|
УДК 553.98.001.18:550.36(262.81-13) |
Прогнозирование фазового состояния УВ в пределах Южного Каспия на основе температурных данных
А.А. НАРИМАНОВ (Каспморнефтегазпром)
Одно из наиболее перспективных направлений дальнейших поисковых работ на нефть и газ в Южно-Каспийской впадине, охватывающей (в границах бассейна среднего плиоцена) участки суши Азербайджана и Туркмении, а также всю акваторию Южного Каспия, - поиск промышленных скоплений нефти и газа в глубокопогруженных горизонтах среднеплиоценовой песчано-глинисто-алевритовой толщи. Область расположения таких горизонтов находится в основном в пределах Южного Каспия, к тому же большая ее часть - в глубоководных (более 200 м) участках моря. Бурение же первых поисковых скважин на акваториях глубиной 50-200 м и более, как известно, осуществляется с плавучих самоподъемных или полупогружных буровых установок и буровых судов, что требует значительных капитальных вложений. В связи с этим при проектировании поисковых работ на глубокопогруженные горизонты первостепенное значение приобретает вопрос прогноза фазового состояния ожидаемых скоплений УВ. Естественно, стратегия поиска разрабатывается с учетом конкретных экономических факторов региона. В частности, в Южно-Каспийской впадине после открытия газоконденсатных месторождений Карадаг, Бахар, Булла-море основные усилия были направлены на поиск скоплений нефти. Господствующее долгое время мнение о нижней границе распространения нефтяных залежей в Южно-Каспийской впадине на уровне 6 км [6] играет определяющую роль при выборе поисковых работ.
В этой связи нами была предпринята попытка на основе анализа накопленных данных о термобарических условиях глубокопогруженных горизонтов дать прогноз фазового состояния ожидаемых углеводородных скоплений на больших глубинах. Для этого проанализированы результаты бурения 75 поисковых и разведочных скважин в шельфовой зоне Азербайджана и Туркмении глубиной свыше 5,5 км, в том числе 20 скважин - свыше 6 км.
Вопрос так называемой критической глубины залегания УВ в жидкой фазе рассматривался многими исследователями [2, 3, 6, 8, 9 и др.], выделившими для различных регионов зоны с преимущественным нефтесодержанием, где скопления УВ в жидкой фазе по запасам преобладают над газовыми. Установлено, что нижняя граница этой зоны в зависимости от температуры или палеотемпературы недр, а в ряде случаев и давлений относительно высока в платформенных областях и более погружена в районах с мощным осадочным чехлом, характеризующимся пониженными значениями средних геотермических градиентов [2,8].
По данным ГСЗ, на территории Южного Каспия породы консолидированного фундамента залегают глубже 15 км, а мощность молодых плиоцен-четвертичных отложений в наиболее прогнутой части достигает 10 км. Столь высокая скорость прогибания, в основном компенсируемая осадконакоплением, очевидно, явилась главной причиной возникновения геологических аномалий впадины, в том числе, например, чрезвычайно низких значений геотермического градиента.
Изучение же геотермического поля по многочисленным долгопростаивающим скважинам с установившимся тепловым режимом и в бурящихся скважинах [2, 5, 6 и др.] позволило выявить ряд закономерностей и особенностей распределения температур в осадочном чехле. Одна из них, отражающая влияние интенсивного преобразования монтмориллонита на характер распределения тепла по разрезу и обусловившая синусоидальную конфигурацию кривой с глубиной, подробно рассмотрена ранее [7, 8].
Произведенные расчеты и построения (Для установления характера прогрева глубокопогруженных горных пород автором использованы данные замеров максимальными электротермометрами в бурящихся скважинах, показания которых в стволе необсаженных скважин занижены из-за влияния промывочного раствора [7]. Разница температур в стволе скважин и массиве горных пород принята за 30-35 °С [5]. Нами при описании истинных температур пород на глубинах свыше 4 км берется поправка 30 °С.) (часть из которых приводится на рисунке) по температурам, замеренным максимальными термометрами в бурящихся глубоких скважинах, позволяют достоверно установить характер изменения прогрева пород с глубиной. Одна из наиболее отличительных особенностей этого процесса - рост геотермического градиента практически на всех площадях с развитым чехлом молодых осадков с глубины в среднем 4,5 км после его заметного снижения в вышележащей почти километровой толще пород. Этот факт мы склонны объяснить влиянием эндотермически протекающей массовой дегидратации монтмориллонита. С глубины примерно 5 км с прогревом пород в среднем до температуры около 110 °С продолжающееся преобразование сохранившихся минералов не может существенно влиять на тепловой поток, вследствие чего геотермический градиент не будет испытывать существенных колебаний и в среднем для области составит 2,1 °С/100 м.
Исходя из того, что в целом для Южного Каспия прогретость осадочных пород на глубине относительно равномерна по площади и не носит следов резкой зависимости от литолого-фациальной или возрастной характеристики пород [7], нам представляется, что среднее значение геотермического градиента можно использовать при проектировании глубокого и сверхглубокого поискового бурения. Естественно, при прогнозах фазового состояния углеводородных скоплений следует принимать во внимание целый ряд факторов, но основная роль среди них должна принадлежать все-таки температуре и возрасту. Для области Южного Каспия оба эти показателя используются для обоснования возможного залегания жидкой фазы УВ на глубинах по крайней мере до 9 км.
