018. № 4. С. 3–18.
11. История геологического поиска (к 50-летию открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции) / под ред. В. И. Карасева и др.
М.: Пента, 2003. 283 с.
12. Краюшкин В. А. Небиогенная природа гигантских газонефтенакоплений на континентальном склоне Мирового океана // Глубинная
нефть. 2014. Т. 2. № 5. С. 739–751. URL:
13. Кудрявцев Н. А. Генезис нефти и газа. Л.: Недра, 1973. 216 с.
14. Кучеров В. Г., Бенделиани Н. А., Алексеев В. А., Кенней Дж. Ф. Синтез углеводородов из минералов при давлении до 5 ГПа // ДАН.
2002. Т. 387, № 6. С. 789–792. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=29053767
15. Малышев А. И. Роль охлаждающих горизонтов в генезисе углеводородных месторождений // ДАН. 2017. Т. 476, № 4. С. 445–447. URL:
https://elibrary.ru/item.asp?id=30150860
16. Маракушев А. А., Писоцкий Б. И., Панеях Н. А., Готтих Р. П. Геохимическая специфика нефти и происхождение ее месторождений //
ДАН. 2004. Т. 398, № 6. С. 795–799. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=17371839
17. Менделеев Д. И. Сочинения. Т. 10. Нефть. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1949. 832 с.
18. Павленкова Н. И. Петрофизические проблемы глобальной тектоники // Тектонофизика и актуальные вопросы наук о Земле: 4-я тек-
тонофиз. конф. в ИФЗ РАН с междунар. участием. 2016. С. 529–537. Conference collection
19. Порфирьев В. Б. Природа нефти, газа и ископаемых углей. Избр. труды. Т. 2. Абиогенная нефть. Киев: Наук. думка, 1987. 216 с.
20. Сокол А. Г., Томиленко А. А., Бульбак Т. А., Соболев Н. В. Синтез углеводородов при конверсии СО2 флюида водородом: эксперимен-
тальное моделирование при 7,8 ГПА и 1350 °C // ДАН. 2017. Т. 477, № 6. С. 699–703. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=30752880
21. Тимурзиев А. И. Закономерности пространственно-стратиграфического распределения залежей нефти и газа Западно-Сибирской
НГП на основе представлений об их глубинном генезисе, молодом возрасте и новейшем времени формирования // Горные ведомости.
2014. № 5 (120). С. 24–46. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=21577221
22. Федоров Ю. Н., Иванов К. С., Ерохин Ю. В., Ронкин Ю. Л. Неорганическая геохимия нефти Западной Сибири (первые результаты
изучения методом ICP-MS) // ДАН. 2007. Т. 414, № 3. С. 385–388. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=9533485
23. Chekaliuk E. B., Kenney J. F. The stability of hydrocarbons in the thermodynamic conditions of the Earth // Proc. Amer. Phys. Soc. 1991. Vol.
36(3). 347 p.
24. Cruse A. M., Seewald J. S. Geochemistry of low-molecular weight hydrocarbons in hydrothermal fluids from Middle Valley, Northern Juan de
Fuca Ridge // Geochim. Cosmochim. Acta. 2006. Vol. 70, issue 8. P. 2073–2092. https://doi.org/10.1016/j.gca.2006.01.015
25. Gulf of Mexico Waits For A Turnaround // World Oil. 2002. March. URL: https://www.worldoil.com/magazine/2002/march-2002/features/gulf-
of-mexico-waits-for-a-turnaround
26. Howard G. H., Barry P. H., Pernet-Fisher J. F., Baziotis I. P., Pokhilenko N. P., Pokhilenko L. N., Bodnar R. J., Taylor L. A., Agishev A. M.
Superplume metasomatism: evidence from Siberian mantle xenoliths // Lithos. 2014. Vol. 184–187. P. 209–224. https://doi.org/10.1016/j.lith-
os.2013.09.006
27. Ivanov S. N., Ivanov K. S. Hydrodynamic Zoning of the Earth’s crust and its Signicance // Journal of Geodynamics. 1993. Vol. 17, issue 4. P.
