Тепловой режим нефтегазоносных областей Западной Сибири

Курчиков, Аркадий Романович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Тепловой режим нефтегазоносных областей Западной Сибири
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Тепловой режим нефтегазоносных областей Западной Сибири"

Р Г Б ОД

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ОБЪЕДИНЕННЫЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛОГИИ

На правах рукописи

КУРЧИКОВ Аркадий Романович

ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

04.00.17 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождении

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

НОВОСИБИРСК 1995

юОота выполнена в Западно-Сибирском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (ЗапСибНИГШ)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Н.П.Запивалов

доктор геолого-минералогических наук, профессор, заслуженный деятель науки и техники России В.М.Матусевич доктор геолого-минералогических наук, профессор, лауреат Государственной премии С.Л.Шварцев

Ведущая организация - Сибирский научно-исследовательский

институт геологии, геофизики и минерального сырья (СШИГГиМС), г.Новосибирск

Защита диссертации состоится 28 февраля 1995 г. в 10 часов на заседании специализированного совета Д 002.50.04 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале по адресу: 630090, г.Новосибирск, Университетский проспект,3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГиМ СО РАН.

Диссертация разослана "(0 " 1995г.

Ученый секретарь специализированного совета, доктор геол.-мин. наук

В.И.Москвин

ВИЩИНИЕ

Акту и л ь и о с г ь п I1 о 6 л с м ы. Объемом исследовании настоящей работы является 1еотемпературное поле нефкча юпосмых областей, рассматриваемое, с одной стороны, как результат воздействия большого числа энергетических процессов в холе геологическом эволкшпи осадочных бассейнов, а с другой, как определяющее основные особенности процессов нефте1азообразова-нии и нефтегазонакоплеция, таких, как интенсивность катагене-тического преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) пород, масштабы генерации жидких и газообразных углеводородов (УВ). аккумуляция их в залежи, фазовое состояние и сохранность УВ скоплении геологически длительное время. В настоящее время по каждому 1ь указанных аспектов проблемы существуют достаточно противоречивые представления. Поэтому, получение новой, достоверной и представительной информации Делает актуальными геотермические исследования на региональном (при решении общих вопросов нефгегазопоисковой геологии) и локальном (при изучении энергетики процессов формирования УВ скоплении, разработки методов локального прогноза) уровнях. Необходимость постановки таких исследовании и Западной Сибири определяется как уникальностью запасов нефти и газа, так и многообразием геологических, тектонических и геотермических условий, что позволяет перенести сделанные выводы и обобщения на другие нефтегазоносные бассейны.

Цель исследован и п. На основе физико-математического моделирования процессов тепломассопереносп в горных породах через установление закономерностей современного и палеогеотермических режимов Западно-Сибирского изучить роль геотермического фактора в процессах генерации.миграции и аккумуляции УВ, разработать геотермические методы прогноза нсфтсгазоносности на региональном, зональном и уровнях.

Задачи и с с л е д о в а и и и: - обосновать и программно реализовать численные алгоритмы для определения роли геологических, тектонических, гидрогеологических, климатических и др. факторов в формировании геотемпературных полей осадочных бассейнов, и на этой основе построить математическую модель геотемпературного поля Западной Сибири;

- > C raIГОНИ 11» MKPIIOMepilOCTII вариаций и природу глубинного геп-лоиою потока (П II), температур, палеотемператур в пределах Западно-Сибирского бассейна;

- оценить роль геотермического фактора в процессах катагенетн-ческого преобраювания РОВ для разного гппа пород;

- выявить значение п:1лео|еотермнчсских >словий недр в формировании зон преимущественного нефте- и газонакопления;

- выявить особенности флуктуации геотемпературного поля вблизи месторождении нефти, юза и конденсата и установить boí-можносгн исполыовании 1еотермической информации при попске и разведке нефтяных и газовых месторождений.

Фактически й м а г е р и а л и м е т о д ы н-с с л е-д о в а н и я. В основу работы положены результаты, полученные автором в процессе многолетних исследований нефтегазопосности и геотермического режима Западно - Сибирского бассейна. В работе на основе использования методов решения обыкновенных дифференциальных уравнении н уравнений в частных производных, с использованием методов теории вероятности и статистики переин-терпретиронаны и обобщены результаты геотермических измерений производственных геологических организаций п более чем 6000 глубоких поисково-разведочных скважинах, оасположенных почти на 1200 локальных структурах региона, а также опубликованные данные по сопредельным территориям. Использованы данные jkc-перименгальных исследований теплофи зических свойств горных пород, выполненные Л.Д.Дучковым. Г.Е.Малофеевым, С.И.Серги-енко и др.. При анализе структуры теплового ноля наряду с собственными использовались результаты определений теплового потока В.Т.Балобаева. В.Н.Девяткина, А.ДДучкова. У.И.Моисеенко, С.И.Сергиеико, Я.Б.Смирнова, Л.С.Соколовой. Б.П.Ставшткого и др.. При построении тепловых моделей Западно-Сибирского бассейна и их интерпретации исполь>ованы сведения,полученные и результате структурно-геологических исследований, тектонических построений, данные о строении УВ скоплений, типе РОВ, данные о вещественном составе пород фундамента и земной коры (Боч-карси B.C., Боярский Г.К., Нестеров И.П., Конторович А.Э., Куликов П.К., Подсосова Л.Л., Рудкевич М.Я., 1'ыльков А.П., Смирнов Л.В., Сурков B.C. .Трофимук АЛ. и др.) Интерпретации данных, их обобщение и научный анализ выполнены диссертантом.

