CC BY
99
Н.Н. Христофорова, Н.Н. Непримеров, А.В. Христофоров, А.В. Николаев, М.А. Христофорова
Казанский государственный университет, Казань Natalya.Khristoforova@ksu.ru, Alexandr.Nikolaev@ksu.ru
ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРИВОЛЖСКОГО РЕГИОНА
На основе экспериментальных высокоточных измерений температуры в глубоких и сверхглубоких скважинах с восстановленным тепловым режимом построена геотермическая карта (схема изотерм на абсолютной отметке -1000 м) центральных районов Приволжского округа. Выявлены основные закономерности теплового поля региона и сделана оценка перспектив его нефтегазоносности.
Введение
Результаты промысловых измерений температуры, выполненных сотрудниками кафедры радиоэлектроники Казанского университета на территории Волго-Уральского региона, неоднократно публиковались в открытой печати. Из основных следует назвать ряд сборников и монографий: Вопросы экспериментальной геотермологии (1973); Вопросы термики, термодинамики и разработки нефтяных месторождений (1976); Вопросы геотермии и разработки нефтяных месторождений (1978); Геотермия областей нефтегазонакопления (1983); Geothermal Atlas of Europe (1991) и др. Методика и аппаратура для температурных измерений описаны в ряде публикаций (см. Khristoforov & Khristoforova, 1997).
Для построения карты изотерм на абсолютной отметке -1000 м использованы данные измерений температуры (Т) в 686 глубоких скважинах на 153 нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождениях и структурах территории Приволжского округа, а также в 56 скважинах на38 месторождениях и структурах соседних областей (Рис. 1- 3). Использовались данные по нефтегазоносным провинциям Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской впадины, Предуральского прогиба, Московской синеклизы, Токмов-ского и Воронежского сводов, Республики Коми и др.
Геотермическая карта с таким высоким разрешением для Волго-Уральского региона построена впервые. В отличие от ранее изданных, данная карта построена на основе высокоточных измерений, выполненных в длительно простаивающих скважинах с восстановленным тепловым режимом. Поэтому она отражает естественное, невозмущенное тепловое поле литосферы. Замеры в скважинах с невосстановленным тепловым режимом требуют серьезной корректировки в том случае, когда используются для вычисления теплового потока из недр Земли или определения абсолютного (истинного) значения температуры по разрезу. Поэтому замеры промыслового термокаротажа, выполняемые в скважинах после бурения или в процессе разработки, непригодны для построения региональных карт.
Приволжский регион в геотермическом отношении изучен неравномерно. Некоторые районы, например Южно-Татарский свод, Ромашкинское нефтяное месторождение изучены детально. В Кировской области, на северо-западе изучаемого региона измерения температуры не проводились, соответственно, изолинии проведены пунктиром. В таких районах, на основе выявленных закономерностей сделан прогноз теплового поля, что связано с необходимостью дать оценку перспектив нефтегазоносности прежде всего слабоизученных территорий.
Температура ( Q 20 40 60
500
1000
1500
2000
2500
3000
+240+ 1200
- 120- 240- 360- 480- 600
- 720
- 840
- 960 -1080 -1100 -1220 -1340 -1460 -1580 -1700 -1820 -1940 -2060' -2180' -2300' -2420'
' СВИЯЖСКАЯ 425
КАРЛИНСКАЯ
424 СЮКЕЕВСКАЯ 9ПЧ
9
89
АЛЬКЕЕВСКАЯ
22 АЛПАРОВСКАЯ
ЕНОРУССКИНСКАЯ
2505
-2305
Рис. 1. Термограммы скважин: 1- Сергач (Токмовский свод, северная часть), 2 - Кабык-Куперская 64, 3 - Привятская 559, 4 - Кукморская 20010 (Северо-Татарский свод), 5 - Орье-баш 82 (юго-вост. склон ЮТС), 6 - Миннибаевская 20000 (Южно-Татарский свод, центр. часть), 7 - Ямашинская 2092 (западный склон ЮТС), 8 - Веденяпинская 217 (Токмовский свод, южная часть), 9 -Мухановская 307 (Бузулукская впадина), 10 - Приволжская 13 (Рязано-Саратовский прогиб), 11 - Русский Камешкир 19 (Жигулевско-Пугачевский свод), 12 -Тепловская 1 (Прикаспийская синеклиза).