155–180. https://doi.org/10.1016/0264-3707(93)90006-R
28. Kaminsky F. V., Wirth R., Schreiber A. Carbonatitic inclusions in deep mantle diamond from Juina, Brazil: new minerals in the carbonate-halide
association // The Canad. Miner. 2013. Vol. 51. P. 669–688. https://doi.org/10.3749/canmin.51.5.669
29. Kitchka A. Juvenile petroleum pathway: from fluid inclusions via tectonics and outgassing to its commercial elds // Геолог Украины. Наука:
новый взгляд. 2004. № 2(6). С. 37–47.
30. Kolesnikov A., Kutcherov V., Goncharov A. Methane-derived hydrocarbons produced under upper-mantle conditions // Nature Geoscience.
2009. Vol. 2. P. 566–570. https://doi.org/10.1038/ngeo591
31. Mukhina E. D., Kolesnikov A. Yu., Serovaisky A. Yu., Kucherov V. G. Experimental Modelling Of Hydrocarbon Migration Processes // Journal
of Physics: Conference Series. 2017. Vol. 950. P. 042040. URL: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1742-6596/950/4/042040/pdf
32. Operators report string of Gulf of Mexico discoveries // Oil & Gas Journal. 2009. Vol. 107, issue 7. P. 35.
33. Proskurowski G., Lilley M. D., Seewald J. S., Fruh-Green G. L., Olson E. J., Lupton J. E., Sylva S. P., Kelley D. S. Abiogenic hydrocarbon at
Lost City hydrothermal eld // Science. 2008. Vol. 319, issue 5863. P. 604–607. https://doi.org/10.1126/science.1151194
34. Shirey S. B., Cartigny P., Frost D. J., Keshav S., Nestola F., Nimis P., Pearson D. G., Sobolev N. V., Walter M. J. Diamonds and the geology of
mantle carbon // Rev. Miner. Geochem. 2013. Vol. 75, issue 1. P. 355–421. https://doi.org/10.2138/rmg.2013.75.12
35. Sverjensky D. A., Stagno V., Fang Huang. Important role for organic carbon in subduction-zone fluids in the deep carbon cycle // Nature Geo-
science. 2014. Vol. 7. P. 909–913. https://doi.org/10.1038/ngeo2291
36. Weiss Y., Kiflawi I., Davies N., Navon O. High-density fluids and the growth of monocrystalline diamonds // Geochim. Cosmochim. Acta. 2014.
Vol. 141. 15 September. P. 145–159. https://doi.org/10.1016/j.gca.2014.05.050
Статья поступила в редакцию 17 июля 2018 г.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ К. С. Иванов / Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52). С. 41-49
48 Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
* ivanovks@igg.uran.ru
https://orcid.org/0000-0002-8292-4658
УДК 553.982.2 https://doi.org/10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
About possible maximum depth of oil deposits
Kirill Svyatoslavich IVANOV*
Institute of geology and geochemistry of the Ural branch of the Russian Academy of Sciences, Ekaterinburg, Russia
Relevance of research. The study of the origin of oil is fundamental in geology, with essential scientific and practical importance. In connection with
the gradual exhaustion of deposits of small and medium depths (up to 4.5 km), the question inevitably arises of the development of deeper hydro-
carbon deposits.
The purpose of the work: to estimate the depth to which it is currently possible to detect oil fields.
Methodology of the research: analysis of theoretical models of inorganic formation of oil and the deep structure of the earth’s crust with the involve-
ment of new data from experiments and global discoveries of deposits at super depths.
Results. Based on the rheological model by S. N. Ivanov (about the structure of the continental crust), the deepest oil fields should be located imme-
diately below the separator, that is, directly under the fluid-tight boundary, usually at a depth of 10–11 km. According to the model of oil formation by
A. I. Malyshev (model of cooling horizons), the maximum depth for oil fields is 12 km. Oil deposits with a depth of 10.7 km are already known. Tests
by V. S. Balitsky and others on the phase states of water-hydrocarbon fluids at high temperatures and pressures show that there may be oil deposits
of at least 12 km. Now, the same depth is maximally achievable when drilling.
