CC BY
13
УДК 553.98:556.3 (571.511)
DOI: 10.18303/2618-981 X-2018-1 -40-46
СТРУКТУРА ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО ПОЛЯ АНАБАРО-ХАТАНГСКОГО БАССЕЙНА
Анатолий Витальевич Черных
Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, аспирант; Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коп-тюга, 3, инженер, тел. (961)226-33-76, e-mail: [email protected]
В статье приведены результаты исследований структуры геотермического режима недр Анабаро-Хатангского бассейна. Регион характеризуется несколькими особенностями: наличием криолитозоны, соляно-купольных структур, высокоминерализованными рассолами и криопэгами. Установлено, что территория характеризуется фоновыми геотермическими градиентами около 1,9 °С/100 м. Максимальные значения пластовых температур до 220 °С в подошве палеозойских отложений приурочены к отрицательным структурам с максимальной мощностью осадочного чехла.
Ключевые слова: геотермия, геотермический градиент, геотермическая ступень, пластовая температура, Анабаро-Хатангский бассейн.
THE GEOTHERMAL FIELD STRUCTURE OF THE ANABAR-KHATANGA BASIN
Anatoliy V. Chernykh
Novosibirsk National Research State University, 2, Pirogova St., Novosibirsk, 630073, Russia, Ph. D. Student; Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Engineer, phone: (961)226-33-76, e-mail: [email protected]
The article presents the results of studies of the structure of the geothermal field structure of the Anabar-Khatanga basin. Several features characterize the region: the presence of cryolithozone, salt-dome structures, highly mineralized brines and cryopags. It is established that the territory is characterized by background geothermal gradients about 1.9 °C/100 m. The maximum values of formation temperatures up to 220 °C in the basement of Paleozoic deposits are confined to a negative structure with a maximum thickness of the sedimentary cover.
Key words: geothermal, geothermal gradient, geothermal stage, formation temperature, Anabar-Khatanga basin.
Анабаро-Хатангский бассейн (АХБ) расположен в арктических районах республики Саха (Якутия) и Красноярского края (рис. 1). Гидрогеологические работы на его территории начались еще в 1920-х годах, а в период с 1942 по 1980 г. были проведены широкомасштабные исследования гидрогеологических условий, гидрогеохимии и криогенной толщи коллективами Института мерзлотоведения, Института геологии Арктики и Красноярского геологического управления, которые приведены в работах П. Д. Сиденко, М. К. Калинко, И. П. Зайцева, В. И. Гуревича, Г. Д. Гинсбурга и др. Исследуемый район является одним из перспективных для прироста запасов нефти и газа в пределах
арктических районов Восточной Сибири, в том числе шельфа моря Лаптевых, где при бурении поисковой скважины Центрально-Ольгинская № 1 в июне 2017 г. на шельфе Хатангского залива ПАО «Роснефть» открыла новое месторождение. Стоит отметить, что на исследуемой территории присутствует два типа вертикальной гидрогеохимической зональности, а подземные воды и рассолы крайне разнообразны по химизму и степени их метаморфизованности. Однако в настоящее время регион слабо изучен бурением, вследствие чего остаются открытыми множество вопросов, от процессов формирования состава подземных вод и рассолов до разработки гидрогеологических критериев нефтегазоносности.
Рис. 1. Обзорная карта Анабаро-Хатангского бассейна:
1 - административные границы; 2 - изученные скважины; 3 - местоположение основных солянокупольных структур; 4 - район исследования
Одним из критериев перспектив нефтегазоносности АХБ являются геотермические показатели. Геотермические условия недр помогают выявить течение процессов преобразования ОВ, газо- и нефтеобразования, формирования и сохранения залежей УВ, контролирующих растворимость УВ в воде, фазовые переходы в углеводородных системах и т. д. [9, 10]. Изучению геотермических условий Восточной Сибири уже на протяжении более 50 лет посвящены многие работы А. С. Анциферова, С. В. Алексеева, В. Т. Балобаева, Е. А. Баскова, Г. В. Богомолова, М. Б. Букаты, А. П. Булмасова, В. И. Вожова, В. А. Голубева, В. Н. Девяткина, А. А. Дзюбы, А. Д. Дучкова, И. К. Зайцева, Ю. А. Зорина,
Е. В. Ильиной, И. С. Ломоносова, Б. Н. Любомирова, С. В. Лысак, Ф. А. Макаренко, В. В. Павленко, Е. В. Пиннекера, Л. С. Соколовой, И. А. Сурнина, В. Г. Ткачук, Н. И. Толстихина, Н. Я. Тычино и многих других [1-5].