Н а у ч I! .1 я п ¡1 н и з м а, л п ч м и и н к л а л. Новизна рабоп.1 в первуо очередь заключается и том, что в ней па базе обоб-шемпм и систематизации всем накопленной термометрической информации, новых эксперемснтальных данных и литературных материалов решена основная проблема, а именно, установлены главные особенности теплового поля Западно-Сибирского бассейна и их вза-имосвяя, с нефгегазоносностыо недр.

Опираясь на количественные оценки роли различных факторов. автором впервые построена математическая модель регионального гсоте.мпературного поля Западно-Сибирскою бассейна, установлена квазнстанпонарность геотермического режима нелр пракшчески на всех этапах геологического развития региона.

Основывась на результатах анализа влияния резких вариаций климата в позднечетвертичное время, сопровождавший! формированием и последующей полной или частичной деградацией мощных 10.пи мерзлых пород, на всей территории Западной Сибири доказана существенная пестацпопарность современного к-отем-пературного поля Западной Сибири.

На основе математической модели геотемпературного поля Западно-Сибирского бассейна с использованием решения обратной задачи геотермики разработан метод расчета ПТ1. В отличии от традиционного подхода, метод позволяет использовать данные точечных замеров температур, полученные в процесссе испытания продуктивных объектов, чго сделало возможным рассчитать значения 1ТП по 5760 скважинам, расположенным на 1116 локальных структурах. Это более чем в 10 раз превышает количество определений, выполненныхранее традиционными методами, и, тем самым, впервые обеспечена возможность анализа структуры теплового поля с высокой разрешающей способностью на региональном и на локальном уровнях. Одновременно с расчетом ГТП производится прогноз распределения температур по разрезу.

На основании собственных данных автором построена карта ГТП Западно-Сибирской плиты, а с учетом данных производственных геологоразведочных организаций - карты распределения температур по ряду стратиграфических поверхностей и среюв гл\опн. Учтены литературные данные по смежным территориям. Выявлена роль тектонического, структурип-геалигическогс, гидродинамического факторов в формировании структуры геотемпе-

ратурного поля, оценено влияние возраста консолидации и состава пород фундамента.

По результатам количественного анализа факторов, определяющих изменение температур горных пород во времени, обоснован метод палеогеотермических реконструкций, впервые обеспечивший восстановление палеотемператур, в том числе и максимальных палеотемператур (МП), имевших место в конце раннеолигоценово-го времени, практически с той же детальностью, что и при построении распределения современных температур.

На основании сопоставления значений МП и величин ОС витрннита уточнены температурные пределы стадий катагенетичес-кон преобразованное™ РОВ. Подтверждено различие в интенсивности преобразования РОВ в зависимости от типа вмещающих пород, установлены количественные уравнения изменения величин ОС витринита от значений МП для каждого типа пород.

На основании сопоставления значений современных температур, МП, пластовых давлении и тупа РОВ с фазовым состоянием > УВ в залежах Западно-Сибирского бассейна получены значения палеотемператур начала процессов газо- и нефтеобразования, обоснован количественный признак раздельного прогноза нефтегазоносное™.

Используя полученные результаты анализа локальных вариации теплового поля в зонах размещения залежей нефти и газа в Западной Сибири, разработана классификация УВ скоплений, согласно которой 47.8% залежей находятся в зонах с положительными геотемпературными аномалиями, 29.0% - в зонах с резким изменением глубинного теплового потока по латерали, 22.3% - характеризуются фоновыми величинами, и только в 0.9% случаев зафиксированы отрицательные аномалии.

В результате проверенных исследований сформулированы и защищаются следующие научные положения: 1. Закономерности строения геотемпературного поля Западной Сибири в основном определяются тремя факторами: глубинным тепловым потоком, распределением пород осадочного чехла с различными теплофизическими свойствами, воздействием резких вариации климата в позднечетвертичное время.

2. i ллыпле особе) imoci 11 n.ipnaniiii глубинною icii.toboiо погока-обусловлепы возрастом консолидации отдельных блоков фундамента, их ¡оологическим с:роешк\м и вещественным составом. 5. 1':;¡метение чон преммушеспимшот пефте- и газонакопления ь Западном Сибири определяется, главным образом, типом РОВ. распределением максимальных гкпеотемперагур и пластовых давлении.

4. Залежи нефти п газа находится преимущественно в зонах значительном неоднородности глубинного теплового потока, частным случаем которых являются положительные геотемпературные аномалии.

П р а к г и ч е с к а я значимость р а бот ы.

Сведения о тепловом режиме недр Западной Сибири, представленные в виде карт 1ТП. темгюрат\р и палеотемператур по различным сграппрафическим поверхностям и срезам глубин, температурных разрезов, каталогов, а также в других обобщениях и теоретических выводах ашора,использовались при переоценке прогнозных и потенциальных ресурсов нефти, газа и казового конденсата в Западной Сибири (197S-1992гг.), при определении пунктов размещения поисково-разведочных скважин, при решении тектонических и гсодинамическнх задач.

Кроме тою. материалы диссертанта учтены в крупных обобщениях геотермических данных: "Геотермическая карта Северной Азии", гл.ред. Я.I).Смирнов. l9S6r. "Геотермический .атлас Европы", ред-ры В.Черчак. Р.Хайнель, Э.Хуртнг, В.Зуй. 1991гг., "Карта тепловою потока Сибири", ред. А.Д.Дучков, 19S5r, "Карга теплового потока территории СССРЭ, ред-ры В.В.Гордиенко, У.И.Моисеепко, 1991г.