Conclusion. Finding oil fields is possible to a depth of 12 km. However, the concept of the inorganic oil origin does not assume the necessity and
expediency of searching for its deposits in the basement of Western Siberia and Yamal, over vast areas outside the known oil-bearing regions. If there
were significant oil-bearing deep breaks there, then oil, due to its lightness, would appear in the mantle. Therefore, the primary object of exploration
is deep horizons under large oil fields.
Keywords: oil fields, deep structure of the earth’s crust, fluids.
Acknowledgements
The research is conducted under the scope of the project of Russian Foundation for Basic Research No. 18-05-70016 called “Geological structure and
evolution of the crystalline basement and rift complex of the Yamal peninsula, as well as cross-border regions of the Arctic part of the West-Siberian
oil-and-gas bearing megabasin.”
REFERENCES
1. Balitsky V. S., Balitskaya L. V., Penteley S.V., Pironon J., Barres O. 2015, Eksperimental’noye izucheniye metamorcheskikh prevrashcheniy
uglevodorodov v vodnom okruzhenii pri povyshennykh i vysokikh temperaturakh i davleniyakh (v svyazi s vyyasneniyem form i maksimal’nykh
glubin nakhozhdeniya nefti v zemnykh nedrakh) [Experimental study of metamorphic transformations of hydrocarbons in the water environment at
elevated and high temperatures and pressures (in connection with the clarication of the forms and maximum depths of oil in the earth interior)].
4th Kudryavtsev Readings: Proceedings of the All-Russian conference on the deep-seated oil genesis. Moscow, pp. 1–5.
2. Vanyan L. L., Hyndman R. D. 1996, On the Origin of Electrical Conductivity in the Consolidated Crust. Fizika Zemli [Izvestiya. Physics of the Solid
Earth], no. 4, pp. 5–11. (In Russ.)
3. Varlamov A. I., Lodzhevskaya M. I. 2012, Uglevodorodnyy potentsial glubokozalegayushchikh otlozheniy osadochnogo chekhla neftegazonos-
nykh basseynov mira [Hydrocarbon potential of deep-seated sediments of the sedimentary mantle of the oil and gas basins] // Current state of the
theory of origin, forecasting methods and deep oil exploration technologies (1st Kudryavtsev readings): Proceedings of the All-Russian confer-
ence. Moscow, pp. 1–3. http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/tema/017_Varlamov-Lodgevskaya_Theses1.pdf
4. Ivanov K. S., Erokhin Yu. V. 2016, Neorganicheskaya geokhimiya nefti Severnoy Evrazii (po dannym ICP-MS) [Inorganic geochemistry of oil of
the Northen Eurasia (according to ICP- MS)]. All-Russian Conference on the deep genesis of oil. 5th Kudryavtsev Readings: Proceedings of the
conference (October 17–19, 2016). Moscow, pp. 1–4.
5. Ivanov K. S. 2016, How much oil should Russia produce? (open letter to the President of Russia V. V. Putin). Ural’skiy geologicheskiy zhurnal
[Uralian Geological Journal], no. 6, pp. 3–10. (In Russ.)
6. Ivanov K. S., Kucherov V. G., Fedorov Yu. N. 2008, To the question of the deep origin of oil. State, trends and problems of the development of
the oil and gas potential of Western Siberia (September 17–19). Tyumen, pp. 160–173.
7. Ivanov K. S., Fedorov Yu. N., Petrov L. A., Shishmakov A. B. 2010, The nature of biomarkers in oils. Doklady Akademii nauk [Doklady Earth
Sciences], vol. 432, no. 1, pp. 626–630.
8. Ivanov S. N. 1970, Predel’naya glubina otkrytykh treshchin i gidrodinamicheskaya zonal’nost’ zemnoy kory [Extreme depth of open cracks and
hydrodynamic zonality of the earth’s crust]. Sverdlovsk, Yearbook-1969, pp. 212–233.
