CC BY
16
ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПЛИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО БОРТА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ В СВЯЗИ С ОЦЕНКОЙ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Н.М.Мамиесенов (Консорциум “Хазар")
Актуальность исследований высокоперспективного на нефть и газ плиоценового комплекса Юго-Западной Туркмении обусловлена как новым обширным фактическим материалом, полученным в последние годы, так и отсутствием детальных обобщений по данной проблеме в акватории Каспийского моря. Важность геотермических критериев, наряду с другими геологическими факторами в оценке перспектив нефтегазоносности, очевидна. В статье использован значительный фактический материал: более 3600 замеров температур, в том числе в Прибалханской зоне поднятий — 3000, в Гогерендаг-Экерем-ской — 511, Гызылгумской — 17, акватории Каспия —155, а также 96 термограмм, снятых в долго простаивающих скважинах. Материалы были получены в научных и производственных организациях Туркменистана, часть термозамеров выполнена автором данной статьи. При анализе и обобщении фактического материала особое внимание было уделено сведениям о способе проведения замера, скорости спуска регистрирующей установки и длительности простаивания скважины перед температурными замерами (рисунок). Качество электротермического материала оценивалось по температуре подошвы слоя годовых теплообменов (гелиотермозоны).
Результаты термозамеров скважин были обработаны статистическим методом [2], для чего замеры сведены в корреляционные таблицы. По данным этих таблиц вычислены средневзвешенные значения температур по интервалам глубин, на основании которых были построены карты геоизотерм, графики зависимости ^ = f(H) и определены средние значения геотермических параметров. Построенные графики зависимости температуры от глубины t = f(H) (в общем виде выглядят 1 = аН", где а и п коэффициенты, характеризующие геологические особенности участка или месторождения), имеют вид пологопараболической кривой. Такие графики построены по отдельным месторождениям и всему региону в целом. Сравнение расчетных значений температур по формулам с фактическими средневзвешенными значениями показывает их хорошую сходимость, что свидетельствует о достоверности прогноза и точности выведенных уравнений.
Рассчитанные по интервалам глубин средние значения геотермической ступени для отдельных месторождений и тектонических зон характеризуются их увеличением с глубиной.
Кроме того, выявлено, что на месторождениях Гарадепинское и Гумдагское в восточной части Прибалханской зоны поднятий по мере углубления в подстилающие плиоце-
новые красноцветные отложения наблюдаются геотермические несогласия, которые фиксируются резким скачком температур относительно вышележащего комплекса отложений.
Разрез подстилающих плиоценовых красноцветных отложений является наиболее глинистым в объеме понт-палеогена, а нижележащие (верхнемеловые и нижнемеловые) отложения представлены алевролитами, мергелями, местами известняками, которые отличаются по своим теплофизическим свойствам и условиям осадконакопления от вышележащих образований.
Все эти особенности отражаются на геотермическом режиме Гарадепинской, Гумдагской площадей. Поэтому каждой стратиграфической единице, несогласно залегающей или отличной по литологии от контактирующих пород, соответствует свой геотермический режим.
Отмечается и другое: на построенных геотермических срезах месторождений Комсомольское, Бурунское и Гуджикское наблюдается своеобразное поведение геоизотерм, открывающихся в сторону крупных структур Готурдепинскую, Небитдаг-скую и Боядагскую. Кроме того, следует отметить, что на геолого-геотер-мических профилях Челекенской, Готурдепинской, Барсагелмезской и Гуджикской структур (северное крыло) отмечается сгущение геоизотерм в верхней части разреза, в местах максимального скопления нефти.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 2'2005
СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ВОСТОЧНОГО БОРТА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ
В Гогерендаг-Экеремской зоне поднятий на геотермических картах среза по отдельным месторождениям геоизотермы четко очерчивают структуры, причем наиболее высокие значения температур приурочены к сводам антиклиналей, зонам проявления грязевого вулканизма (Гамышлджанское, Акпатлаукское, Экеремское), а также к границам изменения литологического состава пород (Чекичлерское) и фиксируют геолого-структурные особенности месторождений (Корпеджин-ское, Гамышлджанское).
На геоизотермической карте среза месторождения Экеремское геоизотермы сгущаюся на западном крыле, а на восточном, наоборот, наблюдается их разрежение. Эти особенности указывают на движение подземных вод с запада на восток, из наиболее погруженной части мегавпадины к ее приборто-вым участкам.
