К оглавлению

УДК 550.36(59)

Тепловой режим нефтегазоносных бассейнов островных дуг Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии

Р. Д. РОДНИКОВА, М. М. АФАНАСЬЕВА, В. М. ШЛЕЙФЕР (ВНИИзарубежгеология)

Проведенный авторами анализ теплового режима нефтегазоносных (НГБ) и возможно нефтегазоносных (ВНГБ) бассейнов островных дуг Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии позволил получить дополнительную информацию об особенностях концентрации выявленных здесь скоплений УВ. Настоящее исследование базируется на опубликованной в 1978 г. в Геофизическом атласе морей Восточной и Юго-Восточной Азии карте «Теплового потока, теплопроводности и геотермических градиентов», а также материалах замеров теплового потока и градиентов, появившихся в печати в 1976- 1979 гг. [6, 7, 9, 10]. Итогом работы является схема теплового режима бассейнов (см. рисунок), где выделены поля: высокорежимные - высоких геотермических градиентов (4°С/100 м и более), коррелируемые с полями, ограниченными изолиниями теплового потока свыше 2 ЕТП (1 ЕТП - 10^-6 кал/см²/с); среднережимные - средних градиентов (2-4°С/100 м), коррелируемого с полями, ограниченными изотермами 1-2 ЕТП, и низкорежимные - низких градиентов (менее 2°С/100 м), коррелируемые с полями низких значений теплового потока - менее 1 ЕТП. При сопоставлении параметров теплового потока и геотермических градиентов использовано усредненное значение теплопроводности как соответствующее 2,2 Мккал/см*с*°С. Анализ схемы полей одинакового или близкого по значениям теплового баланса седиментационных депрессий, в пределах которых выделены НГБ и ВНГБ, является в достаточной мере условным, так как предполагает учет комплексной информации о глубинном строении земной коры, структуре осадочной толщи и фундаменте, истории геологического развития, составе и физических свойствах пород, содержании радиоактивных изотопов и т. д., которая в значительной мере ограничена.

Термический режим осадочной оболочки Земли обусловлен эндогенными факторами - тепловой энергией, выделяемой радиоактивными элементами, гравитационной энергией, высвобождающейся при плотностной дифференциации вещества или за счет возмущений в мантии, когда возникают конвективные потоки и мантийные диапиры - и экзогенными - солнечной радиацией, химическими реакциями, процессами кристаллизации и т. д. При подсчете тепловой энергии соотношение эндогенных и экзогенных источников тепла остается проблематичным. Однако несомненно, что в результате биохимических реакций на поверхности Земли и последующего регионального захоронения ОБ имеет место аккумуляция солнечной энергии, носителем которой является осадочная толща. Окисление ОВ, разложение и каолинизация минералов и горных пород, гидратация и дегидратация солей, метасоматоз, метаморфизм - эти реакции и явления, происходящие в осадочном чехле НГБ и ВНГБ, сопровождаются повышенным энергетическим эффектом.

НГБ и ВНГБ региона расположены в тектонически активной зоне земной коры, включающей восточную окраину Азиатского континента, островные дуги кайнозойского этапа тектогенеза и структурные элементы современной геосинклинали, где наблюдается прямая связь глубинного теплового потока с возрастом тектономагматической активности. Л.Л. Зоненшайн и др. (1976) предполагают существование здесь двух встречных потоков вещества, сталкивающихся у островных вулканических дуг: древней литосферы океана, смещающейся от срединно-океанического хребта к континенту, и потока разуплотненной и разогретой мантии, идущей от континента, что создает сложный тепловой эффект в зоне их соприкосновения.

В целом по региону значения теплового потока характеризуются существенным разбросом - от 0,1 до 10 ЕТП (средний тепловой поток Земли оценивается в 1,5 ЕТП ± 10 %, для континентов эта величина составляет 1,43 ЕТП, по Мировому океану - 1,62-1,65 ЕТП) [1].

В пределах выделенных в регионе НГБ открыто около 700 месторождений нефти и газа, содержащих 3,685 млрд. т доказанных запасов нефти и около 2 трлн. м³ газа. Установленные значения теплового потока и геотермических градиентов позволили оценить тепловые поля на площади 2,6 млн. км², что составляет более 60 % всей площади НГБ. Определено положение в высоко-, средне- и низкорежимных полях 644 месторождений, содержащих 5,6 млрд, т доказанных запасов УВ в условном эквиваленте.

