УДК 550.36:553.98.001.18

Информативность тепловых аномалий при локальном прогнозе нефтегазоносности

В.Д. ИЛЬИН, Н.А. МИНСКИЙ, А.В. ОВЧАРЕНКО (ВНИГНИ)

В настоящее время появилось немало предложений использовать геотермические параметры для локального прогноза нефтегазоносности, особенно в подсолевых отложениях. Они часто основываются на предпосылках, предусматривающих использование противоположных термических эффектов. Например, экзотермия окисления УВ и, напротив, эндотермические эффекты, возникающие в связи с низкой теплопроводностью нефтяных и газовых залежей. Первые не совпадают с отрицательными тепловыми аномалиями, образующимися над телами каменной соли, вторые усиливают их. Цель настоящей работы систематизировать основные причины, вызывающие тепловые аномалии разного знака, показать (в том числе с помощью теории информации) сложность, порою неоднозначность результатов решения задачи.

Происхождение тепловых аномалий осадочного чехла платформ можно классифицировать по схеме: 1) вызванные возмущениями в тепловом потоке Земли в связи с изменениями литолого-физических свойств пород в разрезе отложений, 2) возникшие в результате вертикальных тектонических движений, 3) обусловленные биогеохимическими процессами окисления нефтей и УВ-газов, 4) связанные с механическими напряжениями в породах, 5) вызванные компрессией или декомпрессией газовой фазы флюидов, 6) появившиеся в результате магматизма или гидротермальной деятельности.

Это неполный перечень причин образования аномалий, которые, однако, представляют интерес для нефтяной геологии.

Аномалии, вызванные возмущениями в тепловом потоке Земли, описаны в работах Д.И. Дьяконова, Ф.А. Макаренко, К. Люиса, С. Роза, Э.Б. Чекалюка, И.М. Федорцева, В.Г. Осадчего и др. Закономерности в их появлении над телами линзовидной формы, имеющими пониженную или повышенную теплопроводность по отношению к вмещающим породам, вытекают из физического понятия теплового потока, который в целом осуществляется кондуктивным передвижением тепловой энергии к поверхности Земли. Помимо кондуктивной теплопередачи на тепловой поток влияют конвекционная и диффузионная теплопередачи, осуществляемые жидкой и газообразной фазами пород. Тепловой поток кондуктивного происхождения выражается отношением

где Q - тепловой поток (4,2*10^-2 Вт/м²),- температурный градиент (10^-1*°С/м), K - теплопроводность породы (4,2*10^-1 Вт/м*°С) (По С. Кларку (1969 г.), приблизительные (усредненные) значения (4,2*10^-1* Вт/м*°С) составляют: каменная соль и ангидрит 12-13, доломит плотный 11-13, известняк плотный 5-7, гипс 3-4, рифогенный пористый известняк, кавернозный известняк и доломит, глинистый сланец 2-5. Приведенные значения характеризуют сухие породы; теплопроводность насыщенных водой пород в зависимости от пористости возрастает на 11-23 %. По тем же данным, даже для относительно хорошо изученных веществ результаты измерений теплопроводности значительно отличаются.).

Такое соотношение постоянного (для данного района и времени) теплового потока с температурным градиентом и теплопроводностью пород сопровождается следующими эффектами.

Проходя через линзовидные тела пород с высокой теплопроводностью, например через линзы (штоки) каменной соли, плотность теплового потока возрастает, его линии сгущаются (испытывают конвергенцию). Однако, минуя ту же линзу, при движении к дневной поверхности линии теплового потока вновь выравниваются и становятся параллельными. Таким образом, количество переносимого тепла в данном случае остается постоянным (рис. 1, а).

В соответствии с рассмотренными возмущениями в тепловом потоке над линзами каменной соли образуются положительные температурные аномалии, под линзами - отрицательные. Это обусловлено тем, что изотермические поверхности располагаются ортогонально к линиям теплового потока.

Если тепловой поток пересекает не линзу каменной соли, а пласт выдержанной мощности, то линии теплового потока не испытывают конвергентного возмущения, но на диаграммах, построенных в координатах глубина - температура, появляется ступень, вызванная уменьшением темпа нарастания температуры с глубиной, что связано с увеличением скорости теплового потока в пласте каменной соли.