Значения геотермических показателей Гызылгумского прогиба относительно низки по сравнению с другими рассмотренными зонами и более схожи со значениями центральной части Прибалханской зоны поднятий (Готурдепинское, Барсагелмез-ское, Бурунское). Следовательно, исходя из геотермических параметров не исключается возможность обнаружения здесь залежей нефти и газоконденсата с нефтяной оторочкой.
Туркменбаши
Зоны поднятий: I- Прибрежная, II- Гогерендаг-Экеремская , IV- Причелекено-Ливановская, V- Западно-Ордекли-Огурд-жинская, 1/7-Западно-Чекичлер-Ферсманская; III- Гызылгумский прогиб; месторождения: 1 - нефтяные, 2- газонефтяные, 3-нефтегазовые, 4 - газовые; 5- границы тектонических нарушений; б - границы восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины ; 7- выход на дневную поверхность мезозойских отложений; <£- локальные складки; месторождения и локальные складки: 1 - Челекенское, 2- Восточно-Челекенское, 3- Готурдепинское, 4 - Барсагелмезское, 5- Бурун-Небитдагское, 6- Мон-жуклинское, 7- Урунджукское, 5- Гарадепинское, 9- Гызылгумское, 70- Гумдагское, 11 - Гуджикское, 12- Боядагское, 13 -Гобекское, 14- Сыртланлинское, 15- Ордеклинское, 16- Малый Гогерендаг, 17- Северно-Океремское, 18-Узун-Ашинское, 19-Гогерендагское, 20- Экизакское, 21 - Гарадашлинское, ,22 - Гамышлджанское, 23 - Корпеджинская группа поднятий, 24 - Бугдайлинское , 25- Ногайское, 26- Южная Гамышлджа, 27 - Северно-Экеремское, ££- Экеремское, 29- Юж-но-Экеремское, 30- Кеймирское, 31 - Акпатлаукское, 32- Чекичлерское, 33- Акэсерское, 34 - Миассерское, 35- Невчей-дагское, 36-Шахманское, 37-Л ивановское, 3£-Бариновское, 39-Губкинское, 40-Ламское, 41 - Ждановское, 42-При-челекенское, 43-Огурджинское, 44 - Западно-Ордеклинское, 45- Южно-Огурджинское, 46-Западно-Огурджинское, 47-Усульское, 4<£-Западно-Гамышлджанское, 49-Ферсманское, 50-Ханларовское, 51 - Наримановское, 52-Годинское, 53-Шатское, 54-Бродское, 55-Веберское, 56-Дмитровское, 57-Научное, 5<£-Фединское, 59-Восточно-Чекичлерское, 60 - Западно-Чекичлерское, 61 - Западное, 62 - Коншинское
OIL AND GAS GEOLOGY, 2*2005
Вопросам изучения геотермии обширного шельфа Южно-Каспийской мегавпадины до последнего времени не уделялось должного внимания из-за слабой изученности акватории.
В последние годы наиболее представительные данные по замерам температур появляются в Причелеке-но-Ливановской зоне, где открыты месторождения нефти и газа и соответственно пробурены многочисленные поисково-разведочные скважины; в остальных зонах акватории пробурены единичные скважины.
Построенные кривые t = f(H) по отдельным зонам акватории Южного Каспия имеют пологопараболическую форму, аналогичную полученным на суше и в западной части мегавпадины (Нефтяные Камни, 28 Апреля, Грязевая Сопка, Южная и т.д.).
Геотермические параметры по всему Туркменскому шельфу относительно более низкие по сравнению с сушей: на глубине 5000 м значения температур не превышают 90 °С, тогда как на суше этот показатель равен 100 °С и более.
Рассмотренные геотермические особенности отдельных месторождений, зон Западно-Туркменской впадины и акватории Южного Каспия показывают, что кривые изменения температур и их аналитические выражения являются для этих регионов весьма похожими и составляют: для Прибалханской зоны поднятий 1,378/У0'500; Гогерендаг-Экерем-ской зоны 0,993//°*553; Западно-Тур-кменской впадины 1,129//0>553; восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины 2,109#°-452; Южно-Кас-пийской мегавпадины 2,190А/0>505.
Аналитические выражения уравнений отличаются лишь коэффициентами, обусловленными различиями геологических условий этих районов.
Анализ термокривых приводит к заключению, что региональные геотермические условия в пределах
восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины в значительной мере формируются за счет кондук-тивной составляющей суммарного теплового потока — под интегральным влиянием глубинного теплового потока, изменения теплофизических свойств пород и охлаждающего влияния дневной поверхности на верхние горизонты разреза.
