|
УДК 553.98:550.36 (574.14) |
Геотермические критерии нефтегазоносности запада Туранской плиты
М. С. КРАЙЧИК (ВНИГРИ)
Современное геотемпературное поле в западной части Туранской плиты, в пределах Мангышлака и Устюрта, образовалось в основном за счет внутреннего эндогенного тепла Земли. Тектоническая активность отдельных участков региона, определяющая дисперсность величин тепловых потоков, наряду с литологическими особенностями пород, оказывающими существенное влияние на аккумуляцию и денудацию тепла, - главные факторы его пространственного распределения, которое, в свою очередь, оказало существенное влияние как на генезис УВ в мощных (более 10-12 км) осадочных образованиях региона, так и на характер их распределения в трехмерном пространстве.
Характерная особенность геотермического поля региона - более высокая (на 20 °С) прогретость осадочного чехла Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба по сравнению с расположенной севернее Северо-Устюртской синеклизой. Изменение температур по срезам, кратным 500 м, приводится в табл. 1. Оба геоструктурных элемента различаются и по общему характеру изменения температурного поля, напряженность которого в Южно-Мангышлакско-Устюртском прогибе увеличивается в сторону его оси, а в Северо-Устюртской синеклизе - с северо-запада на юго-восток.
В пределах региона развиты два участка повышенных температур. Первый, более прогретый, приурочен к Жазгурлинской депрессии Южно- Мангышлакско-Устюртского прогиба, второй - тяготеет к Барсакельмесской впадине Северо-Устюртской синеклизы.
Сходство и различие температур, присущие осадочному чехлу запада Туранской плиты и обусловленные ее геолого-тектоническими особенностями, рельефно проявляются при геотемпературном районировании территории по кровле доюрских тафрогенных отложений (рис. 1). К наименее прогретым в регионе следует отнести Центрально-Мангышлакско-Устюртскую область поднятий, которая в своей большей части по кровле доюрских образований характеризуется температурами до 40 °С. К низкотемпературным районам можно отнести и территорию п-ова Бузачи, где в кровле доюрских пород температуры
в основном изменяются от 40 до 60 °С. В Северо-Устюртской синеклизе главной по площади распространения считается температурная зона 100-140 °С, в Барсакельмесской депрессии выделяется участок повышенной прогретости до 140-180°С. Восточная половина Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба отличается температурной обстановкой, аналогичной Северо-Устюртской синеклизе. В западной части ее зафиксирована наибольшая прогретость осадочного чехла в регионе. Здесь есть участки, где температура превышает 180 °С; широкое площадное распространение имеет температурная зона 140- 180 °С.
Таким образом, выявлена достаточная контрастность теплового поля основных геолого-структурных единиц западной части Туранской плиты. Их температурные особенности наряду с геолого-тектоническими, геохимическими и другими факторами, несомненно, оказали влияние как на генерацию УВ, так и на характер их распространения в регионе. Во всяком случае, исходя из схемы геотемпературного районирования можно утверждать, что в осадочном мезозойско- кайнозойском чехле п-ова Бузачи и на большей части Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий вследствие пониженных значений температур в кровле доюрских осадков не приходится ожидать сингенетичных жидких УВ. Поэтому нефтяные залежи на п-ове Бузачи могут образоваться либо за счет генерации жидких УВ в нижележащих осадках доюрского переходного комплекса, либо в результате их миграции из близлежащих зон глубокого прогибания, выполненных типично платформенными мезозойско-кайнозойскими отложениями. Правда, в последнем случае в соответствии с представлениями, развиваемыми А. Леворсеном, В.Ф. Линецким и другими учеными, возникают значительные затруднения при оценке возможностей латеральной миграции нефти.
Исходя из особенностей температурного поля недр Мангышлака и Устюрта ранее [4] были определены наиболее благоприятные глубины погружения осадков, на которых происходила основная часть эмиграции жидких УВ из рассеянного ОВ. В Южно-Мангышлакско-Устюртском прогибе они составили 1100-2100 м, в Северо-Устюртской синеклизе 1800-3000 м. Соответственно меловые и более молодые осадки региона в процессах нефтеобразования, по сути дела, участия не принимали, что обусловливает лишь их возможную вторичную нефтеносность. Наиболее массовая эмиграция нефтяных УВ из юрских отложений, имеющих мощность до 2000 м, по-видимому, осуществлялась в западной половине Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба; в его восточной части (Ассакеауданская депрессия) мощность юрских отложений, пребывавших в температурных условиях, соответствующих проявлению ГФН, меньше (1000-1500 м). В Северо-Устюртской синеклизе массовая эмиграция нефтяных УВ из РОВ юрских отложений была существенно ниже. Здесь максимальные мощности нефтепроизводивших отложений уменьшаются до 1000 м в Барсакельмесской и, возможно, в Култукской и Самской депрессиях. В пределах Центрально-Мангышлакско - Устюртской области поднятий, за исключением западных погруженных участков Бекебашкудукского мегавала, Бузачинского свода и Байтерекско-Теренгкудукского мегавала, юрские отложения в генерации нефти не участвовали.
