|
УДК 553.98:550.36(575.1) |
Геотермические аномалии в Западном Узбекистане и их поисковое значение
В.Ф. ДОКУНИХИН (Узбекнефтегазгеология), В. А. ЗАГОРУЙКО, В. Д. ИЛЬИН (ВНИГНИ)
Известно, что геотермические аномалии могут быть использованы как локальные показатели нефтегазоносности, в связи с чем их выявление и изучение приобретают большое практическое значение при поисках залежей нефти и газа.
Примеры приуроченности положительных геотермических аномалий к продуктивным структурам известны в различных нефтегазоносных районах СССР [3, 4, 9], вместе с тем природа увеличения напряженности теплового поля, вызванного наличием нефти или газа, еще мало изучена. Некоторые исследователи [4] образование положительных геотермических аномалий на газовых месторождениях объясняют низкой теплопроводностью газоносных пород. Газовые залежи служат своеобразным тепловым экраном на пути теплового потока.
Над залежами газа месторождений платформенной части Туркмении и Узбекистана, в пределах Зиагли-Дарвазинского, Газлинского и Марыйского поднятий, установлены относительные отрицательные термоаномалии, которые, по предположению некоторых исследователей [1, 5, 7, 10], образовались благодаря современной миграции свободного газа, сопровождающейся адиабатическим расширением газа и соответственно охлаждением недр. В платформенной части Туркмении почти все газоносные площади отмечены относительными отрицательными термоаномалиями [1]. Эти аномалии выявляются в отложениях, непосредственно перекрывающих газоносные горизонты. Генетическая связь таких термоаномалий с залежами УВ на глубине позволяет использовать их в качестве поисковых признаков газоносности локальных структур. Как отмечено в работе [2], существенное значение для передвижения флюидов имеет температурный фактор, и характер изменения температурного поля в пределах геологических структур может быть использован для прослеживания направления движения УВ.
В Западном Узбекистане, начиная с 60-х годов, геотермические исследования и точечные замеры пластовых температур в продуктивной части разреза проводилась практически на всех 45 открытых месторождениях. Однако определение среднего значения пластовой температуры, необходимое для выявления температурной поправки в формуле подсчета запасов нефти и газа, в большинстве случаев было затруднено из-за большего разброса величин замеренных пластовых температур и кажущегося отсутствия какой-либо закономерности в ее изменении.
С целью установления особенностей изменения пластовых температур в продуктивной части разреза нами были рассмотрены данные, полученные при измерении температур максимальным ртутным термометром на месторождениях Денгизкуль - Хаузак - Шады, Уртабулак, Северный Уртабулак и Северный Денгизкуль, расположенных в пределах Денгизкульского вала на Чарджоуской тектонической ступени. В указанных месторождениях продуктивны верхнеюрские карбонатные отложения, а залежи нефти и газа приурочены к ловушкам рифового типа.
По результатам измерения температур составлена карта геоизотерм на глубине - 2300 м на основе структурной схемы по кровле верхнеюрских карбонатных отложений (рис. 1). Такой способ построения позволяет непосредственно выявить влияние литолого-тектонических факторов на распределение температур по поверхности среза. Пластовые температуры измерялись довольно равномерно по всей изучаемой территории. Полученные данные отражают региональную геотермическую обстановку и характеризуют отдельные месторождения. На региональном геотермическом поле четко выделяются месторождения в виде локальных аномалий пониженных на 2-8 °С значений температур в своде по сравнению с крыльями, т.е. в плане все месторождения выделяются по относительным отрицательным геотермическим аномалиям. При этом интересно, что месторождения с высокой концентрацией запасов газа на единицу площади (Подсчеты запасов газа на указанных в рис. 2 месторождениях выполнены до 1982 г) обрисовываются аномалиями большей амплитуды. Так, на месторождении Уртабулак, где концентрация запасов газа достаточно высока (рис. 2), в сводовых скв. 9 и 18 пластовая температура равна 96 °С, а на северо-восточной и юго-западной границах рифа (скв. 19, 23) температура повышается до 104 °С. Такого резкого повышения температуры не наблюдается в юго-восточном направлении. Напротив, по данным скв. 12, расположенной далеко за пределами рифа и соответственно за контуром газоносности, пластовая температура достигает всего лишь 101 °С.