9. Ivanov S. N. 1999, Impermeable zone at the border of the upper and middle parts of the crust. Fizika Zemli [Izvestiya. Physics of the Solid
Earth], no. 9, pp. 96–102. (In Russ.)
10. Ivanov S. N., Ivanov K. S. 2018, Rheological model of the structure of the earth’s crust (model of the 3rd generation). Litosfera [Lithosphere],
no. 4, pp. 3–18. (In Russ.)
11. 2003, Istoriya geologicheskogo poiska (k 50-letiyu otkrytiya Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii) [History of geological prospecting
(to the 50th anniversary of the discovery of the West Siberian oil and gas province). Ed. by V. I. Karasev et al. Moscow, 283 p.
12. Krayushkin V. A. 2014, Nonbiogenic origin of giant gas and oil deposits in the continental slope of the World’s water. Glubinnaya neft’ [Deep
oil], vol. 2, no. 5, pp. 739–751. (In Russ.)
13. Kudryavtsev N. A. 1973, Genezis nefti i gaza [Genesis of oil and gas]. Leningrad, 216 p.
14. Kucherov V. G., Bendeliani N. A., Alekseev V. A. J. Kenney. F. 2002, Synthesis of hydrocarbons from minerals at pressures up to 5 GPa. Dokla-
dy Akademii nauk [Doklady Earth Sciences], vol. 387, no. 6, pp. 789–792. (In Russ.) URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=29053767
15. Malyshev A. I. 2017, The role of cooling horizons in the genesis of hydrocarbon deposits. Doklady Akademii nauk [Doklady Earth Sciences],
vol. 476, no. 4, pp. 445–447. (In Russ.) URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=30150860
16. Marakushev A. A., Pisotskii B. I., Paneyakh N. A., Gottikh R. P. 2004, Geochemical features of oil and the origin of oil elds. Doklady Akademii
nauk [Doklady Earth Sciences], vol. 398, no. 6, pp. 795–799. (In Russ.) URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=13463569
17. Mendeleev D. I. 1949, Sochineniya [Writings]. Tom 10. Neft' [Vol. 10. Oil]. Moscow; Leningrad, 832 p.
18. Pavlenkova N. I. 2016, Petrozicheskiye problemy global’noy tektoniki [Petrophysical problems of global tectonics]. Tectonophysics and
topical issues of Earth sciences: The 4th tectonophysical conference at the Schmidt Institute of Physics of the Earth of the Russian Academy of
Sciences (IPE RAS) with international participation, pp. 529–537.
K. S. Ivanov / News of the Ural State Mining University. 2018. Issue 4(52), pp. 41-49 EARTH SCIENCES
Иванов К. С. О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти // Известия УГГУ. 2018. Вып. 4(52).
С. 41-49. DOI 10.21440/2307-2091-2018-4-41-49
49
19. Porryev V. B.1987, Priroda nefti, gaza i iskopayemykh ugley [The origin of oil, gas and fossil coal]. Selectas. Vol. 2. Abiogennaya neft’ [Abio-
genic oil]. Kiev, 216 p.
20. Sokol A. G., Tomilenko A. A., Bulbak, T. A., Sobolev N. V. 2017, Synthesis of hydrocarbons in the conversion of CO2 fluid by hydrogen: experi-
mental simulation at 7.8 hPa and 1350° C. Doklady Akademii nauk [Doklady Earth Sciences], vol. 477, no. 6. pp. 699–703. (In Russ.) URL: https://
elibrary.ru/item.asp?id=30752880
21. Timurziev A. I. 2014, Regularities of extensive and stratigraphical distribution of oil and gas deposits of the West-Siberian oil-bearing eld on
the basis of ideas about their deep genesis, young age and the latest formation time. Gornyye vedomosti [Mining news], no. 5 (120), pp. 24–46.