Основные результаты получены в процессе выполнения заданий по темам:

11.В.1.1./(101.П2))?9-1/427 "Перспективы комплексного использования подземных вод Западной Сибири" (1976-1978гг.), 11 ,В.1.3./( 101.(12))20-О/12 "Гидрогеологические условия формирования и размещения месторождений нефти и газа Западно-Сибирского бассейна и критерии раздельного прогноза" (197S-19S0rr.), 11 .В. 1,4./( 101.(12))20—1/9 "Закономерности размещения залежей нефти в глинистых отложениях баженоцекой евиты и обоснование подготовки запасов нефти" (1976-1980гг.),

11.B.1.4./(IUl.(12))25-l/l "OiipwU.'iaiiie наиболее эффективных направлений поисковых и разведочных работ на нефть и газ на 19S6-199üir. и на перспективу в Западной Сибири" (I9S I - 1985гг.), 0:50.01.04.04.Н.1.Г>11.3Д101(12))/18 "Рафаботаи, новые и усовершенствовать существующие методы локальною иропюза и по-пс-ков месторождении нефти и газа Западной Сибири с созданием эффективных прогнозно-поисковых комплексов для ведущих типов месторождений" (19S1-19S5 гг),

тема 121 "Создать проект международной классификации запасов и резервов нефти, газа и конденсата. Разработать методику и провести расчет ресурсов нефти, газа и конденсата по-пластам резервуарам Западной Сибири" (19S7-1992ri.).

А и р о б а ц и я р a б о т ы. Основные положения диссертации докладывались на международных симпо ¡пумах: "Геотермические исследования и использование глубинного тепла в народном хо!япстве" (г.Сухуми,1985г.), "Тепловая эволюция литосферы и ее связь с глубинными процессами" (г.Москва, 1989г.), "Геокриологические исследования в арктических районах" (Ямбург,1989); всесоюзных совещаниях и конференциях: "Генезис, закономерности размещения и формирования углеводородных газов и сопутствующих им компонентов" (Тюмень, 1981г.). "Прямые геотермические методы прогноза нефгегазоноеностп" (г.Москва, 19S4r.), "Гпдро-геохимические поиски месторождений полезных ископаемых" (г.Томск,1986), "Стандартизация геотермических исследований: измерении, модели, интерпретация" (г.Махачкала,19S7r.), "Флюидо-динамический фактор в тектонике и нефтегазоносностп осадочных бассейнов" (г.Ашхабад. 19S7r.), "Модели строения тектоносферы различных районов СССР" (г.Ялта. 19SSr.), "Геотермия и ее применение в региональных поисково - разведочных исследованиях" (г.Свердловск. 19S9r.), "Аномально высокие пластовые давления и нефтсгазоносность недр" (г.Ленинград.1990г.), "Геотермия сейсмичных и асенсмичных зон" (i.Бишкек.1991). "Генетический ряд природных углеродистых систем и их качественное и количественное соотношение на Земле" (г.Тюмень, 1991г.).

Структура работы. Диссертации представляется в форме научного доклада по совокупности опубликованных с 1979 года работ. Основные научные результаты отражены в 48 публикациях. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и

списка публикации.

Автор выражает глубокую благодарное!i. члену-корреспонденту РАН, доктору г.-м.н. И.И.Нестерову та постоянную поддержку и внимание к работе.

За большое содействие на рашых лапах исследовании автор искренне признателен своим коллегам Б.В.Белкииой. Н.Э.Булгаковой. С.В.Кудрявому, Т.М.Насадюк, Г.С Панченко, А.Г.Плавни-ку, В.А.Саитову. #

Важную роль сыграли критические замечания, высказанные при обсуждении работы на разных этапах ее выполнения B.C. Бочкаревым. В.Н. Девяткиным, Р.П.Дорофеевой, Д.Д.Дучковым, В.И.З>ем. А.Э.Копгоровичем, П.К.Куликовым .P.II.Кугасом, В.\1. Матуссвичем, В.Г.Осадчим, Б.Г.Поляком. А.В.Рыльковым, М.Я. Рулкевнчем .С.И.Сергиенко, Я.Б.Смирновым . Б.П.Ставипким. И.Н.Ушлтинским. В.И.Шпильманом и многими другими исследователями.

ГЛАВА I. ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ И НЕФТЕГА'ЮНОСНОСТЬ НЕДР

Структура геотемпературных полей нефтегазоносных бассейнов может быть охарактеризована наиболее полно, если построена их математическая модель. К настоящему времени исследователями обозначен, вероятно ьесь перечень процессов и факторов, оказывающих влияние на формирование тепловою поля недр. Из ранее предпринимавшихся попыток их сислемати t.niuii. с точки зрения построения математических моделей геогемперагурных полей, наиболее удачной представляется классификации Я.В.Смирнова (19S0 г.). п которой выделено 114 групп процессов и факторов. Специфика осадочных бассейнов позволяет сократить число групп до 14, а если рассматрвать осадочные бассейны платформенных областей, то их количество еще более уменьшится (А.Р. Курчиков, Б.П.Ста-шшким, 19S7r.).

Принципиальное значение имеют следующие три замечания. Сутьпервого состоит в том, что различать глобальное, региональные и локальные геотемпературные поля необходимо не только потому, что они охватывают разные по масштабам территории, но п потому, что для их описания требуется определенная специфика гсоло-го-геофизического и математического анализа. При рассмотрении

!ч'|]ти1Ю11) режима конкрсшых нсфтега юноснмч бассейнов, очевидно. достаточно рассматривать только региональные (П II, вариации климата, процессы осадконакопления, вариации теплофпзпчсских свойств трных пород, некоторые энергетические процессы и др.) и локальные (рельеф дневной поверхности и фундамента, влияние водных бассейнов, форма залегания горных пород, движение подземных флюидов, процессы формирования и разрушения УВ скоплений и др.) факторы.