Проходя через линзовидные тела с низкой теплопроводностью, например через высокопористые рифовые тела, пустоты которых заполнены нефтью или газом, тепловой поток рассеивается, плотность его уменьшается и линии теплового потока соответственно рассредоточиваются (испытывают дивергенцию). В результате над залежами нефти или газа возникают отрицательные тепловые аномалии (см. рис. 1, б).

Возмущения в тепловом потоке проявляются тем интенсивнее, чем значительнее разность теплопроводности линзовидных тел УВ и вмещающих пород. Даже при равной пористости пород в разрезе теплопроводность залежей УВ в коллекторах любого типа должна быть на 20-30 % ниже теплопроводности окружающих водоносных пород (При сжатии около 70 МПа, что отвечает глубинам 3-4 км (С. Кларк, 1969 г.).). В принципе над залежами УВ должны всегда существовать условия для образования отрицательных температурных аномалий, а под ними - положительных. Те и другие, однако, по мере релаксации возмущения в тепловом потоке должны уменьшаться и исчезать в направлении к дневной поверхности и на глубину. Плотность теплового потока вдали от УВ-залежей приближается к региональным (фоновым) значениям.

Выявленные закономерности приводят к идее обнаружения залежей УВ по разности между фоновыми значениями теплового потока и его деформированными участками над такими объектами. Этой проблемы касались исследования Ф.А. Макаренко, К. Люиса, С. Роза, В.В. Суетнова и др. Однако возникают трудности [4] элиминирования аномалий другого типа, которые по своему знаку совпадают или не совпадают с тепловыми аномалиями, связанными с низкой теплопроводностью пород, насыщенных нефтью или УВ-газами.

Рассмотрим некоторые из таких аномалий.

В связи с малой теплопроводностью большинства пород осадочного чехла платформ и кристаллического фундамента, значительной их теплоемкостью быстрое (в геологических масштабах) воздымание или погружение какого-либо участка литосферы медленно нарушает установившийся тепловой режим. Здесь мы сталкиваемся с явлениями тепловой инерции [2]. Геотермические наблюдения в молодых горных районах, где альпийский вулканизм и глубинные магматические процессы едва ли имели место, подтверждают существование тепловой инерции. Так, в Тянь-Шане, испытавшем значительную эрозию после подъема глыб литосферы в четвертичное время, до сих пор широко распространены горячие источники «арасаны». Напротив, в бассейнах, испытавших быстрое компенсированное погружение или охлаждение мантийного вещества из-за ликвидации гранитного слоя, величины геотермических градиентов, как правило, занижены. Таким примером может служить Прикаспийская впадина [3].

Инерционные аномалии могут возникать и на локальных участках, испытавших сравнительно молодые вертикальные перемещения. Над антиклинальными складками или горстами, в которых может не быть окисляющихся залежей нефти, существуют положительные тепловые аномалии, над депрессионными зонами - отрицательные. Такую закономерность отмечали на активизированных платформах Р.И. Кутис, В.В. Гордиенко (1971 г.), X.И. Амирханов, В.В. Суетнов (1976 г.) и др. Однако на древних платформах из-за полной релаксации возмущений в тепловом потоке, которая была обусловлена небольшой скоростью вертикальных движений пород или тектоническими движениями в далекие эпохи, положительные аномалии над антиклинальными и горстовыми поднятиями не обнаруживаются, на что обращали внимание Ф.А. Макаренко, С.И. Сергиенко, Л.Б. Смирнов (1972 г.). В связи с этим следует ожидать, что способ прямого прогноза залежей нефти или газа по отрицательным тепловым аномалиям будет малоэффективен на молодых или древних, активизированных платформах, хотя по отношению к залежам в неантиклинальных ловушках его эффективность должна быть выше. На антиклиналях же при наличии залежей нефти благодаря интерференции теплового поля под влиянием инерционных и литолого-физических причин могут возникать плосковерхие формы положительных аномалий или даже экстремумы (локальные минимумы) в апикальной их части, которые могут придать аномалиям кольцеобразную форму (рис. 2).