Характер установленной нефтеносности в регионе свидетельствует о связи мощности юрских отложений, находившихся в температурных условиях, соответствующих проявлению ГФН, с распределением залежей нефти. Действительно, основные залежи нефти выявлены в западной бортовой части Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба (Жетыбайско-Узеньская тектоническая ступень), а в Северо-Устюртской синеклизе - небольшие нефтяные месторождения (Арстановское и Каракудукское). Приуроченность основных нефтяных залежей Узень, Жетыбай и др. к территориям, где мощности юрских отложений, прошедших главную фазу нефтеобразования, минимальны (100-500 м), по-видимому, свидетельствует о преобладании латеральной миграции нефтяных УВ юрской генерации по восстанию пластов-коллекторов из погруженной Жазгурлинской депрессии. С другой стороны, дефицит юрской органики относительно выявленных объемов нефти в месторождениях Южного Мангышлака [1] позволяет предполагать миграцию УВ более ранней генерации при формировании этих месторождений. Не исключается участие УВ доюрской генерации и в формировании нефтяных залежей п-ова Бузачи. Особенности температурного поля региона не противоречат последнему. К настоящему времени доюрские породы прошли главную фазу нефтеобразования практически на всей территории Мангышлакско-Устюртского региона.
Исходя из особенностей теплового поля региона и экстраполируя значения геотемпературных градиентов, в соответствии со статистической закономерностью К. Ландеса [5] можно выделить на западе Туранской плиты зоны развития различных по фазовому состоянию залежей УВ и оценить максимальные глубины их нахождения еще до проведения на Мангышлаке и Устюрте сверхглубокого поисково-разведочного бурения.
Согласно К. Ландесу, фазовое распределение УВ в недрах происходит в соответствии с температурным режимом. При температурах до 150°С существуют нефть, газоконденсат и газ, при 150-200 °С - газоконденсат и газ, при температурах выше 200 °С - только газ. Глубины залегания первых двух температурных интервалов (до 200 °С) в Мангышлакско-Устюртском регионе значительно колеблются (рис. 2). Максимальные глубины (7,5-8,5 км) зафиксированы на п-ове Бузачи, в пределах Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий они составляют 6-7 км. На большей части Северо-Устюртской синеклизы удовлетворительные температурные условия сохранения жидких УВ отмечаются до глубин 5,5-6 км, в Барсакельмесской депрессии - до 5 км, в Южно-Мангышлакско-Устюртском прогибе - 4,5-5,5 км.
Судя по глубинам залегания фундамента на Мангышлаке и Устюрте, можно предполагать, что в Северо-Устюртской синеклизе и в пределах устюртских участков Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий и Южно-Мангышлакско- Устюртском прогибе в осадочном чехле отсутствует нижняя газоносная зона и представляется достаточно реальным ее существование в основании толщи среднепалеозойско-триасового тафрогенного комплекса мощностью около 2 км в южной половине п-ова Бузачи и в пределах мангышлакских участков Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий и Южно-Мангышлакско - Устюртском прогибе.
Вместе с тем в юрской продуктивной толще Южного Мангышлака намечается тенденция фазового перераспределения УВ и при температурах, значительно меньших 200 °С (Узеньское и Жетыбайское нефтяные месторождения, Тенгинское и Тасбулатское газоконденсатные). Однако последнее обусловлено в значительной мере комплексом процессов формирования и переформирования залежей УВ в результате их ступенчатой латеральной и вертикальной миграции. Среди этих процессов, очевидно, существенное значение имел и температурный фактор. Так, в последние годы установлено [3], что нефти, содержащие большое количество высокомолекулярных УВ (парафинов), при температуре ниже насыщения их парафином относятся к неньютоновским системам. При этом предельное сопротивление сдвигу появляется у парафинистых нефтей при температурах 40 °С и ниже и зависит от концентрации парафина в нефти. В случае фильтрации таких нефтей в пористой среде их вязкость будет меняться в зависимости от напряжения сдвига, а, следовательно, и градиента давления. Поэтому для их движения необходимо, чтобы градиенты давления были больше начальных. Отсюда следует, что парафинистые нефти на относительно небольших глубинах неспособны к миграции в условиях природных гидродинамических градиентов. Парафинистые нефти в неглубоких залежах уже не могут перераспределяться вверх по разрезу, даже если трещиноватость покрышки достаточно развита, поскольку нефть уже не может выйти из пористой среды, в которой она находится [2]. Аналогично она не может заполнить пористый пласт, залегающий в зоне низких температур. Эти теоретические предпосылки подтверждаются в регионе: выявленные на Мангышлаке и Устюрте нефтяные залежи находятся в температурной зоне, превышающей 40 °С (табл. 2). Причем в вертикальном разрезе отдельных месторождений четко фиксируется уменьшение содержания парафинов сверху вниз, что, по-видимому, отражает фильтрационную природу их накопления в нефтях Мангышлакско-Устюртского региона (табл. 3).
