К оглавлению

УДК 550.832

Оценка палеотермобарических условий по результатам ГИС(На примере Припятского прогиба.)

Н.З. ЗАЛЯЕВ, А. И. КОНОНОВ, В. Г. ДРОБЫШЕВА (БелНИГРИ)

Известно, что оценка перспективности региона на поиски залежей нефти и газа во многом обусловлена интенсивностью протекания процессов нефтеобразования. Основные факторы, необходимые для формирования углеводородных скоплений, по мнению большинства исследователей [1, 3],- температура и давление на тех этапах геологического времени, когда происходили изменение ОВ, образование нефтяных УВ, их миграция и аккумуляция в ловушки.

В каждом нефтегазоносном районе на определенных геологических этапах отмечались максимальные палеотемпературы, обусловленные как глубиной погружения, так и активизацией тектонического режима и связанным с ним дополнительным прогревом недр. Именно в периоды максимального прогрева наиболее интенсивно протекали процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Поэтому необходима дифференцированная оценка палеотемператур в потенциально перспективных осадочных комплексах пород.

Жесткие палеотермобарические условия отразились как на составе ОВ, заключенного в породе, так и на самих породах, особенно глинистых. В геофизической практике глины рассматриваются как нечто стабильное в.конкретном регионе и используются в качестве опорного горизонта с той или иной влажностью. При изучении влажности глин установлена ее изменчивость, отражающая определенные геологические процессы.

Анализ каротажных диаграмм по скважинам Припятского прогиба показал, что глины из одних и тех же горизонтов (при хорошей корреляции) в различных зонах региона имеют неодинаковые электрические сопротивления и скорости распространения в них упругих волн. Это говорит о разной степени их уплотненности. Как видно из профиля (рис. 1), увеличение уплотнения не всегда соответствует росту глубины залегания глин. Не наблюдается связи и с современной температурой. На фоне общего повышения плотности глин с глубиной отмечаются аномальные участки. Это можно объяснить следующим образом. При возрастании давления происходит потеря свободной воды, изменение влажности при этом согласуется с глубиной погружения. Но для высвобождения связанной воды одного давления недостаточно. Для преодоления сил валентных связей требуется дополнительная энергия, которую дает температура. Таким образом, остаточная влажность глин обусловлена двумя факторами - давлением и температурой. Представляется, что несогласуемые с глубиной изменения влажности глин - результат воздействия температуры, т.е. температурный эффект.

Потеря воды глинами, их уплотнение и превращение в аргиллиты носит необратимый характер. Поэтому аргиллитоподобные глины на современном этапе в основном имеют те значения электрического сопротивления и скорости распространения упругих волн, которые обусловлены воздействием существовавших в прошлом жестких палеотермобарических условий. Иными словами, глины способны «запоминать» наибольшие давления и температуры, которые отмечались в регионе в процессе геологического развития. Следовательно, изучая параметры аргиллитоподобных глин в нефтеперспективных толщах, можно воссоздать обстановку максимальных значений температур и давлений, которые пришлось «пережить» породам.

Для количественной оценки происходивших изменений пород можно использовать влажность глин, определяемую по электрическому сопротивлению глинна основании известной зависимости его от пористости

Использованию этого уравнения благоприятствует то обстоятельство, что связанная вода в глинах имеет стабильное электрическое сопротивление= 0,28 Ом-м и структурный коэффициент m близок к 2 [3].

Отсюда формула для определения влажности глин W имеет вид:

Зная сопротивление глин, можно определить влажность глинистой пачки в подошве межсолевой толщи и глин пашийско-кыновского горизонта подсолевых отложений. Полученные результаты нанесены на схематические карты. Одновременно они контролировались значениями влажности, установленными по данным акустического каротажа.