Анализ статистических данных, представленных в таблице, свидетельствует о том, что основное количество месторождений (60 %) сосредоточено в среднережимных полях (СРП), а минимальное (6 %) в низкорежимных (НРП). В высокорежимных полях (ВРП) выявлено 34 % месторождений.

По количеству газовых месторождений НРП и ВРП характеризуются близкими параметрами. Однако плотность, начальных доказанных запасов газа на единицу площади в ВРП в 28 раз превышает таковую в НРП.

При максимальном количестве месторождений нефти в СРП основные доказанные запасы ее - 56,9 % установлены в ВРП. Плотность запасов нефти на единицу площади в ВРП в 9 раз превышает таковую в СРП и в 120 раз в НРП.

Таким образом, наличие ВРП является поисковым признаком на нефть и газ.

НРП тяготеют к глубоководным желобам и отдельным частям глубоководных котловин с земной корой переходного типа. Пониженные значения температурных параметров могут быть связаны здесь с наличием нисходящих конвективных потоков, повышенной циркуляцией морской воды в верхней части коры, подвергшейся дроблению вследствие активных сейсмотектонических процессов, а также с современными оползнями и суспензионными потоками. Низкорежимные поля характеризуют современную геосинклинальную область, а выделенные в ее пределах НРБ и ВНГБ находятся в условиях малоблагоприятных для формирования и сохранения скоплений УВ. Поиски нефти и газа должны быть ориентированы здесь на островные и шельфовые части бассейнов, где температурный режим и структурная обстановка более благоприятны для генерации и аккумуляции УВ.

НРП отмечены также в отдельных частях впадин окраины Азиатского континента, где развиты соленосные отложения, являющиеся малопроницаемым экраном глубинного тепла.

ВРП бассейнов расположены в области развития земной коры континентального типа мощностью 30-35 км и территориально приурочены к островным дугам и мелководным шельфам. Исключение представляет Западно-Окинавский ВНГБ, где отмечены аномальные значения теплового потока - до 10 ЕТП, связанные, вероятно, с региональными разломами, обусловившими горизонтальное смещение структурных элементов островных дуг Тайваньской и Рюкю и являющимися проводниками тепла из глубин. Вне пределов осадочных бассейнов повышенные значения теплового потока отмечены в глубоководных котловинах, где продолжаются процессы деструкции земной коры.

Значительная часть ВРП бассейнов Сиамского, Саравакского, Суматрийского и частично Северо-Яванского тяготеют к зонам палеорифтов (рифтов палеозоя - мезозоя), обеспечившим подток тепла из недр Земли. Перенос тепла осуществлялся в результате конвекционного процесса, связанного с движением мантийного вещества (изотерма 1200 °С - зона фракционного плавления, отождествляется с верхней границей астеносферного слоя), а в вышележащих слоях (базальтовом, гранитном, осадочном) - за счет теплопроводности [3]. Кроме того, для приконтинентальной части Юго-Восточной Азии характерно широкое развитие палеозойских интрузий, гранитизирующих фундамент бассейнов с привносом радиоактивных веществ, и, как следствие этого, - тепла к подошве осадочной линзы.

Значения теплового потока и температурных градиентов в осадочном слое подвержены влиянию рельефа (в поднятых зонах наблюдается рассеивание тепла), структурного фактора, включающего геометрическую форму пластов, контрастности анизотропной теплопроводности среды, колебаний температуры поверхности осадконакопления, нестационарных процессов седиментации и эрозии, оползней и суспензионных потоков и т. д. [4]. В районах с неустойчивым гидродинамическим режимом на распределение теплового потока могут влиять придонные течения и гидрогеологические факторы.

При накоплении осадочных пород и последующем уплотнении их изменяется энергетический баланс толщи. Так, запас поверхностной энергии глинистых частиц составляет 12*10⁵ кал на 1 м³ неуплотненной породы, а ее полное выделение при уплотнении глинистых толщ первоначальной мощности в 1 км дает экзотермический эффект в 12*10⁴ кал на каждый 1 км² площади распространения этой толщи [5]. Росту температуры в осадочных комплексах способствует также развитие процесса, ведущего к увеличению количества гидрослюд - вторичного минерала, отличающегося от других большим удельным запасом поверхностной энергии.

Таким образом, можно ожидать, что при увеличении мощности осадочного разреза и глинистой составляющей его будет, возрастать температура на глубинах. В интервале 3-5 км глинистые толщи претерпевают те изменения, с которыми связана генерация большей части тепла, и происходит разогрев пород до температур 70-150°С (с учетом тепла, поступающего из глубинных недр), при которых максимально выделяются жидкие УВ (главная зона нефтеобразования). Как свидетельствует фактический материал, ВРП тяготеют к максимально прогнутым частям рассматриваемых бассейнов, где развиты песчано-глинистые образования.

