|
УДК 550.836 533.982(471.52) |
|
|
|
Селим Зейдан |
ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Современные представления о тепловом режиме и геотермических особенностях ряда нефтяных и газовых месторождений изложены во многих опубликованных работах [1, 2, 3, 5].
На Туймазинском нефтяном месторождении качественные геотермические измерения электротермометром были проведены в двенадцати скважинах, простоявших в течение длительного времени в состоянии покоя, т.е. при установившемся тепловом режиме.
В скв. 622, 510, 509, 166 и 404 термические исследования были проведены в 1949 г. до нагнетания воды в процессе разработки месторождения, а в скв. 1026, 420, 1406, 1407, 1383, 1384 - в 1960 г., спустя 10 лет после начала закачки. В скв. 803 исследования были произведены в 1962 г. План расположения исследованных скважин показан на рис. 1.
В связи с тем, что величина геотермического градиента пропорциональна удельному сопротивлению пород, а следовательно, должна быть тесно связана с литологическим расчленением разреза, то при обработке геотермических материалов, кроме средних, определены также частные значения геотермического градиента для отдельных литологически однородных интервалов разреза.
В результате интерпретации имеющихся геотермических материалов по Туймазинскому нефтяному месторождению установлено, что естественная температура на глубине 1000 м варьирует по площади района от 3,9 до 8,7° С, а на глубине 1800 м она достигает наибольшей величины 36,6° С. Средний геотермический градиент для первых 1000 м равен 1° С/100 м, а до максимальной глубины исследования 1800 м - 1,04-1,87° С/100 м. Частные значения геотермического градиента на отдельных участках разрезов изменяются в широких пределах, характеризуя отдельные литологические разности пород, что показано на рис. 2.
Усредненная геотермическая характеристика основных литологических однородных интервалов разреза приведена в табл. 1.
Из табл. 1 видно, что на Туймазинском месторождении в интервалах разреза, представленных чистыми известняками и доломитами, геотермический градиент изменяется от 0,82 до 1,94° С/100 м и в среднем равен 1,05-1,48° С/100 м; с увеличением глинистости известняков геотермический градиент увеличивается в среднем до 1,67- 2,00° С/100 м. В терригенных отложениях геотермический градиент, изменяясь от 1,3 до 7,2° С/100 м, в среднем равен 2,88-3,60° С/100 м. Таким образом, средний геотермический градиент в карбонатных частях почти в два раза меньше, чем в терригенных.
Отдельные стратиграфические единицы разреза отличаются по геотермической характеристике, что видно из табл. 2. До отложений среднего карбона указанное различие незначительно, а с переходом от среднего карбона к верхнему девону значения градиента увеличиваются примерно в два раза, что связано с возрастанием содержания в разрезе терригенного и особенно глинистого материала, который характеризуется повышенным тепловым сопротивлением. Наиболее интенсивное возрастание градиента, как это видно из рис. 2, наблюдается во франском ярусе, особенно с переходом от саргаевского к кыновскому горизонту. В пашийском горизонте отмечается снижение геотермического градиента, что вполне закономерно, так как этот горизонт содержит проницаемые, песчаные, нефтеносные и водоносные пласты пониженного теплового сопротивления.
Полученные нами данные об увеличении геотермического градиента при переходе от каменноугольных отложений к девонским хорошо согласуются с установленной Д.И. Дьяконовым закономерностью для ряда районов Волго-Уральской провинции [1].
На корреляционной схеме, приведенной на рис. 2, отмечаются горизонты, которые могут служить геотермическими коррелятивами. Они отличаются от смежных отложений большими величинами углов наклона термограммы к вертикали и повышенными значениями геотермического градиента. Геотермическими реперами можно считать верейский, угленосный, тульский, аскынский, мендымский, доманиковский, кыновекий и пашийский горизонты. Особенно отчетливую и выдержанную геотермическую характеристику по площади района имеет кыновский горизонт; он может использоваться как опорный геотермический репер при корреляции разрезов скважин на больших площадях. Геотермические аномалии против верейского и угленосного горизонтов можно рассматривать как вспомогательные реперы. Геотермическая характеристика этих горизонтов претерпевает по площади района некоторые изменения, очевидно, за счет различия литологического состава пород и изменения их фациальной характеристики.