(In Russ.) URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=21577221
22. Fedorov Yu. N., Ivanov K. S., Erokhin Yu. V., Ronkin Yu. L. 2007, Inorganic geochemistry of oil in Western Siberia (the rst results of the study
by ICP-MS method). Doklady Akademii nauk [Doklady Earth Sciences], vol. 414, no. 3. pp. 385–388. (In Russ.) URL: https://elibrary.ru/item.
asp?id=9533485
23. Chekaliuk E. B., Kenney J. F. 1991, The stability of hydrocarbons in the thermodynamic conditions of the Earth. Proceedings of the American
Physical Society, vol. 36(3). 347 p.
24. Cruse A. M., Seewald J. S. 2006, Geochemistry of low-molecular weight hydrocarbons in hydrothermal fluids from Middle Valley, Northern
Juan de Fuca Ridge. Geochimica et Cosmochimica Acta, vol. 70, issue 8, pp. 2073–2092. https://doi.org/10.1016/j.gca.2006.01.015
25. 2002, Gulf of Mexico Waits For A Turnaround, World Oil. March. URL: https://www.worldoil.com/magazine/2002/march-2002/features/gulf-of-
mexico-waits-for-a-turnaround
26. Howard G. H., Barry P. H., Pernet-Fisher J. F., Baziotis I. P., Pokhilenko N. P., Pokhilenko L. N., Bodnar R. J., Taylor L. A., Agishev A. M. 2014,
Superplume metasomatism: evidence from Siberian mantle xenoliths. Lithos, vol. 184–187, pp. 209–224. https://doi.org/10.1016/j.lithos.2013.09.006
27. Ivanov S. N., Ivanov K. S. 1993, Hydrodynamic Zoning of the Earth’s crust and its Signicance. Journal of Geodynamics. Vol. 17, issue 4. P.
155–180. https://doi.org/10.1016/0264-3707(93)90006-R
28. Kaminsky F. V., Wirth R., Schreiber A. 2014, Carbonatitic inclusions in deep mantle diamond from Juina, Brazil: new minerals in the carbon-
ate-halide association. The Canadian Mineralogist, vol. 51, issue 5, pp. 669–688. https://doi.org/10.3749/canmin.51.5.669
29. Kitchka A. 2004, Juvenile petroleum pathway: from fluid inclusions via tectonics and outgassing to its commercial elds. Ukrainian Geologist,
no. 2 (6), pp. 37–47.
30. Kolesnikov A., Kutcherov V., Goncharov A. 2009, Methane-derived hydrocarbons produced under upper-mantle conditions. Nature Geosci-
ence, vol. 2, pp. 566–570. https://doi.org/10.1038/ngeo591
31. Mukhina E. D., Kolesnikov A. Yu., Serovaisky A. Yu., Kucherov V. G. 2017, Experimental Modelling Of Hydrocarbon Migration Processes.
Journal of Physics: Conference Series, vol. 950. 042040. URL: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1742-6596/950/4/042040/pdf
32. 2009, Operators report string of Gulf of Mexico discoveries. Oil & Gas Journal, vol. 107, issue 7, p. 35.
33. Proskurowski G., Lilley M. D., Seewald J. S., Fruh-Green G. L., Olson E. J., Lupton J. E., Sylva S. P., Kelley D. S. 2008, Abiogenic hydrocarbon
at Lost City hydrothermal eld. Science, vol. 319, issue 5863, pp. 604–607. https://doi.org/10.1126/science.1151194
34. Shirey S. B., Cartigny P., Frost D. J., Keshav S., Nestola F., Nimis P., Pearson D. G., Sobolev N. V., Walter M. J. 2013, Diamonds and the
geology of mantle carbon. Reviews in Mineralogy and Geochemistry, vol. 75, issue 1, pp. 355–421. https://doi.org/10.2138/rmg.2013.75.12
35. Sverjensky D. A., Stagno V., Fang Huang. 2014, Important role for organic carbon in subduction-zone fluids in the deep carbon cycle. Nature
Geoscience, vol. 7, pp. 909–913. https://doi.org/10.1038/ngeo2291
36. Weiss Y., Kiflawi I., Davies N., Navon O. 2014, High-density fluids and the growth of monocrystalline diamonds. Geochimica et Cosmochimica
Acta, vol. 141. 15 September, pp. 145–159. https://doi.org/10.1016/j.gca.2014.05.050
The article was received on July 17, 2018
Presentation
Full-text available
The training course for geological modeling specialists was conducted in Russian. This presentation is the author's translation of the original presentation into English.