Осадочные породы, включающие ОВ, характеризуются повышенным потенциалом энергии углерода. В тех случаях, когда скопления ОВ имеют крупные масштабы, выделенное в результате экзотермических реакций тепло может дополнительно разогреть вмещающие породы, что, вероятно, и происходит в бассейнах Индонезийской островной системы, где седиментация осуществлялась в значительной мере в аллювиально-дельтовых условиях, обеспечивающих высокую концентрацию ОВ.

Так, изучая миграцию УВ в дельте реки Махакам, Б. Дюран и Ж. Л. Оудэн [8] приходят к выводу, что нефтегазоматеринские породы в этом районе располагаются ниже миоценовых коллекторов, включающих УВ, а на месторождениях отмечены геотермические аномалии, перманентные во времени, т. е. связанные с миграцией и концентрацией УВ. Присутствие в пластах УВ приводит к повышению теплового потока вне зависимости от возраста складчатости области, в пределах которой выделен осадочный бассейн. Проведенные в ряде районов мира геотермические исследования на сводах антиклинальных структур, к которым приурочены залежи нефти и газа, показывают локальные возмущения теплового поля до 10-20 % [2]. Кроме того, в нефтяных и газовых залежах развиваются различные деструктивные процессы, приводящие к увеличению энергетического потенциала. В результате дополнительных химических реакций происходит образование активных газов (H₂S, CO₂ и др.) и вторичных минералов, а также ионных форм и комплексных соединений, стабильных в новых геохимических условиях, что может служить поисковым критерием на нефть и газ.

Карбонатные породы, сопряженные с нефтяными залежами, превращаются в пористые и кавернозные в процессе восстановления сульфатов до сероводорода. Бактериальное восстановление сульфатов приводит к дополнительному выделению тепла [5].

Таким образом, в процессе диагенеза осадков в НГБ и ВНГБ создаются геотермические условия, обеспечивающие генерацию УВ, а концентрация последних в свою очередь является причиной теплового импульса - так называемого «вторичного теплового углеводородного импульса».

В связи с указанным главнейшей задачей поисковой геологии представляется проведение работ по детальному изучению тепловых полей осадочных бассейнов, которые позволят дать дополнительные критерии прогнозирования объектов на нефть и газ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Любимова Е.А., Александров А.Л., Дучков А.Д. Методика изучения тепловых потоков через дно океанов. М., Наука,. 1973.

2. Макаренко Ф.А., Смирнов Я.Б., Серженко С.И. Глубинный тепловой поток и тектоническое строение Предкавказья. - Докл. АН СССР. М„ 1968, т. 183, № 4,. с. 86-99.

3. Прогнозирование температурных условий на больших глубинах / Е.А. Любимова, А.И. Резников, Ю.А. Ганиев и др. - Сов. геол., 1979, № 6, с. 19-25.

4. Смирнов Я.Б., Сугробов В.М. Земной тепловой поток в Курило-Камчатской и Алеутской провинциях. Ч. I. Тепловой поток и тектоника. - Вулканология и сейсмология, 1979, № 1, с. 59-73.

5. Тимофеев П.Л., Щербаков А В. Проблема энергетики осадочного процесса. - Литология и полезные ископаемые. 1979, № 1, с. 3-22.

6. Durand В., Oudin J. L. Exemple demigration des Hydrocarbures dans une serie deltaique le delta de -la Mahakam, Kalimantan, Indonesie. - Panel Discussion. Origin, migration and Accumulation of Hydrocarbons. 10^th World Petroleum Congress. Bucharest, 1979, p. 1-9.

7. Humllton W. Tectonics of the Indonesian region geolodgical survey professional paper 1978. Series: United states government printing office, Washington, 1979, p 345.

8. Kenyon C. S., Robert К. Matharel M. De., Hudhes M. W. Geothermal gradient map of Indonesia. - A progress report, 1976, SEAPEK Proceedings, v. Ill, p. 45- 49.

9. Thienprasert A., Galoung W., Matsuayashi O., Uyeda S., Watanabe T. Geotermal gradients and heat in Northern Thailand. United Nations ESCAP, ССОР Technical bulletin, 1978, v. 12, p. 17-31.

10. Watanabe T., Langseth M. G., Anderson R. N. Heat flow in Back-arc Basins of the western Pacific. Island Arcs, Deep Sea Trenches and Back-arc Basins, Maurice Ewing Series, 1977, v. 1, p. 137-161.