Рис. 2. Геолого-геофизический профиль через Мелекесскую впадину. Стрелками и кружками показаны перспективные зоны. Геологическая основа взята из фондовых материалов с разрешения авторов (Геологическая оценка..., 1990).
Рис. 3. Карта изолиний температуры на абсолютной отметке -1000 м центральных районов Приволжского региона.
1. Схема изотерм на абс. отметке -1000 м
Одной из главных особенностей температурного поля изучаемого региона является его неоднородность, которая возрастает с увеличением глубины. Неоднородность поля проявляется как в целом по региону, так и в пределах отдельных структурно-тектонических элементов (Рис. 3).
Максимальный перепад температур на абс. отметке -1000 м по территории Приволжского региона составляет более 30 0С - от 14,25 до 48,2 0С. Тепловое поле в определенных зонах сильно дифференцировано. Например, в северо-западной части Юго-Восточного склона Южно -Татарского свода температура меняется от 17 до 27 0С. В целом по региону выявлено общее нарастание температур от центральных областей Приволжского округа как на юг, в сторону Прикаспийской впадины, так и на север. Этот вывод подтверждают полученные данные в других регионах, например, в Московской синеклизе, где также выявлено увеличение температуры в северном направлении.
Какие же факторы сформировали неоднородное тепловое поле литосферы Приволжского региона? Это:
1) переменный глубинный тепловой поток из недр Земли, который меняется в изученном регионе от 29 до 74 мВт/м2, при среднем значении 54 мВт/м2;
2) распределение пород с различными теплофизическими и емкостными свойствами (литолого-фациальная характеристика разреза);
3) процессы массопереноса в недрах (вариации конвективных тепловых потоков, которые в верхних слоях осадочной толщи достигают 25 - 30 мВт/м2);
4) широтный эффект солнечного облучения (вариации температуры нейтрального слоя - от 4 до 10 0С);
5) структурный фактор; рельеф местности и др.
Примерно до глубины 1200 м значительное влияние на
распределение температуры в Волго-Уральском регионе оказывают подземные воды. Так, крупная низкотемпературная зона в центре региона (Рис. 3) связана с охлаждающим влиянием инфильтрационных вод (Христофорова, 2002).
Строение теплового поля, т.е. изменение Т и термоградиентов определенным образом связано с тектонической схемой региона (Рис. 3). Сопоставление карт изотерм с расположением структурно- тектонических элементов показало, что в целом области низких температур расположены в пределах крупных сводовых поднятий - на СевероТатарском, Пермском, Камском (Коми-Пермяцком) сводах, в северной и центральной зонах Токмовского свода. Самые низкие температуры для данного региона зафиксированы в скважинах, расположенных в центральной части Пермского (14 - 18 0С на абс. отм. -1000 м) и СевероТатарского (16 - 18 0С) сводов. Область пониженных температур от СТС продолжается на запад, и, согласно проведенным измерениям в Московской синеклизе, смыкается с зоной низких температур Токмовского свода. В пределах Казанской седловины эта зона как бы «разрывается».
Нами обнаружена тесная связь теплового поля с движением подземных вод. Те районы, где инфильтрационные воды проникают до больших глубин, выделяются пониженными значениями Т. Это Северо-Татарский свод, северная и центральные части Токмовского свода и др. Верхняя часть осадочного чехла, особенно в центральной части сводов, подвержена интенсивной инфильтрации поверхностных вод, которые значительно охлаждают горные породы, по-
этому в общей структуре теплового поля такие районы выделяются низкими температурами (Христофорова, 2002).
В некоторыхрайонахУдмуртии, Башкортостана, Оренбургской области установлена закономерность: в скважинах, расположенных в пределах впадин и прогибов, температуры на абсолютных отметках выше, чем в скважинах, расположенных в пределах сводов и выступов. Причем в центральной части впадин Т выше, чем в скважинах, расположенных ближе к их бортам. Данная закономерность не выявлена в Татарстане и Самарской области.
Зоны повышенных температур приурочены, как правило, к крупным впадинам - Верхнекамской, Бузулукс-кой, Прикаспийской, Восточному борту Мелекесской и др. В основном это зоны скрытой разгрузки подземных вод, и в общей структуре теплового поля такие районы выделяются более высокими значениями температуры и термоградиентов. Зоны повышенных Т зафиксированы также на большей части Южно-Татарского свода и его склонов, за исключением восточных и северо-восточных.