Второе замечание относится к выбору универсальных характеристик котемпературных полей. Очевидно, что температуры и геотермические градиенты, в силу их значительной изменчивости с глубиной, нельзя отнести к таковым. Долые время исследователями в качестве достоверной характеристики рассматривался тепловой поток, однако, по мере роста количества определении выяснилось, что по многим регионам мира тепловой поток также значительно варьирует с глубиной и становится неясным, какие именно определения однозначно характеризуют напряженность геотемпературного поля. Автором предложено воспользоваться введенным Н.А.Ош-львн П95Уг.) понятием нормального геотемпературного ноля, т.е. стационарного поля температур, которое возникло бы в реальной толше горных пород лрп условии, что теплопередача осуществляется исключительно кондуктивпым путем, отсутствуют источники и стоки тепла. Ясно, что тепловой поток при этом постоянен п по величине равен глубинному, поступающему через поверхность фундамента осадочного чехла. Построение нормального геотемпературио-ю поля поэтому доджи быть центральной задачей геотермических исследовании.

Третье замечание касается того обстоятельства, что использование математических моделей в общем виде весьма затруднительно или из-за отсутствия необходимых сведении о распределении некоторых параметров, пли вследствие технических трудностей. Поэтому целесообразно использовать понятие "математической схематизации процесса" (Ю.Г.Шасткевич, 1977г.), которая, во первых, учитывает все определяющие факторы и те второстепенные, что в определенных ситуациях могут стать соизмеримыми с основными, и, во-вторых, допускает относительно простое аналитическое или численное решение.

Региональное геотемпературное no ie.

Оценка значимост paj.iH4lii.ix факторов производилась па основе следующей краевой задачи:

рсЭТ(уХ) + W(ttX)

сх их \ сх

Т(0.х)--Т0(х), 0 <х < f(0) (1)

хгТ(''0) 0 <1 <х

Гх

T(t.f(i))^ F(i), 0 <t < х где т-время от начала формирования бассейна; х-вертикальная координата, отсчитываемая от фундамента; T=T(t,x) - температура пород; Т0(х)-распределение температур в начальный момент времени; ч(1)-ГТП; Г-(1)-температура нейтрального слоя; x=f(t)-ypaBHeinie движения нейтрального слоя; I -время, на которое требуется рассмотреть структуру геотемпературного поля; р,с,). -плотность, теплоемкость и теплопроводность пород; \У(1,х)-интенснвность выделения или поглощения тепла. В зависимости от исследуемого явления строилась соответствующая схематизация, задача решалась аналитически или численно по разработанной автором методике. При анализе учитывались результаты исследований А.Н. Тихонова, Е.Д. Любимовой, H.A. Огильви, Д.И. Дьяконова, П.Ф. Швецова, Ф.А. Макаренко, Э.Б. Чекалюка, P.V1. Кутаса, В.Г. Поляка, A.A. Смыслова, Я.Б. Смирнова, А. Бека, Ф. Берча, Е. Булдарда, Г. Дже-фриса, Д. Егера, Г. Карслоу, В. Чермака, К. Хораи и многих других. Среди новых выводов необходимо выделить следующие.

Отклонение теплового потока в пределах осадочного чехла от глубинного, поступающего через фундамент и изменяющегося в соответствии с установленной планетарной зависимостью во времени, составляет десятые доли процента.

Анализ влияния вариаций климата на геотемпературное поле дал результаты:

I. Глубина проникновения температурных волн внутрь Земли сос-ташмет 15-500км (200-1000км по Н.М.Фролову).

2. Вековые вариации температур на поверхности сопровождаются, практически, синхронным, изменением температур горных пород при мощности осадочного чехла до 10км.

3. Перестройка структуры геотемпературного поля в результате резких изменений поверхностных температур происходит за 0.4-3.0 млн лет при мощности осадочного чехла 1-10км, поэтому значимые искажения структуры современного поля могут иметь место только в регионах, переживших в четвертичный период значительные вариации климата.

4. В районах развития покровных оледенений отклонение параметров геогемпературного поля от стационарных (нормальных) в размере 10-25% имеет место до глубин 1000м. '

5. В районах развития криогенных процессов мощность зоны существенной нестацнонарности достигает 4-5 -кратной мощности мерзлых пород, т.е. может захватывать всю или большую часть осадочного чехла. При этом отклонение параметров от нормальных может достигать 100% как в сторону завышения, так и занижения.

Значительное искажение структуры геотемпературного поля происходит в результате надвигов. Это явление ранее рассматривалось в работах Ф.Берча, Р.И.Кутаса, М.Д.Хуторского и др.. Автором получено приближенное решение задачи, удобное для анализа явления:

П.,х| -к

(2)

где Ь-мощность надвига, q0 -начальный тепловой поток, а- температуропроводность. Установлено, что через период Ц = 0.5Ь2/а достигается минимум теплового потока вблизи поверхности: q=0.52q0, а общая мощность пород, в которых заметно влияние надвига, составляет Зй. Воздействие надвига становится практически незаметным спустя 12 =125И2/а. При 11=0.5-1 км значения I! и 12 равны 5-20 тыс. лет и 1-5 млн лет.