К сожалению, общий объем геотермических исследований скважин не удовлетворяет современным требованиям. На нефтяных и газовых промыслах геотермические исследования проводятся эпизодически, лишь в отдельных случаях, причем часто методически неправильно и без соблюдения простейших условий, обеспечивающих правильность измерений. Между тем, знание температуры недр необходимо для правильной постановки буровых, эксплуатационных и промыслово-геофизических работ и особенно для определения термических условий разработки нефтяных и газовых месторождений [6].
При формировании базы данных геотермических параметров была проведена работа по разбраковке имеющихся фактических материалов, изучены термометрии (ГИС) разного качества по 14 поисковым площадям и 122 точечных замера температур, проведена их интерпретация с разбивкой по стратиграфическим уровням и рассчитаны геотермические параметры.
При составлении карт пластовых температур была принята методика, основы которой были заложены А. Э. Конторовичем, А. Р. Курчиковым, И. И. Нестеровым, Б. П. Ставицким в 1960-1970-е гг. Был создан банк всех имеющихся геотермических материалов и была выполнена их разбраковка по степени достоверности. На основе составленной базы данных были рассчитаны геотермические параметры (геотермический градиент и ступень) геологического разреза, которые легли в основу геотермического районирования территории по величине геотермического градиента. Далее с использованием новейших структурных карт по подошве мезозойских и палеозойских отложений, а также регрессионных зависимостей геотермических параметров с глубиной были созданы сеточные модели (Grid) с использованием программных пакетов GridBuilder, GridMaster и SURFER.
Говоря о температурном режиме АХБ, нельзя забывать о мощной и неоднородной криогенной толще, являющейся региональным водоупором, который оказывает сильное воздействие на геофлюидодинамическую систему и геотермический режим недр [4]. Ее мощности изменяются от 0 до 500 м и более (в районе Южного Тигяна - 610 м). Многолетнемерзлые породы развиты практически на всей территории бассейна и оказывают существенное влияние на температурный режим осадочных пород и залежей УВ. Еще одной важной отличительной чертой АХБ являются криопэги: отрицательно-температурные соленые воды и рассолы с температурой от 0 до -12 °С [8]. Они характерны не только для северной геокриологической зоны, но и для древних артезианских бассейнов платформенного типа, а также и для различных гидрогеологических структур, ограниченных с севера арктическим морским бассейном и в недавнем геологическом прошлом погружавшихся под уровень моря [7].
Анализ опубликованных и фондовых материалов позволил выделить три латеральные зоны, различные по геотермическому градиенту (таблица).
Геотермическая характеристика Анабаро-Хатангского бассейна
Тип Скважины Средний геотермический градиент (°С/100 м) Средняя геотермическая ступень (м/1 °С)
Восточная 1 2,57 38,91
Гуримисская 2 2,27 44,05
1 Улаханская 1 2,2 45,45
Улаханская 2 2,17 46,08
Южно-Тигянская 1 2,07 48,31
Гуримисская 1 1,79 55,87
2 Северо-Суолемская 2 1,63 61,35
Хорудалахская 1 1,33 62,5
Южно-Суолемская 10 1,6 75,19
3 Костроминская 1 0,86 116,28
Положительные аномалии с величиной геотермического градиента больше 2 °С/100 м (1) обусловлены конвективным тепломассопереносом по раздробленным и трещиноватым зонам разрывных нарушений осадочного чехла и фундамента. На остальной территории геотермический градиент колеблется от 1,6 до 1,8 °С/100 м (2), за исключением южной части, где он составляет около 0,9 °С/100 м (3). Низкие значения геотермического градиента связаны в основном с наличием мощной толщи многолетнемерзлых пород и малой мощности осадочного чехла на данной территории.
На основе анализа комплекса ГИС (термометрия), результатов испытания скважин была установлена вертикальная геотермическая зональность АХБ (рис. 2).