Article
Research subject and methods . The paper presents a review of available information on the atmosphere of Titan and its surface, necessary for the development of concepts of hydrocarbon formation, including the natural hydrocarbon synthesis, formation of prebiogenic states and origin of life. The presence of vast reserves of abiogenic hydrocarbons on Titan is extremely important for the theory of hydrocarbon genesis on the Earth, since any concept of naphthogenesis claiming to be a consistent explanation of the entire set of available facts must take into account the possibility of abiogenic formation of large accumulations of hydrocarbons. Results. It was shown that the hydrocarbon diversity of the atmosphere and surface of Titan is provided by the inflow of endogenous methane. Degassing processes on Titan are characterized by specific forms due to their flow through a liquid medium: 1) “gas-lifting degassing” forming numerous small depressions with increased fluid levels and, possibly, being the cause of “magic islands” in the sea of Ligeia; 2) limnological emissions of gaseous methane, followed by intensive cloud formation, the development of methane storms and large amounts of precipitation. Conclusions. It is concluded that the presence of active degassing processes on Titan in combination with the emerging models of its internal structure contribute to clarifying the previously proposed scheme of primary natural hydrocarbon synthesis in the depths of Titan.
Article
Full-text available
Supercritical aqueous fluids link subducting plates and the return of carbon to Earth's surface in the deep carbon cycle. The amount of carbon in the fluids and the identities of the dissolved carbon species are not known, which leaves the deep carbon budget poorly constrained. Traditional models, which assume that carbon exists in deep fluids as dissolved gas molecules, cannot predict the solubility and ionic speciation of carbon in its silicate rock environment. Recent advances enable these limitations to be overcome when evaluating the deep carbon cycle. Here we use the Deep Earth Water theoretical model to calculate carbon speciation and solubility in fluids under upper mantle conditions. We find that fluids in equilibrium with mantle peridotite minerals generally contain carbon in a dissolved gas molecule form. However, fluids in equilibrium with diamonds and eclogitic minerals in the subducting slab contain abundant dissolved organic and inorganic ionic carbon species. The high concentrations of dissolved carbon species provide a mechanism to transport large amounts of carbon out of the subduction zone, where the ionic carbon species may influence the oxidation state of the mantle wedge. Our results also identify novel mechanisms that can lead to diamond formation and the variability of carbon isotopic composition via precipitation of the dissolved organic carbon species in the subduction-zone fluids.
Article
Full-text available
Fluid inclusions are natural substances hosted within rock masses that were in the fluid state at the time of trapping. Fluid inclusions are usually microscopic, seldom greater than 1mm, but can range in size from a few water molecules up to several liters of solution. They may exist as vapor, liquid or solid or any combination thereof. Depending upon their origin, they may contain fresh water, sea water, extremely saline formation solutions, compressed gases, hydrocarbon liquids, natural glasses or mineral salts. Hydrocarbons, mainly methane and its homologues, are not rare constituents of fluid inclusions; moreover, oils and bitumens have been detected in them, too. A hypothesis stimulated by profound paper by G.I. Voitov arose from the author’s studies that had never been considered seriously before – the possibility that hydrocarbon-rich primordial fluid inclusions of the lithosphere can tectonically leak and contribute to inorganic petroleum mass discharge. The suggested scenario for origin of petroleum s.l. is based on the thesis that hydrocarbon specialty of fluid accumulations (except of diagenetic gases, coalbed methane and similar proxies of organic origin) within sedimentary basins is stipulated by bulk fluid composition of the inclusions in the underlain crystalline petroleumprone basement. The crushing of crystalline rocks within zones of regional mantle-derived fault zones involves and releases a considerable part of deep fluids that had been entrapped in miarolitic clusters of negative crystals that could be hosted over millions and even billions years ago. Thereby the fluid depleting of tectonosphere is a direct consequence of dynamometamorphism that triggers and supports a «mild», non-volcanic degassing of the Earth’s interior. Deep faults ensemble provide as conduits as reservoirs for migrating fluids and transfer their paroxismic stream flow through intermediate fractured reservoirs or temporal depots at seismogenic depths. This approach enables to trace petroleum evolution from microscopic fluid inclusions of the crystalline entrails towards giant oil and gas accumulations in sedimentary basins.