2. Перспективы нефтегазоносности Приволжского региона
Оценка перспектив нефтегазоносности региона проводилась на основе методики «Совершенствование научных основ поисков и разведки залежей углеводородов на основе геотермических измерений» (Христофорова, 1998; 2002). Методика базируется на изучении основных полей, «действующих» в земной коре - градиентов температуры, давления и концентрации, которые определяют пути миграции флюидов в пластах и, соответственно, области скопления углеводородов. В комплексе с другими методами, она позволяет определить некоторые критерии локального и регионального прогноза нефтегазоносности.
Проведенное сопоставление карт изотерм с картами расположения месторождений нефти и газа показало, что в регионах, где развиты в основном непроницаемые породы, зоны крупных скоплений нефтяных месторождений приурочены к региональным температурным минимумам. В регионах, сложенных проницаемыми породами, залежи углеводородов тяготеют к зонам повышенных температур и термоградиентов. Для Волго-Уральского региона, составленного в значительной степени из проницаемых толщ, основным механизмом, приводящим к формированию залежей, является градиент давлений (фильтрация), поэтому месторождения углеводородов расположены здесь, в основном, в зонах повышенных Т (Рис. 3).
При миграции нефти в проницаемых толщах температурные перепады не играют существенной роли, и «на первое место» выступают перепады давления. Хорошо известно, что существует многовековый процесс, идущий с низкой скоростью, сантиметры в год - повсеместная инфильтрация поверхностных вод, транзит их в зоны разгрузки и разгрузка в зонах дренажа. При этом наблюдается естественное вытеснение нефти водой - «природное заводнение». Процесс заводнения - вытеснения нефти водой, применяемый при разработке месторождений, не только наблюдается в природе, в его естественном виде, но, как показывают косвенные измерения, именно он в значительной степени формирует залежи нефти.
Вытеснение нефтяных частиц водным потоком приводит к тому, что нефтяные скопления образуются преиму-
_г_« ■— научно-технический журнал
2^ ГеоресурСЫ 1 (15) 2004
щественно в зонах восходящего движения вод по пластам. Корреляционный анализ, проведенный нами по различным регионам мира, показал, что 99 % залежей нефти располагается в зонах скрытой разгрузки подземных вод.
На основе детального анализа геотермической карты (Рис. 3), а также температур и термоградиентов по разрезу (Рис. 1) нами сделаны определенные выводы относительно перспектив нефтегазоносности данного региона. Миграция углеводородов происходит в направлении от главной области питания Волго-Уральской провинции (районы Ти-мана, Токмовский, Коми-Пермяцкий, Северо-Татарский своды) к главной области разгрузки, т.е. к Прикаспийской впадине. Система прогибов, протягивающихся с севера на юг: Казанско-Кажимский авлакоген - Мелекесская - Бузу-лукская - Прикаспийская впадины, представляет собой канал для миграции.
Анализируя общий характер расположения залежей в этой единой системе, можно заключить, что зоны скопления нефтяных месторождений приурочены к приподнятым структурам субширотного направления, пересекая данный канал поперек; и, что самое главное, - размеры таких зон являются достаточно узкими (обычно открывается одно -два месторождения по ширине). Именно так, поперек канала расположены цепочки месторождений Жигулевско-Пугачевского свода, прибортовой зоны Прикаспийской впа-диныидр. Однаизтакихузкихсубширотныхзонможетбыть расположена в пределах перемычки Северный купол - Токмовский свод. Можно предположить также, что неэффективное бурение на территории Казанско-Кировского авла-когена может быть связано с небольшими размерами по ширине таких нефтегазоносных зон.
Учитывая региональное движение флюидов с Токмовского свода (который относится к области питания) на Южно-Татарский свод, мы пришли к выводу, что высокую перспективность имеют восточные склоны любых депрессийданной территории, или, соответственно, западные склоны каких-либо поднятий меридионального простирания. Например, восточный борт Усть-Черемшанс-кого прогиба, западный склон погребенного Мелекесско-го палеосвода, западные склоны ЮТС. В гидродинамическом отношении Восточный борт Мелекесской впадины является зоной восходящего движения подземных вод, Западный борт характеризуется нисходящим движением. Соответственно, перспективность Восточного борта оценивается высоко, а Западного - низко. Граница проходит там, где наблюдается инверсия структурных изолиний. Однако на структурных и гидрогеотермических схемах Западного борта можно выделить ряд перспективных участков. Эти зоны хорошо видны на профиле (Рис. 2).