В разрезе соляно-гипсовых и терригенных отложений пластовая температура с глубиной растет монотонно, выделено три геотермических зоны. В первой круглогодично происходят сезонные колебания температур с положительных на отрицательные, что приводит к изменению фазового состояния свободной воды. Она включает в себя деятельный слой (до 1 м) и криогенную толщу (до 20 м) -граница годовой нулевой амплитуды с температурой до 12 °С ниже нуля. Ниже по разрезу выделяется вторая зона - развития мерзлых и охлажденных пород. Она представляет собой породы, монолитно сцементированные льдом, с жилами, клиньями, линзами, гнездами, прослоями и пластами ископаемого льда. Часто встречаются пласты и целые пачки песчаников, насыщенных высокоминерализованными водами (криопэгами), не замерзающими при температуре до 12 °С ниже нуля. Эти пласты сильно охлажденных, но все же талых пород представляют псевдоталики. Они наблюдаются под котловинами крупных озер и под руслами крупных рек. Во второй зоне можно выделить верхнюю (глубина залегания до 200 м) и нижнюю подзоны (примерно до 570 м).
Верхняя подзона охарактеризована средним геотермическим градиентом, равным 1,5 °С/100 м, и геотермической ступенью - 66,7 м/1 °С. Именно здесь развиты крепкие рассолы юрских и триасовых отложений с общей минерализа-
Л
цией от 145 до 300 г/дм .
Рис. 2. Характер вертикальной геотермической (а) и гидрогеохимической (б) зональности в пределах Анабаро-Хатангского бассейна: термометрия скважин: 1 - Ильинская № 111, № 38, Кожевниковская № 3, № 4, № 11; 2 - Нордвикская № 401, № 38, № 1; 3 - Чайдахская № 250, Южно-Тигянская № 1; 4 - Гуримисская № 2; 5 - Северо-Суолемская № 2; 6 - Улаханская № 2; 7 - точечные замеры пластовых температур; величина общей минерализации подземных вод и рассолов в пределах зон: 8 - распространения солянокупольных структур, 9 - отсутствия солей
Нижняя подзона залегает на глубине нулевой температуры от 540 м, скв. К-402, п-ов Юрюнг-Тумус до 570 м, скв. Р-1, мыс Илья-Кожевниково. Геотермический градиент и ступень равны 2,16 °С/100 м и 46,3 м/1 °С соответственно. Подошва монолитно сцементированных льдом пород залегает значительно выше нулевой изотермы. В некоторых скважинах льдистость пород в керне фиксировалась только до глубины 300 м, а на п-ве Юрюнг-Тумус вблизи соляного штока только до 80 м. В третьей геотермической зоне величины геотермического градиента могут достигать до 2,55 °С/100 м.
Интервал изменения пластовых температур в подошве палеозойских отложений составляет от 0 °С в южных районах до 220 °С (рис. 3, а). Выявлено, что максимальные значения температур приурочены к отрицательным структурам с максимальной мощностью осадочного чехла. Повышенные значения температур отмечены в Нордвикской синеклизе и структуре второго порядка - Усть-Анабарскому мезопрогибу. В южном направлении к Анабарскому щиту палеозойские отложения постепенно выклиниваются и пластовые температуры закономерно приближаются к нулевой отметке. Также низкие температуры отме-
чаются на Белогорско-Сопочном мезовале. Пластовая температура в подошве мезозойских отложений (рис. 3, б) достигает 80 °С в восточных частях Пясино-Енисейского желоба и 40 °С в Нордвикской синеклизе. В целом на остальной территории пластовые температуры не превышают 20 °С.
Рис. 3. Карта пластовых температур в подошве палеозойских (а) и мезозойских (б) отложений Анабаро-Хатангского бассейна.
1 - скважины; 2 - населенные пункты; 3 - административные границы; 4 - изотермы
Таким образом, изучение особенностей геотермических условий нефтегазоносных отложений Анабаро-Хатангского бассейна показало, что его территория характеризуется невысокими значениями геотермических градиентов, варьирующихся от 0,9 до 2,8 °С/100 м. Наименьшие градиенты характеризуют южные районы исследуемого региона (Хорудалахская и Костроминская площади). Пластовые температуры монотонно растут с глубиной. В геотермическом разрезе установлено три зоны: первая мощностью до 20 м, в которой круглогодично происходят сезонные колебания температур с положительных на отрицательные; вторая мощностью до 570, в которой развиты криогенная толща и насыщенные высокоминерализованные воды; третья с величиной геотермического градиента до 2,55 °С/100 м. В подошве палеозойских и триасовых отложений максимальные значения температур (до 220 и 40 °С соответственно) отмечаются на Нордвикском полуострове.