Причины этого явления тесно связаны со многими факторами (мощность осадочного чехла, глубина залегания фундамента, теплофизические свойства слагающих пород и т.д.).
В свете изложенного значительный интерес представляет рассмотрение площадных вариаций температур.
Региональные геотермические условия плиоценового комплекса отражают построенные срезы на глубине 1 и 2 км, а также продольный и поперечный геотермические профили. Из их рассмотрения следует, что в структурном плане геоизотермы четко очерчивают складки. Наиболее контрастные положительные термоаномалии свойственны месторождениям Прибалхан-ского района. Эти особенности прослеживаются и по геотермическому профилю: изотермы локализованы в верхней части разреза, а с глубиной происходит их разрежение. Геоизотермы 58 и 65 °С (на срезе 2000 м) отчетливо ограничивают Прибалханскую и Гогерен-дат-Экеремскую зоны поднятий соответственно. Для указанных зон это принято за фон. Анализ составленной региональной карты среза на глубине 1 и 2 км, а также геотермических профилей показывает, что структурный план плиоценовых отложений, по всей вероятности, повторяет структурный план мезозойских отложений. В региональном плане наблюдается понижение тепловой активности в направлении возрастания мощности плиоценового комплекса отложений (Готурде-пинское, Бурунское, Барсагельмез-
ское, Комсомольское). Данное положение подтверждается также наличием корреляционной связи между средними значениями геотермических ступеней по отдельным структурам и глубиной залегания (гипсометрическим положением) подошвы красноцветной толщи.
По значениям геотермической ступени в рассматриваемом районе все структуры (суша) могут быть разделены на три основные группы.
1. Геотермически закрытые погребенные складки, характеризующиеся большой глубиной залегания подошвы красноцветной толщи (более 5 км) со средними значениями геотермической ступени более 55 м/°С.
2. Геотермически открытые по плиоценовому комплексу отложений структур, в пределах которых подошва красноцветной толщи залегает на глубине 1200-3200 м, средние значения геотермической ступени изменяются от 32 до 56 м/°С.
3. Геотермически закрытые, относительно прогретые структуры, в пределах которых подошва красноцветной толщи залегает на глубине от 2600 до 4000 м, средние значения геотермической ступени изменяются от 41 до 49 м/°С.
Важным элементом формирования теплового поля является его кондуктивная составляющая, которая зависит от коэффициента теплопроводности и геотермического градиента рассматриваемых комплексов пород.
Наименьшими средневзвешенными значениями теплопроводности характеризуются глины (апше-рон-акчагыльские отложения), максимальными — пески и песчаники (верхнекрасноцветные отложения); средние значения имеют алевриты, мергели, известняки (нижнекрасноцветные отложения).
Фоновые значения геотермического градиента, °С/100 м, составляют: для верхнеплиоценовых отложений — 2,13; верхнекрасноцветных — 2,09; нижнекрасноцветных — 1,90.
На основании коэффициента теплопроводности и геотермического градиента рассчитана плотность теплового потока на восточном борту Южно-Каспийской мегавпадины (суша). Вычисленное среднее значение плотности теплового потока для Прибалханской и Гогерендаг-Экеремской зон составляет соответственно 27,52 Ю'6 и 133,92 • 10'6 Вт/м2. Обычно это характерно для межгорных прогибов и впадин земной коры мощностью 12-20 км [1].
В сводовой и присводовой частях отмечаются увеличение плотности теплового потока (32,96-38,4) х х 10‘6 Вт/м2) и уменьшение в направлении наибольшего погружения пластов (17,6-25,92) • 10‘6 Вт/м2.
Плотность теплового потока мезозойских отложений прибор-товых частей восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины характеризуется значениями 51,84 ■ 10® Вт/м2, т.е. значительно превышают таковые в плиоценовых отложениях.
Отмечается и другая особенность: с увеличением мощности плиоценовых и постплиоценовых отложений уменьшается значение плотности теплового потока на поверхности, а с уменьшением, наоборот. Данное обстоятельство позволяет предположить, что пространственное изменение плотности теплового поля согласуется с историей геолого-тектонического развития региона, а именно, с не-стационарностью плотности теплового потока в пределах длительно накапливающихся теплоизолирующих толщ пород. Другими словами, мегавпадина в миоценовое время испытала воздымание, что привело к уменьшению мощности и размыву этих отложений. В результате тепловая энергия коры и мантии высвободилась во внешнее пространство, вследствие чего произошло охлаждение под-
корового вещества в области воз-дымания. Последующее опускание (в неоген-четвертичное время) привело к накоплению терриген-ного материала, и недра начали разогреваться. Это вторичное разогревание к настоящему времени не успело компенсировать рассеянное на дневную поверхность тепло (Мамиесенов Н.М., 2003).