Поступила 16/IV 1981 г.

Таблица Характеристика тепловых полей НГБ Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии (зарубежные территории)

Площадь (в числителе- в абсолютном, тыс. км^2, в знаменателе-в относительном, %, исчислении)	Количество месторождений (в числителе -в абсолютном, в знаменателе -в относительном, %, исчислении)			Начальные доказанные запасы (в числителе- в абсолютном, соответственно млн. т и млрд, м^3, в знаменателе- в относительном, %, исчислении)		Плотность начальных доказанных запасов на единицу площади
	нефти	газа	нефти и газа			нефти, млн. т/тыс. км^2	газа, млрд. м^3/тыс. км^2
				нефть	газ
Общие параметры по НГБ
2622,3	389	139	116	3685,1	1877,9	1,4	0,7
100	100	100	100	100	100
НРП
284,4	7	31	2	16,8	31,2	0,06	0,1
10,8	1,8	22,3	1,8	0,5	1,7
СРП
2044,8	228	75	86	1568,6	1037,4	0,8	0,5
78	58,6	54	74,1	42,6	55,2
ВРП
293,1	154	33	28	2099,7	809,3	7,2	2,8
11,2	39,6	23,7	24,1	56,9	43,1

Рисунок Схема теплового режима нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов островных дуг Дальнего Востока (А) и Юго-Восточной Азии (Б) (составлена на основе карт «Heat flow, thermal conductiviti, thermal gradient» K. N. Anderson, M. G. Langseth, D. E. Hayes, T. Watanabe, W. Yasue, 1978; sc. 1:5000000 с учётом данных [6, 7]).

1 - изолинии теплового потока, ЕТП; изолинии геотермических градиентов: 2 - высоких (более 4 °С/100 м); 3 - средних (2-4 °С/100 м), 4 - низких (менее 2 °С/100 м); 5 - границы НГБ и ВНГБ; 6 - месторождения: а - нефти, б - газа, в - нефти и газа; 7 - разломы; НГБ и ВНГБ (цифры в кружках): 1 - Анивский НГБ; 2 - Кусиро-Курильский ВНГБ, 3 - Исикарн-Сахалинский НГБ, 4 - Северного Хонсю НГБ; 5 - Акито НГБ; 6 - Ниигата НГБ, 7 - Сендай НГБ, 8 - Канто НГБ, 9 - Вакаса ВНГБ, 10 - Цусимский ВНГБ, 11 - Бива НГБ, 12 - группа НГБ Сетоути, 13 - Симанто НГБ, 14 - Западно-Окинавский ВНГБ, 15 - Восточно-Китайскоморский ВНГБ, 16 - Северо-Тайваньский НГБ, 17 - Восточно-Тайваньский ВНГБ, 18 - Тайвань-Хайнаньский ВНГБ; 19 - Фанг НГБ, 20 - Бакбо ВНГБ, 21 - Иравадийский НГБ, 22 - Менамский ВНГБ, 23 - Корат ВНГБ, 24 - Восточно-Вьетнамский ВНГБ, 25 - Тонлесап ВНГБ, 26 - Сиамский НГБ, 27 - Северо-Суматринский НГБ, 28 - Меконгский ВНГБ, 29 - Саравакский НГБ, 30 - Никобарский НГБ, 31 - Южно-Ниасский ВНГБ, 32 - Северо-Ниасский ВНГБ, 33 - Центральносуматринский НГБ, 34 - Южно-Суматринский НГБ, 35 - Бенкуленский ВНГБ, 36 - Западно-Палаванский НГБ, 37 - Саву ВНГБ, 38 - Мелави ВНГБ, 39 - Северо-Яванский НГБ, 40-Южно-Яванский ВНГБ, 41 - Колаян НГБ, 42 - Пампанга ВНГБ, 43 - Восточно-Лусонский ВНГБ, 44 - Южно-Лусонский НГБ,. 45 - Сандаканский НГБ, 46 - Центральнофилиппинский НГБ, 47 - Сиоргау ВНГБ, 48 - Восточно-Калимантанский НГБ, 49 - Восточного Хальмакера ВНГБ, 50 - Вогелкоп НГБ, 51-Северный- Банда ВНГБ, 52 - Горонтало ВНГБ, 53 - Серамский НГБ, 54 - Южно-Макасарский ВНГБ, 55 - Боне НГБ, 56 - Флорес ВНГБ, 57 - Ломбок ВНГБ, 58 - Тиморский НГБ