На характерных для подземных рассолов и одновременно перспективных для поисков нефти и газа глубинах 1,5-3 км температуры составляют обычно 20-50 °С. Эти значения достаточно высоки, чтобы не оказать заметного влияния на геохимию и физические свойства рассолов, а также возможность извле-
чения нефти и газоконденсата из продуктивных горизонтов и условия их миграции, так как нефти обладают в этих условиях достаточно низкой вязкостью.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Анциферов А. С. Гидрогеология древнейших толщ Сибирской платформы. - М. : Недра, 1989. - 176 с.
2. Букаты М. Б. Прогнозирование нефтегазоносности рифей-нижнекембрийских отложений западной части сибирской платформы на основе изучения водно-газовых равновесий // Геология нефти и газа. - 1997. - № 7. - С. 18-24.
3. Вожов В. И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - М. : Недра, 1987. - 204 с.
4. Гидрогеология, гидрохимия, геотермия геологических структур / Г. В. Богомолов, А. И. Силин-Бечкурин, В. И. Духанина др. - Минск : Наука и техника, 1971. - 336 с.
5. Дучков А. Д., Соколова Л. С. Геотермические исследования в Сибири. - Новосибирск : Наука. Сибирское отделение, 1974. - 280 с.
6. Дьяконов Д. И. Геотермия в нефтяной геологии. - М. : Гостоптехиздат, 1958. - 277 с.
7. Калинко М. К. Геологическое строение и нефтеносность Анабаро-Хатангской седловины. - Л. : НИИГА, 1955. - 1859 с.
8. Кононова Р. С. Криогенная метаморфизация подмерзлотных вод ВосточноСибирской артезианской области // Советская геология. - 1974. - № 3. - C. 106-115.
9. Кругликов Н. М., Нелюбин В. В., Яковлев О. Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. - Л. : Недра, 1985. - 279 с.
10. Курчиков А. Р., Ставицкий Б. П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. - М. : Недра, 1987. - 136 с.
REFERENCES
1. Anciferov A.S. Gidrogeologija drevnejshih tolshh Sibirskoj platformy. - M.: Nedra, 1989. - 176 s.
2. Bukaty M.B. Prognozirovanie neftegazonosnosti rifej-nizhnekembrijskih otlozhenij zapadnoj chasti sibirskoj platformy na osnove izuchenija vodno-gazovyh ravnovesij // Geologija nefti i gaza. - 1997. - № 7. - S. 18-24.
3. Vozhov V.I. Gidrogeologicheskie uslovija mestorozhdenij nefti i gaza Sibirskoj platformy. - M.: Nedra, 1987. - 204 s.
4. Gidrogeologija, gidrohimija, geotermija geologicheskih struktur / G.V. Bogomolov, A.I. Silin-Bechkurin, V.I. Duhanina dr. - Minsk: Nauka i tehnika, 1971. - 336 s.
5. Duchkov A.D., Sokolova L.S. Geotermicheskie issledovanija v Sibiri. - Novosibirsk: Nauka. Sibirskoe otdelenie, 1974. - 280 s.
6. D'jakonov D.I. Geotermija v neftjanoj geologii. - M: «Gostoptehizdat», 1958. - 277 s.
7. Kalinko M.K. Geologicheskoe stroenie i neftenosnost' Anabaro-Hatangskoj sedloviny. -L.: NIIGA, 1955. - 1859 s.
8. Kononova R.S. Kriogennaja metamorfizacija podmerzlotnyh vod Vostochno-Sibirskoj artezianskoj oblasti // Sovetskaja geologija. - 1974. - № 3. - C. 106-115.
9. Kruglikov N.M., Neljubin V.V., Jakovlev O.N. Gidrogeologija Zapadno-Sibirskogo neftegazonosnogo megabassejna i osobennosti formirovanija zalezhej uglevodorodov. - L.: Nedra, 1985. - 279 s.
10. Kurchikov A.R., Stavickij B.P. Geotermija neftegazonosnyh oblastej Zapadnoj Sibiri. -M.: Nedra, 1987. - 136 s.
© А. В. Черных, 2018