Article
Full-text available
Eleven new minerals were identified in deep mantle primary carbonatitic association as inclusions in diamond from the Juina area, Mato Grosso, Brazil. Specifically, two carbonates [magnesite and eitelite Na2Mg(CO3)(2)], two phosphates [mixed-anion phosphate Na4Mg3(PO4)(2)(P2O7), Fe-diphosphate Fe2Fe5(P2O7)(4)], two fluorides [oskarssonite AlF3 and Ba-rich fluoride (Ba,Sr)AlF5], three sulfides [pentlandite (Fe,Ni)(9)S-8, violarite FeNi2S4, and millerite NiS], hematite, and metallic Ni-iron were detected; the two phosphates and Ba-rich fluoride are observed in the natural environment for the first time. The mineral compositions of the analyzed inclusions are variable, even at a nanometer scale, which indicates variability in the source media during the formation of diamond. Volatiles, represented in the form of porosity, played a significant role in this process. Most mineral phases contain volatile elements, as well. Carbonatitic inclusions most likely originated from high-density fluid (HDF) microinclusions encapsulated in diamond during its growth. During the ascent of diamond, HDF inclusions underwent disintegration in composition and crystallized as polymineralic inclusions. Formation of diamond in the studied case took place in a carbonatitic, carbonate-halide-phosphate-fluoride medium, which was enriched in volatiles and acted as an open system during diamond formation.
Article
Full-text available
### Introduction Earth’s carbon, derived from planetesimals in the 1 AU region during accretion of the Solar System, still retains similarities to carbon found in meteorites (Marty et al. 2013) even after 4.57 billion years of geological processing. The range in isotopic composition of carbon on Earth versus meteorites is nearly identical and, for both, diamond is a common, if volumetrically minor, carbon mineral (Haggerty 1999). Diamond is one of the three native carbon minerals on Earth (the other two being graphite and lonsdaleite). It can crystallize throughout the mantle below about 150 km and can occur metastably in the crust. Diamond is a rare mineral, occurring at the part-per-billion level even within the most diamondiferous volcanic host rock although some rare eclogites have been known to contain 10–15% diamond. As a trace mineral it is unevenly distributed and, except for occurrences in metamorphosed crustal rocks, it is a xenocrystic phase within the series of volcanic rocks (kimberlites, lamproites, ultramafic lamprohyres), which bring it to the surface and host it. The occurrence of diamond on Earth’s surface results from its unique resistance to alteration/dissolution and the sometimes accidental circumstances of its sampling by the volcanic host rock. Diamonds are usually the chief minerals left from their depth of formation, because intact diamondiferous mantle xenoliths are rare. Diamond has been intensively studied over the last 40 years to provide extraordinary information on our planet’s interior. For example, from the study of its inclusions, diamond is recognized as the only material sampling the “very deep” mantle to depths exceeding 800 km (Harte et al. 1999; McCammon 2001; Stachel and Harris 2009; Harte 2010) although most crystals (~95%) derive from shallower depths (150 to 250 km). Diamonds are less useful in determining carbon fluxes on Earth because they provide only a small, …
Article
Экспериментально при 7,8 Гпа, 1350 °C промоделирован процесс синтеза углеводородов при взаимодействии CO2-флюида с обогащёнными водородом доменами мантии. Характерная особенность состава полученного нами закалённого флюида: в его составе преобладают карбоновые кислоты, альдегиды, кетоны, спирты, эфиры, в заметных количествах - изобутан, бутан, ациклические непредельные углеводороды, циклические УВ, арены, полициклические ароматические углеводороды и гетероциклические углеводороды. Синтезированный экспериментально углеводородный флюид по составу близок к летучим из включений в мантийных оливинах и пикроильменитах.