Мощность осадочного чехла непрерывно меняется. Требуется определенное время, чтобы геотемпературное поле восстановилось в результате накопления или эрозии осадков. Для оценки значимости охлаждающего эффекта седиментации решалась краевая задача (1), использовались решения Ф.Берча и Р.И.Кутаса. Однако

расчим iH) iici-м ,i.í:m подходам ipnMoucMi. 'пи i.i i p> .u Tir i качественный aiiniií. Сопоставление результатов иок;пало. что задача имеет удовлетворительное решение, если использовать формулу (2), а процесс осадконакопленпя заменить надвигом с постоянно увеличивающейся мощностью (h=vt):

где у-скорость осадконакопленпя. Из этого соотношения следует, что если 1 0 то и ч 0, а с ростом I происходит увеличение q. Так,-при скоростях осадконакопленпя 0.001, 0.01, 0.1 см/год значения q равны 0.1, 1.0. 10% при 1 = 1 млн лет, и 0.3, 3.1, 31% при 1 = 10 млн лет, соответственно. .Максимальное значение д=0.48(ч=0.52я, ) достигается при 1=2а/\'2- При указанных выше скоростях осадконакопленпя I равно 5» 10", 5« 10 '' , 5» 10 7 лет; соответственно.

Задача о влиянии эрозии осадков, также допускает относительно простое приближенное решение:

При х=0, и V, равных 0.001, 0.01. 0.1 см/год, увеличение теплового потока составляет 0.1, 1.1, 11.2% при 1=1 млн лет и 0.36, 3.6. 35.7% при 1=10 млн лет, соответственно.

Таким образом, при скоростях накопления и эрозии, характерных для большинства бассейнов платформенного типа (V < 0.01 см/год), значимых искажений геотемпературного поля не возникает.

Среди энергетических процессов, протекающих в толще осадочных пород н влияющих на региональное геотемпературное поле, наиболее повсеместным является распад радиоактивных элементов. Показано, что разновременность отложения осадков с разным • их содержанием не вызывает значимых отклонений от стационарного состояния геотемпературного поля.

Горные породы, оказываясь на различных глубинах, меняют свои теплофнзические свойства не только вследствие их уплотнения и различных физико-химических преобразований, но и вследст-

ww и iswiwiiii/. r,\ ¡ечиер.иур. л)ю i>'K'io:i w.u.' íi.o yn'.iUiU-'Mci. no обоснованной в работах многих исследователей формуле:

в которой л., - теплопроводность при некоторой icMiieparype 1 , (20 ,;С): -некоторый коэффициент, изменяющийся в пределах (1-5)10 1 К .

13 целом, анализ условий формирования регионального геотемпературного поля показал, что большую часть своей истории оно является квазистационарным. Обосновано, что в этом случае расчет распределения температур по разрезу на любом этапе развития бассейна может быть осутестапен по формуле:

в которой р(х) - величина, отражающая несктионарность геотемие-ратурпого поля (если таковая на данный момент времени имеется).

Следовательно, математическая модель региональною геотем-riepaiypHoro поля осадочного бассейна может считаться построенной, если возможен расчет температур в каждой точке, т.е., если установлены значения всех параметров и их вариации во времени и пространстве, входящие в формулу (6).

К настоящему времени опубликовано большое количество работ, посвященных анализу локальных вариаций теплового поля. Известные результаты рассмотрены в диссертации применительно к условиям осадочных бассейнов платформенною типа, а основное внимание уделено изучению взаимосвязи геотермическою и гидродинамического факторов, что потребовано разработки специапь-ных методик.

Масштабы преобразования геотемпературного поля различны в зависимости от направления фильтрации подземных флюидов. Наиболее значительные возмущения возникают при вертикальных перетоках. Так, если восходящее движение подземных вод происходит через толщу пород мощностью 50м со скоростью 0.5-10см/год. то увеличение теплового потока составит 1.4-8.2%, а при мощности 250м - 37-387%, соответственно.

Для изучения влияния латеральной миграции по пластам, с изменяющейся глубиной залегания, усовершенствовано решение

\= >.,/|1+ (Т-Тл )|

(5)

Локальные неоднородности геотемперитурных полей.

МЛ! Ми'чик.! задачи об о\да рдении |ич'|;п;|Ц1!1К'|и ь трпзош ■рлюида Выполненное моделирование показало, что мри прохождении .шеральным потоком локальной структ\'р|>1 может происходит!, заметное искажение структуры геогемнературного поля. При этом, сели скорости фильтрации 1 - Зм/год п выше, то имеет месю синхронное изменение структурного плана и величин аномальности теплового потока, а за структурой (по направлению движении подземных вод) формируется аномалия противоположного знака. При уменьшении скоростей до первых десятков см в год центры аноматпй теплового потока смещаются навстречу потоку, а при скоростях 1-3 см/год структура почти симметрично делится на две масти с противоположными по знаку аномалиями. Амплитуда аномалии зависит от высоты структуры, скорости движения подземных флюидов и при характерных для осадочных бассейнов условии вариации мвою потока может сос1авлять 5-15%. Подобные результаты получены впервые.

В рабок- рассмотрено и влияние геотермического фактора па динамику подземных флюидов. Решены две задачи. Во-первых, изучен вопрос о возникновении фильтрации флюидов в районах с резкой латеральной неоднородностью ГШ. Показано, что если па рлссюянии 10 км ГГП меняется на 10 мВт/м- , а проницаемость пласта 0.5мкм:, то скорость фильтрации флюида на глубинах от 1 до 4км возрастает от 2 до 40 см/1 од. Следовательно, и определен!пах ситуациях геотермический фактор может провоцировать активизацию динамики подземных вод. Особенно важно учитывать это обстоятельство в свете разной фазовой проницаемости флюидов, т.е. в свете выяснения условий формирования УВ скоплений.

