К оглавлению журнала

УДК 551.2:553.98 © Е.В.Захаров, И.Б.Кулибакина, 1997

Различные тектонические элементы, отличающиеся историей геологического развития, характеризуются значительной неоднородностью распределения тепловых потоков (и соответственно пластовых температур), которые зависят прежде всего от глубины залегания, возраста и степени раздробленности фундамента.

Установлено, что напряженность тепловых потоков увеличивается над крупными положительными структурами и зонами глубинных разломов. В зонах наиболее высоких значений тепловых потоков обычно имеют место АВПД, что, вероятно, обусловлено энергетическими процессами, протекающими в недрах. Наиболее низкой геотермической активностью характеризуются области древних платформ, а наиболее высокой -молодые платформы.

Большая степень прогретости недр в участках развития нефтяных и особенно газовых месторождений по сравнению с таковой водоносных структур объясняется различной теплопроводностью УВ и пластовых вод. Установлено, что теплопроводность воды выше таковой нефти и газа соответственно в 5 и 10 раз. Различная степень теплопроводности воды, нефти и газа при сходном вещественном составе пород может предопределять различия геотермических градиентов над водоносными и продуктивными структурами. Естественно, для бассейнов осадконакопления различных тектонотипов абсолютные значения геотермического градиента в зонах развития нефтяных и газовых залежей будут различны.

Значения плотностей тепловых потоков на акватории Баренцева моря колеблются от 52-60 мВт/м² (Арктическая, Мурманская площади) до 57-79 мВт/м² (скв.Нагурская, Хейса, Северная) . Более высокие значения на островах могут объясняться повышенной тектонической активностью и вспышками магматизма вплоть до новейшего времени. Положительные тепловые аномалии (плотность теплового потока 80 мВт/м²) фиксируются также в районах Северо-Кильдинской площади и на валу Адмиралтейства. Плотность тепловых потоков на акватории Печорского моря колеблется от 50 до 60 мВт/м², а на о-ве Колгуев (Песчаноозерская площадь) составляет 40-43 мВт/м².

Распределение геотермического градиента в разрезе осадочного чехла показывает, что на большей части акватории Баренцева моря он варьирует от 2,4 до 3,0 °С/100 м. Наиболее высокие его значения (4,3 °С/100 м) фиксируются в верхнеюрских глинах Северо-Кильдинской площади (рис. 1). Низкие значения геотермических градиентов (2,3-2,7 °С/100м) характерны для карбонатных отложений палеозойского комплекса акватории Печорского моря, что наряду с другими факторами может быть обусловлено наличием рифогенных построек. Так, на о-ве Колгуев зона рифов длиной до 40 км протягивается в северной части острова и достигает мощности 80-150 м (Преображенская Э.Н., 1993).

Аналогичные постройки, вероятно, развиты в разновозрастных палеозойских карбонатах других районов Печорского моря (на морском продолжении валов Шапкино-Юряхинского, Колвинского, Паханческо-Южно-Русского и др.).

Так, на глубине 2300 м на Приразломном нефтяном месторождении пластовые температуры 55-58 °С (геотермический градиент 2,4 °С/100 м), на нефтяном месторождении Варандей-суша на той же глубине пластовая температура 53-54 °С, а на нефтяных месторождениях Наульское и Хосолтинское пластовые температуры соответственно 52 и 48 °С (геотермические градиенты соответственно 2,2 и 2,1 °С/100 м). Рост пластовых температур в направлении с юга на север обусловливает несколько большую газонасыщенность нефтей в акваториальной части вала по сравнению с таковой в сухопутной.

В целом тепловой режим севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и прилегающей акватории печороморского шельфа можно охарактеризовать как умеренный (определенные температурные аномалии могут быть вызваны особенностями флюидодинамического режима).

Значения пластовых температур и соответственно геотермических градиентов в акватории Карского моря выше, чем в Баренцевом (таблица), что обусловлено более высокими значениями тепловых потоков севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и морского ее продолжения. Наибольшее охлаждение осадочного чехла происходило в кайнозое вследствие похолодания климата, изменения палеотектонической обстановки и позднеолигоценовой регрессии моря.

Установлена прямая связь степени прогретости недр осадочного чехла с историей развития региона, временем консолидации фундамента и степенью его гетерогенности (Дучков И.В., 1990). Так, значительная деструкция литосферы обеспечила более высокую степень прогретости недр Нурминского вала Ямальской нефтегазоносной области (НГО), где средние значения геотермических градиентов по месторождениям колеблются от 3,5 °С/100 м (Бованенковское) до 4,1 °С/100 м (Крузенштерновское), чем Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, где средние геотермические градиенты 2,6-2,9 °С/100 м. Зона Нурминского вала характеризуется и максимальными палеотемпературами:

так, в верхах юрского комплекса они варьируют от 120 до 140 °С, что обусловливает высокую степень катагенетической преобразованности органической и минеральной составляющих пород и предопределяет преимущественную газоносность рассматриваемой зоны.

Анализ распределения НСР и выявленных запасов категорий C₁+C₂ нефти и конденсата на шельфах южной части Баренцева, Печорского, южной части Карского морей, в Обской и Тазовской губах, а также в сопредельных сухопутных районах Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций позволяет прийти к следующим выводам:

1) НСР нефти в целом уменьшаются с юга на север (с материка к Северному Ледовитому океану);

2) в том же направлении несколько увеличиваются НСР конденсата;

3) по концентрации НСР нефти в акваториях выделяются юго-восточный район печороморского шельфа, где она выше, чем на сопредельной суше, а также центральный район на южном шельфе Карского моря.