Для выяснения возможного влияния заводнения на геотермический режим месторождения в табл. 1 и 2 приведены раздельно данные 1949 и 1960 гг. При значительном влиянии заводнения за счет охлаждения пород величины геотермического градиента в одних и тех же интервалах в 1960 г. должны были бы быть меньшими, чем в 1949 г., а в действительности они имеют большие значения. Таким образом, имеющиеся данные не подтверждают, но в то же время и не отрицают охлаждающее влияние искусственного заводнения. Нужно иметь в виду, что скв. 622, 510, 509, 166 и 404, исследованные в 1949 г. до нагнетания воды, расположены главным образом на погружении крыльев складки, а скв. 1026, 420, 1407, 1383 и 1384, исследованные после начала заводнения, находятся преимущественно в сводовых частях структуры (см. рис. 1), где следует ожидать более высокие геотермические градиенты в связи с увеличением плотности теплового потока. Поэтому увеличение геотермического градиента во второй группе скважин можно объяснить влиянием тектонического фактора, которое, возможно оказалось больше влияния гидродинамического фактора. Для детального изучения этого вопроса необходимы систематические геотермические наблюдения в ряде скважин в разные периоды разработки месторождения.
Незначительный объем выполненных геотермических исследований на Туймазинском месторождении не позволяет построить различные геотермические карты. Однако сопоставление геотермических данных по отдельным скважинам с геологической структурой показывает, что, вероятно, между ними существует связь (см. рис. 1). Для этого сопоставления использованы величины геотермической ступени G (по кыновскому, преимущественно глинистому горизонту) с выдержанной характеристикой по площади района, что снижает влияние литологического и гидродинамического факторов и способствует более четкому проявлению тектонического фактора. Действительно, из указанного сопоставления видно, что на северо-западном и северо-восточном погружениях складки значения ступени максимальные, а по направлению к своду - минимальные. Однако делать окончательные выводы об этой связи для Туймазинского месторождения еще нельзя. Нужно иметь в виду, что в районах скв. 1383, 1384, 166, где наблюдаются максимальные значения ступени, возможно охлаждающее влияние закачиваемой в большом количестве холодной воды. В скв. 1406, 1407, 420 и 1026, где наблюдаются пониженные геотермические ступени, возможно, сказывается удаленность фронта закачиваемой воды от участка расположения этих скважин.
Аномально низкие геотермические ступени, наблюдаемые в скв. 420 и 1026, кроме указанных выше факторов, можно также связать с установленными для этого участка Туймазинского месторождения некоторыми особенностями петрографической характеристики пород и наличием тектонических нарушений в строении докембрийского фундамента [4].
В заключение можно сделать следующие основные выводы.
1. Туймазинское нефтяное месторождение по геотермической характеристике относится к районам с пониженными глубинными температурами и геотермическими градиентами, что характерно для разрезов с преобладанием пород низкого теплового сопротивления и для платформенных структур.
2. Геотермическая характеристика разрезов скважин исследуемого района находится в тесной связи с литологическим составом пород:
а) карбонатные отложения отличаются от терригенных почти в два раза меньшими геотермическими градиентами;
б) в доломитах геотермический градиент несколько меньше, чем в известняках;
в) среди терригенных отложений хорошо различаются песчаные и глинистые породы: с увеличением глинистости пород закономерно возрастает величина геотермического градиента.
3. По геотермической характеристике можно производить стратиграфическое расчленение разрезов скважин в тех случаях, когда стратиграфические единицы различаются по литологическому составу пород.
4. По геотермическим характеристикам разрезов скважин, составленным при обработке данных температурных измерений, можно выделять геотермические реперы для внутриплощадной и особенно для межрайонной корреляции в тех случаях, когда имеется постоянство литологического состава пород коррелируемых отложений по площадям исследуемых районов.
5. Для выяснения степени влияния закачки холодной воды в процессе разработки месторождения на геотермическую характеристику и изучения связи между значениями геотермической ступени и положением скважин на Туймазинской структуре следует рекомендовать дальнейшее расширение объема геотермических исследований по специальному плану. Дальнейшее накопление данных геотермии будет также способствовать комплексной интерпретации результатов других методов промысловой геофизики и уточнению температурных условий разработки Туймазинского нефтяного месторождения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. Гостоптехиздат, 1958.
2. Мехтиев Ш.Ф. и др. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений. Азнефтеиздат, Баку, 1960.
3. Покровский В.А. О методике и результатах геотермических исследований при изучении нефтегазоносных областей СССР. Новости нефт. техн., сер. Геология, № 4, 1959.