По геологическим данным, этот участок тяготеет к критической зоне седловины Уртабулакской ловушки, и снижение температуры здесь, возможно, обусловлено адиабатическим эффектом на участке перетока газа.
На месторождении Денгизкуль, где концентрация запасов газа также значительна, отмечается ярко выраженная геотермическая аномалия с амплитудой 7°. На месторождениях Хаузак и Шады, где запасы газа рассредоточены по большой территории, отмечаются слабовыраженные отрицательные геотермические аномалии с амплитудой соответственно 4 и 2°. На месторождении Фараб, расположенном в прилегающем к изучаемому районе на территории Туркмении, где также газоносны карбонатные отложения верхней юры, отрицательная термоаномалия амплитудой 2° приурочена к газоносной части продуктивного горизонта [1]. Плотность запасов на этом месторождении также незначительна.
Образование относительных отрицательных термоаномалий в зонах развития рифовых месторождений, по-видимому, связано с тем, что высокопористые тела рифов, имеющие линзовидную форму, вызывают дивергентное возмущение теплового потока. Как известно, тепловой поток прямо пропорционален теплопроводности и температурному градиенту [8]. Это возмущение вызвано большей теплопроводностью вмещающих рифы плотных карбонатных пород по сравнению с пористыми породами рифа [6, 8]. В результате над рифом возникают отрицательные, а под рифом - положительные аномалии. Отрицательные аномалии усиливаются ближе к кровле рифа, и их наличие и величина могут быть использованы в качестве показателей не только существования на глубине залежи, но и ее масштабов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Борзасеков В.Ф. Геотермические условия нефтегазоносных областей платформенной части Туркмении. М., Наука, 1969.
2. Гидродинамика и геотермия нефтяных структур / Г.В. Богомолов, Ю.В. Мухин, А.В. Балакирев и др. Минск, Наука и техника, 1975.
3. Зингер А.С., Котровский В.В. Гидрогеотермические условия водонапорных систем западной части Прикаспийской впадины. Саратов, Саратовский ун-т, 1979.
4. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР. М., Недра, 1977.
5. Методика гидрогеологических исследований локальных структур при поисках нефти и газа / Я.А. Ходжакулиев, М.И. Суббота, А.А. Аванесов и др. Ашхабад, 1978.
6. Минский Н.А. Формирование нефтегазоносных пород и миграция нефти. М., Недра, 1975.
7. Панченко А.С. Сложные гидрогеологические и геотермические аномалии - новые локальные показатели газонефтеносности. РНТС. Сер. Геология и разведка газовых и газоконд. м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1981, вып. 5, с. 1-11.
8. Справочник физических констант горных пород. Под ред. С. Кларка. М., Мир, 1969.
9. Сухарев Г.М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1971.
10. Ходжакулиев Я.А. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений газа и нефти. М., Недра, 1976.
Поступила 31/VIII 1982 г.
Рис. 1. Геотермическая карта Денгизкульского вала на срезе - 2300 м.
1 - изогипсы по кровле известняков верхней юры, м; 2 - скважины, в которых замерялась температура; 3 - геоизотермы по срезу -2300 м, °С; внешние контуры: 4 - нефтеносности, 5 - газоносности; 6 - граница рифа. Месторождения: а- Шады, б - Хаузак, в - Денгизкуль, г - Северный Денгизкуль, д - Уртабулак, е - Северный Уртабулак
Рис. 2. График зависимости изменения амплитуды геотермических аномалий от плотности запасов газа на единицу площади залежи.
Месторождения: 1 - Шады, 2 - Фараб, 3 -Xаузак,4 - Северный Денгизкуль, 5 - Денгизкуль, 6 - Уртабулак