Изучение температурного режима недр Каспийского моря позволило отчетливо наметить связь выявленных в геотектонически различных его частях скоплений нефти и газа с соответствующими значениями современных геотермических градиентов. При этом оказалось, что нефтяные месторождения чаще тяготеют к низко- и среднетемпературным участкам (геотермические градиенты до 2,6 °С/100 м), а газовые - к участкам с более высокими геотермическими градиентами (до 4-5 °С/100 м). Например, в краевой Прикаспийской впадине Восточно-Европейской платформы, где установлены сравнительно высокие геотермические градиенты (до 3,6 °С/100 м в пределах Астраханского и Тенгизского сводов), в надсолевых отложениях выявлены крупные скопления нефти, а в подсолевых - газа и нефти. В области сочленения молодых Скифской и Туранской плит, выполненной главным образом мезозойскими отложениями, где установлены средние значения геотермического градиента (до 3,0 °С/100 м), открыты преимущественно скопления газа, а в пределах Южно-Каспийской межгорной впадины, выполненной в основном кайнозойскими отложениями, где установлены низкие значения геотермического градиента (до 2,5 °С/100 м) и высокие скорости осадконакопления, выявлены преимущественно скопления нефти. Изложенное нашло отражение на схеме установленного и прогнозируемого преимущественного развития скоплений углеводородов различного фазового состояния в акватории Каспия (рис. 2).

Недра восточного борта Южно-Каспийской впадины прогреты сильнее (особенно в интервале глубин 500-2000 м), чем недра западного борта (на восточном борту значения геотермического градиента в рассматриваемом интервале достигают 4,0-5,0 °С/100 м, а на западном - 2,0-3,5 °С/100 м), поэтому на туркменском шельфе предполагается преимущественное развитие газовых залежей.

Степень прогретости недр восточного и западного бортов Среднего Каспия также различна. На восточном борту она несколько выше, чем на западном. В связи с этим на дагестанском шельфе, вероятнее всего, будут преобладать нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи (прежде всего на морском продолжении Прикумской и Восточно-Дагестанской зон поднятий), а на казахском шельфе (в пределах Среднекаспийской зоны поднятий) - газовые и газоконденсатные залежи. Наиболее значительное преобладание газовых скоплений над нефтяными в нижне-среднетриасовом и юрском комплексах предполагается для Песчаномысско-Ракушечной и Аксу-Кендерлинской зон поднятий.

Неоднозначна степень прогретости недр и в различных участках южной морской части Прикаспийской впадины. Так, более высокая степень прогретости на западе этой акватории предопределила преимущественную газоносность недр, а меньшая степень прогретости на востоке той же акватории и на сопредельной с ней суше (за счет значительных мощностей соленосных толщ) — нефтеносность.

1 - выходы фундамента на дневную поверхность; 2 - границы тектонических элементов: а - крупнейших, б ~ крупных, в ~ средних; 3 ~ разрывные нарушения: а — установленные, б — предполагаемые; 4 — изобата, м (до которой производилась прогнозная оценка нефтегазоносности недр акватории Каспия); 5 - южная граница распространения соленосной толщи; зоны установленного (а) и предполагаемого (б) преимущественного развития скоплений: б - нефти, 7 - газоконденсата, 8 - нефти и газоконденсата, 9 - газа, 10 - нефти и газа, 11 - газа и газоконденсата; цифры в кружках - средние значения геотермических градиентов, С/100 м, для отложений, залегающих от 2000 до 5000 м; основные тектонические элементы: Прикаспийской нефтегазоносной провинции (1 - Астраханский свод, 2 - Октябрьский свод, 3 - Ново-Богатинский свод, 4 - Биикжальский свод, 5 - Джанкуевский вал, б - Бурлинско-Байчунасский прогиб, 7 - Тенгизская зона поднятий, 8 - Укатненский прогиб, 9 - Северо-Каспийско-Северо-Бузачинская зона поднятий, 10 - Западно-Каратонский прогиб); Предкавказско-Среднеазиатской газонефтеносной провинции (11 - Южная зона поднятий, 12 - Южно-Эмбинское поднятие, 13 - Полдневская зона поднятий, 14 - Северо-Кулалинский вал, 15 - Бузачинский свод, 16 - Промысловая зона поднятий, 17 - Центрально-Мангышлакско-Устюртская зона поднятий, IS - Тюб-Караганский вал, 19 - Каратауский вал, 20 - Каспийско-Камышанская зона поднятий, 21 - Чакырганский прогиб, 22 - Бекебашкудукский вал, 23 - Восточно-Манычский прогиб, 24 - Сегендыкская депрессия, 25 - Жетыбай-Узеньская ступень, 26 - Прикумская зона поднятий, 27 - зона поднятий Мангыстау, 28 - Жазгурлинская депрессия, 29 - Средне-Каспийская зона поднятий, 30 - Восточно-Дагестанская зона поднятий, 31 — Терско-Сулакская впадина, 32 — Центральное поднятие, 33 — Аксу-Кендерлинская зона поднятий, 34 - Казахская впадина, 35 - Ялама-Самурский выступ, 36 - Карабогазский свод, 37 - Кубадагский выступ, 38 - Северо-Апшеронская зона поднятий, 39 - Большебалханский антиклинорий); Южно-Каспийской нефтегазоносной провинции (40 — Северо-Апшеронский прогиб, 41 — мегантиклинорий Большого Кавказа, 42 - Келькорский прогиб, 43 - Апшероно-Прибалханская зона поднятий, 44 - Куринская впадина, 45 - зона поднятий им.Абиха, 46 - Огурчинская зона поднятий, 47 - Гограньдаг-Окаремская ступень, 48 - Чикишляр-ферсмановская зона поднятий)