В настоящее время на площади о-в Булла выявлена залежь нефти в горизонте среднего плиоцена на глубине 5755 м, где расчетная температура вмещающих залежь пород около 128 °С. Учитывая структурный фактор и фракционный состав конденсата газоконденсатной залежи месторождения Булла-море, прослеженной до отметки -6206 м, можно предполагать наличие оторочки нефти до отметки -6350 м, где средняя расчетная температура пород равна 135 °С.
Еще в 1974 г. И.П. Жабрев с соавторами [1] на основе анализа опыта освоения глубоких горизонтов за рубежом и в СССР (в том числе и в Южно-Каспийском бассейне) сделал вывод о возможности обнаружения промышленных скоплений нефти и газа на глубинах до 7 км, причем факторы тектонический и термобарический, контролирующие условия миграции, аккумуляции и консервации УВ (структурная дифференциация во времени и пространстве, распределение в осадочной толще коллекторов и нефтегазоупоров, степень их надежности по отношению к газу и нефти, гидрогеологические условия и др.), справедливо рассматривались как решающие при формировании зон нефтегазонакопления.
Анализируя термобарическую характеристику недр по данным ряда сверхглубоких скважин, следует оговориться, что в пределах Южного Каспия может сохраниться избыточное пластовое давление (ИПД) с коэффициентом около 1,2 (не принимается во внимание перепад давлений на своде и крыльях за счет разности плотностей заполняющей пласт газожидкостной смеси) при тенденции с глубиной к вероятному снижению поровых давлений в глинах небольшой мощности. В этом аспекте интересны результаты исследования индивидуальных жидких УВ в автоклавах-бомбах при воздействии температуры 375 °С в течение 150 ч, на основе которых сделано заключение о стабильности всех классов УВ нефти в условиях высоких температур при больших давлениях [4]. Исходя из этого, ИПД, равное в нашем случае на глубине 9 км приблизительно 110 МПа, вероятно, может оказывать тормозящее воздействие на разрушающее влияние высокой температуры.
Приведенные выше данные в целом согласуются с предположениями некоторых исследователей [3, 8] о критической глубине залегания нефти в пределах Южно-Каспийской впадины или идентичных бассейнов.
Выводы
1. В пределах Южного Каспиямассовая дегидратация монтмориллонита завершается до глубины примерно 5 км при температуре 110 °С.
2. Для прогнозирования теплового режима глубокопогруженных пород с глубины 5 км можно использовать средний геотермический градиент 2,1 °С/100 м.
3. Если нижнюю границу распространения нефти в недрах провести по изотерме 200 °С, то в пределах Южного Каспия УВ в жидкой фазе могут быть развиты до глубины 9 км.
4. В аналогичных областях с мощным кайнозойским чехлом и средними скоростями осадконакопления не менее 700 м/млн. лет для прогнозирования фазового состояния УВ в недрах можно, видимо, использовать полученную для Южного Каспия величину геотермического градиента.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Генезис газа и прогноз газоносности /И.П. Жабрев, В.И. Ермаков, В.Е. Орел и др.- Геология нефти и газа, 1974, № 9, с. 1-8.
2. Геотермия нефтегазоносных областей Азербайджана и Туркмении / Ш.Ф. Мехтиев, А.А. Геодекян, А.Б. Цатурянц и др. М., Недра,1973.
3. Горшков В.И. Палеотермальная зональность осадочных толщ.- Нефтегаз. геол. и гео-физ., 1978, № 7, с. 14-18.
4. Гринберг М.В., Харчук Н.А., Куречко И.Н. Изучение структурного изменения углеводородов в зависимости от температуры и давления в условиях, моделирующих глубинные геохимические (н-парафины).- В кн.: Теоретические вопросы нефтегазовой геологии. Киев, 1980, с. 28-37.
5. Дергунов Э.Н. Определение температуры массива горных пород по замерам электрокаротажа и максимальными термометрами в скважинах с неустановившимся тепловым режимом (на примере площадей Бакинского архипелага). Деп. в ВИНИТИ, № 3198-79, 1978, 5 с.
6. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М., Недра, 1979.
7. Мехтиев Ш.Ф., Буниат-заде З.А., Нариманов А.А. Об особенностях геотермического поля Западного шельфа Южного Каспия - Азерб. нефт. хоз-во, 1981, № 9, с. 3-9.
8. Термобарические условия формирования залежей нефти и газа на больших глубинах в областях кайнозойского прогибания / Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, В.А. Николенко, Л.Г. Шустова.- Геология нефти и газа, 1981, № 3, с. 44-47.
9. Шмайс И.И. О критической глубине залегания скоплений нефти и газа.- Нефть и газ (КазПТИ), 1974, вып. 2, с. 3-5.
Рисунок Термограмма пород Южного Каспия