На древних тектонически пассивных платформах рассматриваемый способ более перспективен, хотя подземное окисление нефтей может вызвать положительные аномалии, маскирующие прямой отрицательный тепловой эффект залежей УВ. Но в принципе положительные аномалии на древних платформах, связанные с окислением УВ, по тем же причинам могут иметь также кольцеобразную форму. Отрицательные тепловые аномалии, обусловленные низкой теплопроводностью нефти и газа, могут исчезнуть и даже смениться положительными тепловыми аномалиями, вызванными окислением нефтей и УВ-газов.

Общеизвестны факты существенного повышения температуры по мере приближения к нефтяным залежам. Например, в Предкавказье иногда на расстоянии всего 0,5 км температура повышается по латерали и вертикали к залежам нефти на 50-90 °С. Это объясняют глубинным окислением нефтей. Окислительные реакции могут идти непрерывно и интенсивно благодаря постоянному поступлению в область ВНК растворов, содержащих окисляющие нефть компоненты. Среди последних наиболее распространены сульфаты. Сульфатредуцирующие анаэробные бактериальные процессы могут протекать даже при температуре 100-120 °С, т. е. на глубинах примерно 2-3 км, при более высоких температурах окисление нефтей продолжается под действием абиогенных процессов и не исключено, что при этом участвуют ферменты, сохранившиеся от погибших бактерий.

Вблизи дневной поверхности также развиваются экзотермические процессы окисления УВ. На небольших глубинах они возникают над залежами нефти и газа в диффундирующих потоках. В результате образуются положительные тепловые аномалии над залежами. Однако окисление УВ местного, например, почвенного происхождения может имитировать эту зависимость. В процессе приповерхностного окисления УВ участвуют аэробные бактерии, метаболизм и штаммы которых изучались Т.Л. Гинсбург-Карагичевой (1954 г.) и др.

Предложения использовать тепловые аномалии рассмотренного типа для локального прогноза нефтегазоносности продолжаются [1]. Но по существу они дополняют прямую газовую съемку и функционально связанные с ней бактериальную и радиометрическую съемки. Однако разрешающая способность газовой съемки (В.А. Соколов, 1940 г.) оказалась неравнозначной для районов с разным тектоническим строением. В настоящее время перспективы ее еще более сужаются, так как помимо названных причин нарастает загрязнение нефтяными продуктами приповерхностного слоя Земли.

Результаты экзотермических процессов глубинного и приповерхностного окисления нефтей и УВ-газов должны перекрывать на несколько порядков с противоположным значением литологический фактор, который обусловливает снижение плотности теплового потока над залежами нефти и газа.

Тепловые процессы, связанные с механическими напряжениями в породах, экзотермичны (В.Д. Кузнецов, 1937 г., Дж. Бредли, Ф. Форт, 1966 г. и др.). Положительные тепловые аномалии инерционного типа усиливаются отмеченными процессами, они активизируются во время роста антиклинальных складок.

Компрессия газовой фазы флюидов также экзотермична (А.И. Хребтов, 1959 г. и др.). Она проявляется при деформации резервуарных пород, находящихся, например, в шарнирных зонах растущих на больших глубинах складок (более 3 км). На меньших глубинах в растущих антиклинальных складках, согласно закономерностям ориентировки эллипсоида деформаций, напротив, должна происходить декомпрессия газовой фазы. Она сопровождается поглощением тепла. Этот и другие эффекты, связанные с аномальными давлениями (К. Люис, С. Роз, 1970 г.), возникающими в динамике формирования литолого-физической зональности осадочного чехла платформы [2], могут влиять на плотность теплового потока и таким образом ослаблять или усиливать термофизическое влияние залежей нефти и газа.

Перенос тепла магматическими расплавами и гидротермальными растворами в соответствии с масштабами их проявления и длительностью движения теплоносителей оказывает влияние на напряженность теплового поля, усиливая положительные и ослабляя отрицательные аномалии другого происхождения. В НГБ наиболее распространены внедрения расплавов основного состава, которые послойно инъецируют осадочные формации в виде силлов, например силлы и комбинации их с дайками (траппы) Восточной Сибири. Тепло магматических внедрений активизирует процессы генерации УВ, их миграцию, но при контактном метаморфизме разрушает залежи нефти (расплав базальтового состава затвердевает при температурах 1000-1100 °С) (Остывшие силлы могут играть и положительную роль в формировании залежей УВ, поскольку являются качественными флюидоупорами [2].).