Во-вторых, на примере воздействии вариаций климата рассмотрена задача о преобразовании гидродинамического поля в случае резких изменений температур пород. Получены решения для бе ¡напорных и напорных пластов ограниченной и неограниченной мощности при изменении на поверхности температуры на величину ДТ. Для безнапорных горизонтов при ДТ=20 "С перепад давлений составляет величину порядка 0.2МПа, а сам процесс перераспределения давлений представляет собой возникновение бе!ущей волны с указанной амплитудой. При этом, вследствие того, что коэффициент температуропроводности на несколько порядком меньше коэффициента пьезопроводности, скорость перераспределения

давлений существенно выше скорости перераспределения температур. В напорных пластах изменение давлений происходит и ходе многократною оцижения полни возмущения, и ее величина определяется средним ио рафсзу пласта изменением температур и в пределе может достигать 22 МП а три лТ=20 "С ). Рассмотренный механизм позволяет объяснить существование аномально низких давлении на севере Западной Сибири, в других районах развития криолитозоны.

Геотермические условия УВ скоплений.

Исследованиями И.И.Аммосова, Н.Б.Вассоевича, И.В.Высоц-кою, И.М.Губкина. М.К.Калиико, А.Э.Конторовича. С.П.Максимова, В.Д.Налиикииа. С.Г.Неручева. И.И.Нестерова, В.Л.Соколова. А.Л.'Грофи.мука и многих других установлены главные закономерности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакоиления. Геотермические критерии нефтегазоноспостп можно разделить на две группы показателей, определяющих одновременно и два подхода к изучению геотемпературных полем. Первая группа показателей связана с изучением преимущественного регионального развития нефтяных и газовых скоплении по площади и разрезу нефтегазоносных бассейнов. Вполне определился и круг решаемых при этом задач, состоящий в определении благоприятных условий для процессов генерации жидких и газообразных УВ из РОВ пород, прогнозе зон преимущественного нефте- и газонакопления. Очевидно, что решение этих задач связано с изучением регионального геотемпературного поля. Вторая группа показателей связана с изучением процессов, определяющих условия формирования и сохранения конкретных нефтяных и газовых месторождении, т.е. речь идет о разработке локальных критериев нефтегазоноспостп, что возможно лишь при переходе на локальный уровень изучения геотемпературных полей.

В работе выполнен критический анализ высказанных в разное время гипотез о механизмах формирования локальных геотемпературных аномалий вблизи УВ скоплений и сделан вывод, что их приуроченность именно к нефтегазосодержащим толщам может быть обусловлена процессами, способствующими формированию пли разрушению скоплений, обеспечивающих поступление или отток УВ. Это может быть вертикальная или латеральной фильтрация подземных флюидов, энергетика преобразования РОВ пород

и УН. Наряду с механизмами, рассмотренных и работах других исследователем.изучена энергетика процесса преобразовании РОВ пород в соответствии с гипотезой И.И.Нестерова формирования УВ скоплений. Специальному анализу подвергнуты процессы образования зачежей газа в гидратом состоянии.

По гипотезе И.И.Нестерова при резких изменениях термоба-рпческих условий нарушается рагновесное состояние РОВ, выражающееся в резком изменении числа парамагнитных центров, что приводит в конечном итоге к лавинному процессу новообразования УВ, протекающему с выделением тепла. Выполненные оценки показали, что формирование залежей УВ происходит за годы илп первые десятилетия, а время существования геотемпературной аномалии не превышает 250 тысяч лет.

Рассмотрена энергетика различных механизмов формирования з;иежей УВ газон в гп.тратиом состоянии. Показано, что минимальное время формирования з;иежей составляет 10 тысяч лет. Превышение температур над фоновыми составляет 0.1-0.5 пС при формировании залежей диффузионным путем и 3-7 "С при переходе залежей свободного газа в гидратпое состояние. Время существования кчпемпературной аномалии оценивается величиной в 100 тысяч лет. Наиболее четким указателем наличия з:пежей газа в гид-ратном состоянии могут быть локальные вариации глубины подошвы мпоголетпемерзлыч порол.

ГЛАВА 2. ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ

ПЛИТЫ

Изученность геотемпературного поля.

Специализированные геотермические исследования в Западной Сибири ведутся более 30 лет. В 60-е годы исследователи (Б.Ф. Маврпцкий. В.А.Кошлчк, Л.М.Зорькин, Г.А.Череменский, Н.М.Круг-ликов. Б.П.Ставпцкий, Ю.Г.Зимин, А.Э.Конторовпч. Г.Д.Гпнсбург и др.) анализировали данные замеров температур и геотермические градиенты, основное внимание уделялось выяснению роли различных факторов в формировании геотемпературного поля. После 1969г. происходит непрерывное увеличение данных по тепловому потоку (Э.Э.Фотиади. У.И.Моиееенко, Л.С.Соколова, С.И.Сергпенко, Я.В. Смирнов, Б.П.Ставпцкий, В.Т.Балобаев, В.Н.Девяткин, В.И.Роменко,

Л.Д.Дучков, А.I'. К\рчнкор., М.М.Нестеров и .¡р.). С середины 70-.\ голов регулярно рассматривается п.иеогеотермическая история недр (В.И.Горшков, А.Р.Курчпков, Н.Н.Немченко, И.И.Нестеров, H.A. Скоробогатов, В.П.Сгавицкий и др.). Необходимо подчеркнуть, что на всех этапах изучалось региональное поле, анализ локальных особенностей был затруднен недостаточностью данных, хотя попытки такою рода исследований предпринимались (А.Э.Копторович, 10.1". Зимин, В.М.Матвиенко, В.И.Ромепко, Б.П.Ставиикий, U.M. Круг-ликов, В.П.Дьяконов. Н.П.Уточкина и др.). Ситуация с фактическим материалом принципиальным образом изменилась, и характеристика локальных неоднородностей теплового гютя и их природы является одной из главных задач автора.