Изучение геотермического поля отдельных структур и тектонических зон восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины в комплексе с анализом геологического строения территории позволило выявить некоторые геотермические особенности плиоценового комплекса отложений и на основе геотермических критериев (температура, геотермический градиент, плотность теплового потока, теплопроводность пород, палеогеотермия,термоглубинная зональность залежей УВ) оценить перспективы нефтегазоносности изученного региона.
Выводы
1. На всех рассмотренных площадях изменение температур с гипсометрической глубиной в целом происходит по параболическому закону. Тепловое поле в плиоценовых отложениях характеризуется неоднородностью, выражающейся в различной степени прогретости отдельных участков. Наиболее прогретые зоны (или геотермические купола) совпадают с локальными поднятиями.
2. Наиболее высокие плотности теплового потока характерны для мезозойских отложений, более низкие — плиоценового комплекса пород.
3. Намечается связь значения плотности теплового потока с неф-тегазоносностью структур, выражающаяся в том, что нефтеносные площади характеризуются меньшими значениями плотности теплового потока, чем газоносные.
4. Анализ размещения залежей УВ в зависимости от термобарических условий показывает, что на фазовое состояние УВ заметное влияние оказывает геотермическая напряженность недр.
Нефтяные залежи (Прибалхан-ская зона поднятий) характеризуются относительно пониженными значениями температур (32-72 °С) и давлений (4,5-34 МПа), чем газовые и газоконденсатные (Гогерен-даг-Экеремская зона поднятий): температура 60-112 °С и давление 34-79 МПа.
5. К перспективной на нефть (до глубины 3 км) отнесена почти вся (за исключением восточной части) территория Прибалханской зоны поднятий и Гызылгумского прогиба; на газоконденсатные залежи перспективны восточная часть Прибалханья и Гогерендаг-Экерем-ская зона поднятий.
Открытие залежей нефти до глубины 4 км возможно в акватории Южного Каспия, здесь же могут быть открыты незначительные по запасам газовые залежи. Ниже глубины 4 км на шельфе Каспия будут преобладать газовые и газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой. В Огурджи-Западно-Ор-деклинской зоне не исключено открытие нефтяных залежей.
Литература
1. Аширов Т.А. О тепловом поле недр юга Туркмении / Т.А.Аширов Н.М.Мамиесенов, Н.А.Сопиев // Изв. АН ТССР. - Сер. ФТХ и ГН. - 1977. -№ 4.
2. Дементов Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыс-лово-геофизических данных. — М.: Недра, 1966.
в Н.М.Мамиесенов, 2005
It is shown in the article that:
1.Variation in temperature with hypsometric depth at all the areas considered takes place as a whole according to parabolic law.
2.Along section, the highest densities of heat flow are characteristic for the Mesozoic formations, and more low ones — for Pliocene complex of rocks.
3. It is recorded a relation between a value of heat flow density with oil and gas potential of structure expressed in that oil-bearing areas are characterized by lesser values of heat flow densities than gas-bearing ones.
4. Analysis of HC pools distribution depending on thermobaric conditions shows that geothermic stress of subsurface has a pronounced effect on the phase state of hydrocarbons.
Правительство Саратовской области Союз нефтегазопромышленников РФ Союз производителей нефтегазового оборудования Российский Союз химиков ВЦ “СОФИТ-ЭКСПО”
23-25
августа
Выставочный Центр "СОФИТ-ЭКСПО
Россия, г. Саратов, ул. Чернышевского, 60/62,9-й этаж Для писем: Россия, 410031, г. Саратов, а/я 3545
Тел./факс: (8452) 205-470,205-839 Ц
E-mail: [email protected], [email protected] ®
http://expo.sofit.ru
ИНФОРМАЦИОННЫЙ
ПАРТНЕР
ИНТЕРНЕТ
ПОДДЕРЖКА
тфть
ии ,7ііґґіі
ИНФОРМАЦИОННАЯ
ПОДДЕРЖКА