Суммируя причины образования тепловых аномалий, их можно условно подразделить на две группы: 1) усиливающие литолого-физическое влияние залежей УВ на фоновый тепловой поток и 2) ослабляющие или даже перекрывающие это влияние. В первой группе можно выделить аномалии: A₁ - вызванные литолого-физическим влиянием пород с низкой теплопроводностью, А₂ - инерционных депрессий и А₃ - декомпрессии газовой фазы; во второй группе: А₄ - инерционных поднятий, А₅ - связанные с экзотермическими биогеохимическими процессами окисления нефтей и УВ-газов, А₆ - механических напряжений в породах, А₇ - вызванные компрессией газовой фазы флюидов и A₈ - обусловленные современным магматизмом и гидротермальной деятельностью.

С точки зрения теории информации аномалия, вызванная залежью УВ (событие А), попарно совместима с событиями А₁-А₃. Эту связь можно оценить энтропией (С. Шанон, 1948 г.):

где Н - относительная энтропия,- вероятности, равные отношениям .

Коэффициент элиминации Э, в свою очередь, рассчитывается по формуле

Для вычисления необходимы точные значения амплитуд аномалий А₁-А₃. Аномалии же при этом выпадают из оценки информативности, так как они попарно несовместимы с аномалией А.

Если абстрагироваться от прочих аномалий и рассматривать, например, только влияние каменной соли на отрицательную аномалию, вызванную наличием в подошве соли неокисляющейся залежи УВ, то задача элиминирования до некоторой степени упрощается. По скоростям распространения упругих волн можно определить морфологию тела каменной соли, зная фоновый тепловой поток и теплопроводность пород, рассчитать изотерму для случая отсутствия в подошве соли залежи УВ (см. рис. 1, в), затем определить зону элиминации (разность между расчетной изотермой Т_с и реальной Т_УВ_+с). Отсутствие зоны элиминации должно указывать на то, что залежи УВ в подошве соли нет или она расположена так глубоко под солью, что фоновый тепловой поток испытал релаксацию.

Многомерный математический анализ, вероятно, позволит сделать локальный прогноз нефтегазоносности при условии, что программа его предусматривает построение моделей, отражающих основные причины образования положительных и отрицательных аномалий. Сравнение теоретических моделей с реальным тепловым полем геологического объекта может дать материал для прогнозирования. Однако при построении некоторых из них, например, учитывающих влияние интрузивной деятельности или окисления УВ, встречаются трудности, связанные со сложным математическим аппаратом, в который входят уравнения, описывающие закон Фурье (А.В. Лыков, 1948 г.). Вместе с тем разрешающая способность прогноза будет зависеть и от точности определения температурных градиентов и теплопроводности пород.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лялько В.И., Митник М.М., Вульфсон Л.Д. Использование дистанционной тепловой и спектрометрической съемки для поисков нефтегазовых залежей и термальных вод. Киев, ИГНАН УССР, 1976.

2. Минский Н.А. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. М., Недра, 1975.

3. Минский Н.А. Закономерности формирования оптимальных коллекторов. М., Недра, 1979.

4. Суетнов В.В. Комплексная геотермическая разведка нефтяных и газовых месторождений.- ЭИ. ВИЭМС. Сер. Peг. разв. и промысл, геофизика, 1970, № 52, с. 13-17.

Рис. 1. Возмущения в тепловом потоке, вызванные литолого-физической гетерогенностью пород.

Аномалии: а - связанные с линзой каменной соли, б - с залежью нефти или газа, в - на крыле штока каменной соли, г - то же при наличии залежи нефти или газа в подсолевых отложениях; 1 - соль; 2 - залежи УВ; 3 - зона элиминации; изотермы: Тс - вблизи линзы каменной соли, T_УВ - вблизи залежей нефти или газа; тепловые потоки: Q₁ - фоновый, Q₂ - возмущенный

Рис. 2. Кольцевая тепловая аномалия, отраженная изотермической поверхностью