В восточной части изучаемого региона, при рассмотрении миграции с востока на запад (с Урала в прилегающие районы), перспективными являются «прогретые» западные борта депрессий (восточные склоны сводов).
В температурном поле зоны разгрузки выделяются повышенными значениями геотермических параметров из-за наличия восходящего движения флюидов, прогревающих толщу пород. Южно-Татарский свод относится к зоне восходящего движения подземных вод по пластам девона и, частично, нижнего карбона (локальная зона разгрузки), при этом с трех сторон он окружен крупными зонами инфильтрации Северного купола, Токмовского свода и
складчатой системы Урала, т.е. находится в исключительно благоприятных гидродинамических условиях. Нефтяные месторождения Южно-Татарского свода (Ромашкин-ское и др.) явно формировались при миграции углеводородов как с востока, так и с севера и запада. К местным зонам разгрузки по пластам карбона относятся, к примеру, районы Камско-Кинельских дислокаций.
В зонах инфильтрации залежи нефти встречаются крайне редко (Христофорова, 2002). Поэтому перспективы открытия залежей в осадочной толще Коми-Пермяцкого, большей части Северо-Татарского, северной и центральной части Токмовского, центральной части Жигулевско-Пугачевского сводов - низкие. Это «холодные» зоны. В пределах этих сводов возможны залежи нефти на больших глубинах, где зона инфильтрации вод отделена от зоны латерального движения. Поэтому, к примеру, элювий Северо-Татарско-го свода можно отнести к перспективной зоне.
Заключение
С целью детализации и практического использования составленной карты, намечены дальнейшие направления региональных геотермических исследований в Приволжском регионе. Необходимо сопоставить карты изотерм с распределением гравитационного и других физических полей, тектоникой региона, расположением разломов. Так, небольшое повышение температуры зафиксировано в зонах активных, действующих разломов. Пассивные разломы, напротив, не выявляются в структуре теплового поля.
С точки зрения оценки перспектив нефтегазоносности, рекомендуется изучение теплового режима ряда структур. В основном, нефтяные месторождения сосредоточены в зонах разгрузки подземных вод, или в зонах латерального движения, близких к зонам разгрузки. Высокие перспективы нефтегазоносности имеют глубинные горизонты осадочного чехла Котельнического палеосвода. Перспективны для проведения разведочных работ северные борта приподнятых структур (или валов широтного направления), расположенных поперек единого канала: Казанско-Кажимской авлакоген - Мелекесская - Бузулукская - Прикаспийская впадины. Северо-восточные и восточные склоны ЮТС, будучи холодными, не могут быть отнесены к зонам с высокой перспективностью по верхним горизонтам. В них рекомендуется изучение глубинных слоев осадочной толщи.
Благодарность. Мы благодарим сотрудников Казанского университета и других организаций, принимавших участие в исследовании скважин и подготовке Геотермической карты.
Литература
Геологическая оценка перспектив нефтегазоносности и обоснование геолого-разведочных работ в Западной Татарии. Отчет. Отв. исп. Н.С. Исхакова. Мелекесская впадина. ТатНИПИнефть, Бугульма. 1990.
Христофорова Н.Н. Теоретические основы миграции углеводородов и оценка перспективности глубинных отложений Татарского свода. Перспективы! нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона. Под ред. Р.Х. Муслимова. Казань, Новое Знание. 1998. 296-299.
Христофорова Н.Н. Тепловой режим литосферы в зонах нефте-газонакопления на примере Волго-Уральского и Предкавказского регионов. Дисс. уч. степ. д.г.-м.н.: Спец.: N 25.00.10 — геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых. Казань. 2002.
Khristoforov A.V. & Khristoforova N.N. Impact of the oil field development on environment: geothermal study. Proc. 30th Int. Geol. Congr.: Geosciences and Human Survival, Environment, Natural Hazards, and Global Change. Vol. 2&3. The Netherlands. 1997. 53-60.