Article
The penetration of fluid flow through cooling horizons resulted in the condensation of the gaseous phase in the course of chemical reactions of natural hydrocarbon synthesis (HS) owing to the occurrence of simple postmagmatic fluid compounds (H2, CO2, H2S). In practice it is possible to use aerospace infrared remote sensing to search for hydrocarbon deposits genetically associated with cooling horizons.
Article
This article considers the parageneses of microelements in oil fields, which are largely represented by the following metals: Ni, Cu, Cr, Pt, Pd, Ru, Rh, and Ir. Samples were taken from 46 oil fields localized in Riphean to Neogene rocks at a depth interval of 840-4800 m and related to eight petroliferous provinces. The considered geochemical correlations serve as evidence in favor of the origin of oil fields in the framework of the Earth's endogenic activity stimulated by pulses of degassing of its liquid core. The discrete nature of this activity in the geological history is recorded by trap rocks, glaciation periods, biotic crises, diastrophic periods, and so on. The formation of oil fields is not an exception in this respect. Thus, the formation and geochemical signature of oil-forming fluids are directly related to the structure of the petroliferous provinces, the age of their basement, the thickness of consolidated crust and sedimentary cover, and the type and intensity of magmatic activity, i.e., the character of the geodynamic evolution of the lithosphere.
Article
The chemical nature and composition of the growth medium of monocrystalline (MC) diamonds is still a matter of debate, partially because carbonate-bearing high-density fluids (HDFs) that are common in fibrous diamonds have not been found in MC diamonds. Here we report the first finding of HDF microinclusions in a MC octahedral diamond from Finsch, South Africa and in the MC octahedral core of a coated diamond from Kankan, Guinea; both diamonds carry nitrogen in B-centers. Numerous microinclusions in diamond Finsch_2a_cap1 are restricted to two thin layers parallel to the (1 1 1) face, ∼20 and 200 μm from the diamond rim. Low-Mg carbonatitic HDFs are found along the inner layer while the outer layer trapped saline compositions. The major and trace element compositions of the inclusions and their infrared spectra are highly similar to those of microinclusions found in fibrous diamonds. A few isolated microinclusions of saline compositions are scattered around a sulfide inclusion in the center of the octahedral core of diamond ON-KAN-383. This evidence for the involvement of oxidized fluids in the formation of MC diamonds adds to previous reports on the antiquity of HDFs in fibrous diamonds, the presence of carbonate and halide phases in inclusions in MC diamonds and the similarity of trace element pattern of a MC diamond to those of low-Mg carbonatitic HDF in fibrous diamonds. In addition, we show that the interaction of HDFs with depleted garnets can produce sinusoidal REE patterns which are one of the primary features of lherzolitic and harzburgitic garnet inclusions in MC diamonds. Together, these observations suggest that HDFs are involved in the formation of many types of diamonds from the Archaean to the Phanerozoic. HDFs are trapped in large quantities during rapid, fibrous growth, but must also be present during the growth of many MC diamonds.
Article
The Siberian craton contains > 1000 kimberlite intrusions of various ages (Silurian to Jurassic), making it an ideal locality for a craton-wide study on the evolution of the sub-continental lithospheric mantle (SCLM). The primary objective of this study is to characterize the temporal and spatial metasomatic effects on the Siberian SCLM, focusing on the metasomatic imprint rendered by the Siberian superplume. We report new major- and trace-element mineral data for mantle peridotite xenoliths, obtained from the Late Devonian Udachnaya and the Late Jurassic Obnazhennaya kimberlites, which bracket the thermal climax of the Siberian superplume.