К настоящему времени более чем в 6000 скважинах, расположенных почти на 1200 локальных структурах проведены термометрические исследования.При этом только ь нескольких сотнях скважин выполнен непрерывный термокаротаж, достоверность которого, как правило, невелика. 'Гак, но Самоглорскому месторождению, где непрерывная термометрия проведена на 33 скважинах со временем выстойки от нескольких суток до 9 месяцев невозможно утверждать, что геотермические градиенты стабилизировались. По подавляющему большинству других пунктов период покоя скважин обычно не превышает одного месяца, поэтому невозможно однозначно говорить о достоверности этих данных. Следовательно, основной информационной базой являются точечные замеры температур, выполненные в процессе испытания продуктивных объектов. И поэтому главная сложность в проведении геотермических исследований состоит в разработке методов, позволяющих при таком качестве исходного материала получать необходимые данные с необходимой точностью.

Теплопроводность горных пород.

Для характеристики теплофизичеекпх свойств горных пород Западной Сибири использованы данные исследований почти 1000 образцов пород (У.И.Моисеенко, Г.Е.Малофеев. С.И.Сергиенко, А.Д. Дучков и др.) и результаты сопоставления геотермических градиентов по выдержанным глинистым и песчаным гол щам, находящимся на близких глубинах, вычисленные по результатам непрерывной термометрии скважин. В итоге обоснованы зависимости для песчаных X „ = (1.96+0.132х)к . х < 3 (7)

2.4к ,

х > 3

и глинистых пород

(1.63+0.137х)к, х<1

(1.19+0.137х)к, х<1

(1.63+0.137х)к. 1 < х <3 2Лк

где к=1 Вт/.мК, х-глубина в км (А.Р.Курчнков,Б.П.Ставицкнп,1981г.). Первое уравнение (в) справедливо для районов южнее, а второе севернее 61° с.ш.

В четвертичный период на территории Западной Сибири имели место резкие вариации климата, сопровождавшиеся процессами образования и последующей полной или частичной деградации крполитозоны. В результате, в структуре геогемперагурного гюля произошли значительные преобразования, о масштабах которых свидетельствуют следующие данные. В южных районах, где мерзлота полностью деградировала, результаты определении теплового потока по одним и тем же 11 пунктам (Верхнекондннская, Западно-Сургутская, Ларьякская, Леушинская, Нововасильевская, Омская, Пудинская, Тобольская, Тымская, Уватская, Чебурлинская площади) составили в среднем 51.4 мВт/м2 по глубинам свыше 1500м (С.И.Сергиеико и др., 1974г.), 41.3.чВт/м2 по интервалам глубин 300-900м (Э.Э.Фотиади и др., 1969г.) и 20-30мВт/м2 по близкорасположенным мелким скважинам (А.Д.Дучков и др.).В северных районах Западно]"! Сибири по данным В.Т.Балобаева, В.Н.Девяткина и др. значения теплового потока в мерзлых породах 11 под ними различаются на 30- 100е?. С использованием данных о динамике мощности криолитозоны (В. В. Баулин, А.А.Шарбатян и др.) по краевой задаче, близкой к схеме (1), выполнены расчеты (А.Р.Курчиков и др.,1980г.) отклонений тепловых потоков от нормальных (Р^ч-ч^/ч,, ) и показано, что современное геотемпературное поле находится в существенно нестационарном состоянии. На территории Западной Сибири выделены 3 зоны. В первой из них (южнее 61 °с.ш.), где криолитозона полностью деградировала, величина (3 уменьшается от -0.4 - -0.6 вблизи поверхности до - 0.05 на глубинах 2.5-3.0 км. Во второй зоне (61-66 0 с.ш.), где в настоящее время активно протекают процессы деградации многолетнемерзлых пород, от подошвы мерзлоты до глубин 1-1.2 км величина (3 возрастает от -0.05 - -0.2 до 0.2,а далее уменьшается до 0 на глубинах 3.5-

Пестациопарпость геотемпературного поля.

-)км. В третьей шне ^севернее 66 " с.ш.), практически не затронутой процессами .'ici рад.щнн мерзлоты, происходит монотонное уменьшение параметра f; in 0.3-0.5 на глубинах 500-600м до 0 на глубинах Ч-Гокм. Соотнесшие расчетной нестационарностп rcoieuncparypiio-го поля факшческой подтверждено анализом данных определений теплового потока разных авторов, поведения геотермических градиентов по однородным глинистым и песчаным породам.

Математическая модель регионального геок-миературного поля Западной Сибири, таким образом, построена, т.к. известны все параметры, входящие в уравнение (6). Для построения эффективной ра-'-. счетном схемы это уравнение целесообразно преобразовать. Сели ншцл осадочных пород разбивается на некоюрое число однородных по литологичеекому составу сдоев, а характер изменения теплопрово-ЛН0С1 и пород в каждом слое определяется с учетом формул (7) и (Si. lo распределение температур по разрезу может быть осуществлено па основе следующих соотношении:

Т, - Т,

----4

— -т. +т„

(9)

=т

= ехр

----+

-т. +т,

"г I +/3(х)

«,ч f "VT-п., M*

-dx

где Т„ -температура на некоторой удобном для расчетов глубине Н,, индекс к = I,...,кЧт означает принадлежность параметра к соответствующему слою. В качестве границ слоев могут быть взяты глубины замеров теператур, другие отметки, необходимые для каких либо целей.