В связи с вышеизложенным поверхность 40 °С можно принять за своеобразный барьер, резко ограничивающий возможности проникновения нефтей в слабо прогретые осадки. Глубина залегания в регионе этой температурной поверхности иллюстрируется на рис. 2.
Необходимо учитывать и возможность запечатывания коллектора, а, следовательно, и нефтяных залежей выпадающим из нефтяного раствора парафином при пластовой температуре ниже температуры насыщения им нефти, конечно, при соответствующих размерах поровых каналов. При температуре плавления мангышлакских парафинов 56-59 °С, около 50 °С проявление этого процесса исключать, по-видимому, нет оснований. Поэтому в Мангышлакско-Устюртском регионе до глубин 1000-1500 м (см. рис. 2) возможно обнаружение лишь фильтрованных нефтей, обедненных парафинами. Наличие тяжелых смолистых, но беспарафинистых нефтей на Тюбеджике и месторождениях п-ова Бузачи, залегающих на глубинах до 800 м, подтверждает это положение.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Грибков В.В. Вопросы формирования зон промышленного нефтегазонакопления на территории Мангышлака. - Автореф. на соиск. учен, степени канд. геол-минерал. наук. М., 1970, (ВНИГРИ).
2. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. Л., Недра, 1969.
3. Девликамов В.В., Хабибулин 3.А., Кабиров М.М. Исследование аномалии вязкости пластовых нефтей месторождений Башкирии. - Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1975, № 8, с. 41-44.
4. Крайчик М.С. Геотемпературное поле Мангышлак-Устюртского нефтеносного бассейна.- Труды ВНИГРИ. Л., 1975, вып. 369, с. 110-117.
5. Landes К. К. Eometamorphism can determine oil floor. - Oil and gas Journ., 1966, v. 64, 18, pp. 172-177.
Поступила 5/1 1982 г.
|
Глубина среза, м |
Южно-Мангышлакско-Устюртский прогиб |
Северо-Устюртская синеклиза |
|
Температура, °С |
||
|
- 500 |
30-60 |
30-40 |
|
- 1000 |
45-80 |
40-50 |
|
- 1500 |
60-100 |
50-80 |
|
-2000 |
80-120 |
60-100 |
|
-2500 |
100-140 |
70-120 |
|
-3000 |
110-160 |
90-140 |
|
Месторождение |
Возраст |
Средняя глубина залегания продуктивных отложений, м |
Среднее содержание парафина, % |
Средняя температура, °С |
|
Дунгинское |
К1 |
1720 |
11,5 |
63 |
|
Эспелисайское |
J3 |
2220 |
13,3 |
82 |
|
Узеньское |
J3 |
1160 |
21.1 |
42 |
|
Карамандыбасское |
J3 |
1320 |
20,4 |
46 |
|
Жетыбайское |
J2 |
2100 |
21,5 |
66 |
|
Тенгинское |
J2 |
2110 |
23,6 |
77 |
|
Тасбулатское |
J2 |
2370 |
13,9 |
80 |
|
Восточно-Жетыбайское |
J2 |
2300 |
21,3 |
80 |
|
Западно-Жетыбайское |
J2 |
2440 |
28,0 |
84 |
|
Арстановское |
J2 |
2820 |
18,8 |
95 |
|
Месторождение |
Возраст |
Среднее содержание парафина, % |
|
Дунгинское |
К1 |
11,5 |
|
|
j3 |
11,7 |
|
Узеньское |
j3 |
21,1 |
|
|
J2 |
19,9 |
|
Жетыбайское |
J2 |
21,5 |
|
|
J1 |
19,3 |
|
Карамандыбасское |
J3 |
20,4 |
|
|
J2 |
16,7 |
|
Тасбулатское |
J2 |
18,9 |
|
|
J1 |
12,6 |
|
Западно-Жетыбайское |
J2 |
28,0 |
|
|
J1 |
34,0 |
Рис. 1. Схема геотемпературного районирования запада Туранской плиты (по поверхности доюрских отложений).
1 - выходы доюрских отложений на поверхность; 2 - контуры платформенных структур первого порядка; геотемпературные зоны, °С: 3 - менее 40, 4 - 40-60, 5 - 60-100, 6 - 100-140, 7 - 140-180, 8 - более 180; 1 - Северо-Устюртская синеклиза; II - Центрально- Мангышлакско-Устюртская область поднятий; III - Южно-Мангышлакско-Устюртский прогиб
Рис. 2. Схема глубин залегания температурных поверхностей 40 и 200 °С на западе Туранской плиты.
1 - контуры платформенных структур первого порядка; изогипсы температуры: 2 - 40 °С, 3 200 С. I-III см. на рис. 1