На рис. 2 Северная нефтеносная зона (Шатилковская депрессия, северный прибортовой и Речицко-Вишанский валы) оконтуривается линией наименьшей влажности (15 %). По аналогии в Центральной и Южной зонах также выделены участки, которые принимаются нами за области наименьшей влажности и соответственно максимальных температур. В отличие от Северной в Южной и Центральной зонах участки высоких палеотемператур имеют ограниченные размеры (например, Ельская депрессия, за исключением ее прибортовой зоны). Несколько пониженная влажность глин (18 %) зафиксирована в районе Каменско-Мозырских скважин. На остальной территории Центральной и Южной зон по межсолевым отложениям отмечается повышенная влажность (20-25 %), а в отдельных скважинах (Савичская 1, Северо-Бобровичская 1, Гороховская 3) она достигает 27,5 %. Это позволяет заключить, что указанная территория на протяжении всей геологической истории не испытывала воздействия высоких температур, способствующих интенсивному нефтеобразованию.

Характер изменения влажности глин пашийско-кыновского горизонта показан на рис. 3. В Северной зоне Припятского прогиба в пределах Речицко-Вишанского вала и Шатилковской депрессии оконтуриваются участки повышенных температур, соответствующие остаточной влажности глин 10-15 %. В Центральной зоне намечаются два участка повышенных температур: первый - в районе Каменско-Мозырских скважин, второй - к востоку от Копаткевичской площади, включая Савичскую, Бобровичскую, Комаровичскую и Южно-Гороховскую площади. В Южной зоне подобный участок располагается в пределах Ельской депрессии и примерно совпадает с таковым по межсолевым отложениям.

Все это говорит о том, что характер изменения палеотемператур в подсолевых породах несколько иной, чем в межсолевых. Поэтому и перспективы их в отношении интенсивности протекания процессов нефтеобразования оцениваются по-разному. Если по межсолевым отложениям большая часть Центральной зоны исходя из оценки палеотермобарических условий относится к неперспективной, то по подсолевым - она перспективна, что доказано открытием здесь залежей нефти на Савичско-Зареченской и Комаровичской площадях.

Сопоставление участков, выделенных по значениям палеотемператур, и районов с установленной нефтеносностью показывает, что месторождения располагаются главным образом в наиболее «прогретых» в прошлом районах. Как известно, максимальное количество месторождений и залежей нефти обнаружено в Северной зоне Припятского прогиба. Все они связаны с главными нефтепроводящими и нефтесодержащими комплексами - подсолевым и межсолевым. Нефти здесь легкие и хорошего качества. В Центральной и Южной зонах, несмотря на широкое распространение указанных комплексов, известны единичные мелкие непромышленные скопления тяжелой вязкой высокосмолистой нефти.

Таким образом, предложенный способ оценки яалеотермобарических условий по остаточной влажности глин может быть использован в комплексе с другими методами для установления интенсивности процессов нефтеобразования в регионе. И хотя он не позволяет пока выяснить истинные значения палеотемператур, тем не менее имеет ряд преимуществ по сравнению с определением их по отражательной способности (ОС) витринита [2]. Как известно, угольные включения в породах встречаются не повсеместно, к тому же методика определения ОС витринита достаточно сложна, а интерпретация результатов не всегда однозначна. Вместе с тем остаточную влажность глин по каротажным материалам можно оценить практически в каждой скважине и, главное, в условиях естественного залегания пласта.

Нам представляется, что данный метод может быть также использован для изучения процесса первичной миграции УВ. Потеря глинами свободной, а затем и связанной воды способствует движению УВ, образованию путей для совместной и раздельной миграции УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аммосов И.И. Палеотемпература и нефтеносность. - Труды ИГиРГИ. М., 1968, вып. 1, с. 214-241.

2. Заляев Н.З. Комплексная интерпретация геофизических параметров функциональными преобразованиями на ЭВМ (методические рекомендации). Минск, БелНИГРИ, 1980.

3. Роль глин в нефтеобразовании / Н.Б. Вассоевич, Ю.К. Бурлин, А.И. Конюхов, Е.Е. Карнюшина. - Сов. геология, 1975, № 3, с. 15-19.

Рис. 1. График изменения геофизических параметров () в глинах межсолевой толщи в зависимости от глубин их залегания

Рис. 2. Схематическая карта изменения влажности глин в межсолевом комплексе.

1 - влажность, %, 2 - разломы; 3 - границы зон, 4 - изолиния влажности, %, 5 - участки повышенных палеотемператур

Рис. 3. Схематическая карта изменения влажности глин в подсолевых отложениях.

Уел. обозн. см. на рис. 2