4. Чарыгин А.М. Геолого-петрографическая характеристика пород докембрийского фундамента Туймазино-Александровского района. Труды МИНХ и ГП, вып. 27, Гостоптехиздат, 1960.
5. Вirсh F. The Present State of Geothermal Investigations. Geophysics, vol. XIX, No. 4, 1954.
МИНХ и ГП
Таблица 1 Усредненная геотермическая характеристика литологически однородных интервалов разреза Туймазинского нефтяного месторождения (по скв. 1026, 420, 1406, 1407, 1384, 404, 166, 509, 510, 622)
|
Породы |
Геологический возраст |
По данным 1949 г. |
По данным 1960 г. |
||
|
Г °С/м*102 |
G, м/°С |
Г °С/м*102 |
G, м/° С |
||
|
Карбонатные |
|
|
|
|
|
|
Доломиты |
Верхний карбон |
1,13 |
88,50 |
1,24 |
80,61 |
|
Мячковский горизонт |
0,84 |
119,26 |
1,22 |
81,97 |
|
|
Каширский горизонт |
0,82 |
121,95 |
1,17 |
85,47 |
|
|
Намюрский ярус |
0,98 |
102,04 |
1,05 |
95,24 |
|
|
Серпуховский подъярус |
1,07 |
93,46 |
1,20 |
83,33 |
|
|
Нижнефаменский подъярус |
1,44 |
69,44 |
1,68 |
59,52 |
|
|
Известняки |
Подольский горизонт |
1,04 |
96,15 |
1,26 |
79,37 |
|
Башкирский ярус |
1,10 |
90,91 |
1,42 |
70,42 |
|
|
Окский подъярус |
1,20 |
83,33 |
1,30 |
76,92 |
|
|
Верхнефаменский подъярус |
1,37 |
72,99 |
1,94 |
51,55 |
|
|
Известняки глинистые |
Тульский горизонт |
1,54 |
64,92 |
2,02 |
49,50 |
|
Турнейский ярус |
1,60 |
62,50 |
1,95 |
51,28 |
|
|
Аскынский горизонт |
1,71 |
58,48 |
1,87 |
53,48 |
|
|
Мендымский горизонт |
1,84 |
54,35 |
2,16 |
47,04 |
|
|
|
Средние для карбонатных пород |
1,30 |
76,15 |
1,58 |
63,29 |
|
Терригенные |
|
|
|
|
|
|
Глины, аргиллиты и песчаники с прослоями известняков |
Верейский горизонт |
1,30 |
76,15 |
1,39 |
71,94 |
|
Аргиллиты, песчаники и алевролиты |
Угленосный горизонт |
1,70 |
58,82 |
2,54 |
39,37 |
|
Глины с прослоями мергелей и известняков |
Саргаевский и кыновский горизонты |
3,4- 4,74 |
29,41- 21,1 |
4,36- 7,2 |
22,94- 13,89 |
|
Песчаники, аргиллиты и глины |
Пашийский горизонт |
3,27 |
30,58 |
2,53 |
39,53 |
|
|
Средние для терригенных пород |
2,88 |
34,72 |
3,60 |
27,78 |
Таблица 2 Геотермическая характеристика отдельных стратиграфических единиц разреза Туймазинского нефтяного месторождения
|
Стратиграфические единицы разреза |
По данным 1949 г. |
По данным 1960 г. |
||
|
Гср°С/м*102 |
Gср, м /°С |
Гср°С/м* 102 |
Gср, м /°С |
|
|
Нижняя пермь |
|
|
1,15 |
86,96 |
|
Верхний карбон |
1,13 |
88,50 |
1,24 |
88,71 |
|
Средний карбон |
1,02 |
98,04 |
1,29 |
77,52 |
|
Нижний карбон |
1,35 |
74,07 |
1,68 |
53,51 |
|
Верхний девон |
2,51 |
49,84 |
3,10 |
32,26 |
Рис. 1. План расположения исследованных скважин и изогипсы структуры по кровле нарышевского горизонта Туймазинского нефтяного месторождения.
1 - изогипсы структуры; 2 -в числителе - номера скважин, в знаменателе - геотермические ступени по кыновскому горизонту (в м/°С); 3 -линии корреляции геотермограмм, приведенных на рис. 2.
Рис. 2. Корреляция разрезов скв. 420, 1407, 803 и 510 Туймазинского месторождения по геотермической характеристике.
А - геотермограмма; Б - кривая частных значений геотермического градиента.