Методика расчета ГТП Классическим метод определения теплового потока основывается на прямом использовании закона переноса тепла в твердом теле:

Ч=Г>. (10)

путем раздельного определения параметров Г и X Ввиду существенной нестационарности геотемпературного поля Западной Сибири для

получения величин 1ТГ1 необходимо внести поправку в измеренным, чго осуществляется по правилу:

Ч = Чшч/0+Р) П1)

Главная сложность и получении достоверных значений ч по формулам (10), (II) заключается в том, что по точечным замерам температур (погрешность которых 2-?>°С и более) невозможно гарантировать необходимую точность 'в определении Г. Поэтому обоснован принципиально другой подход, заключающийся в решении обратной задачи геотермии. Суть его заключается в следующем.

Пусть по некоторой скважине имеется Ыт замеров температур Тс]11 полученных на глубинах Н1(,, . Включая Н„|, в число границ раздела слоев, строится серия соотношений (9). При произвольных шачеиияч ч и Т0 глубинам Н,ф будут соответствовать расчетные величины Т1()1 (ч, Т0). Если составить функционал

=-чГ Ь1* "т«.(ч.т»)Г С2)

т «и

то очевидно, что при ч, соответствующему ГГП, функционал будет иметь минимальное значение.

По подавляющему большинству скважин в Западной Сибири измерения температур выполнены на глубинах свыше 1000м. Кроме того, в непосредственной близости от поверхности возможно проявление рашого рода локальных искажающих факторов, значимость которых резко убывает с глубиной. Поэтому, в качестве Н0 , целесообразно брать не глубину нейтрального слоя, а, какую-то другую, например 500м, тем более, эта глубина практически повсеместно находится во внутренней части мошной толщи глинистых отложений турондатского возраста. В этом случае функционал (12) необходимо минимизировать по двум неизвестным величинам ч и Т0 , однако, при таком подходе появляется возможность разработки критериев оценки качества термометрических материалов не только по вертикали, но и по горизонтали.

Основное преимущество описанного подхода перед классическим заключается в том, что в качестве исходных материалов используются непосредственно температуры, а не их относительное изменение. Показано теоретически и путем сравнения с данными определений а по классической методике, что погрешность расчета ГГП при использовании не менее 5-6 точечных замеров температур в интер-

вме глубин нс менее 1000 - 1500м не превышает 10-15$о, т.е. находится в пределах, принятых в практике геотермических исследовании. Тем самым достигается резкое увеличение объема информационной базы. С использованием описанного подхода удалось более чем в три раза увеличить число пунктов определения теплового потока (А.Р.Курчиков,Б.П.Ставицкий,1987г.) и тем самым решить задачу описания ГТП па региональном уровне.

Дальнейшими исследованиями показано (А.Р.Курчиков, 1988 г.), что описанный метод допускает весьма эффективную модификацию, если учесть два, представляющимися очевидными, положения. Во-первых, соотношение между ГТП и температурами пород на определенной глубине в пределах какой-то территории, не может быть случайным, а должно подчиняться определенной закономерности. Во-вторых, для крупных бассейнов в пределах локальных структур характерна слабая изменчивость строения толши осадочных пород, что позволяет при наличии информации, по одной скважине найти простые правила прогноза строения разреза порол по некоторой ее окрестности.

Анализ показал, что практически для всей территории Западной Сибири справедливо соотношение

Т0 = Т0„ + а(ч-я0„ ) (13) в котором а=330 К м2 /Вт; д0|1 и Т0„ - данные по одной из скважин (опорной); я и Т0 -по любой другой, находящейся в некоторой окрестности от первой. Если подставить (13) в (12), то вновь построенный функционат необходимо минимизировать только по одной неизвестной я , Т0 после этого рассчитывается по (13). Таким образом, если скважины в наилучшей степени обеспеченные термометрической информацией назвать опорными,, то по всем близко расположенным скважинам расчет ГТП потока может быть осуществлен минимизацией функционала (12) с учетом (13),даже если по ним имеется только 1-3 замера температур.

Глубины залегания стратиграфических границ можно определять по каждой скважине отдельно, а с учетом сделанного выше замечания и рассчитать. Пусть одна из границ зафиксирована во всех скважинах и ее глубины равны Н^ и Н5 в опорной и любой другой скважине. Анализ показывает, что с достаточно высокой точностью все глубины залегания соответствующих границ могут быть рассчитаны по формуле Н0 =Н Н6 / Н^ (Н, Н0 глубины поверхности в

искомой и опорнрй скважинах). Тем самым, существенно сокращается объем подготовительных работ.

Пршшиппштьным является вопрос о точности полученных данных. Показано, что абсолютная погрешность сопоставима с погрешностью расчета параметра по опорным скважинам, однако, относительная погрешность не превышает 3-5%. Следовательно, в окрестности опорной скважины возможен анализ с высокой разрешающей способностью 2-ЗмВт/м: . А если учесть, что и данные по одной опорнной скважине могут быть рассчитаны с учетом данных по другой опорной, то возможна корректировка полученных результатов. Поэтому появляется возможность анализа ГТП потока с высокой разрешающей способностью на обширных территориях. Резкое увеличение числа определений позволяет обосновать н принципиально новый, и весьма эффективный меюд контроля качества термометрической информации. Если при картировании распределения ГТП встречаются значения, выпадающие из общих закономерностей на величину ЗмВт/м2 и более, то информация по этим скважинам признается некачественной.

Общее число скважин,по которым удалось выполнить определения ГТП, а, следовательно, осуществить и прогноз распределения температур по разрезу, составляет 5760, расположены они на 1116 локальных структурах. Региональное геотемпературное поле изучалось по средним на локальных структурах величинам, локальные особенности - с учетом всего объема полученной информации.

Глубинный тепловой поток.

Общие пределы вариаций ГТП в Западной Сибири (рис.1) достаточно велики: от 40 мВт/м2 и менее до 90 мВт/м2 и более. Среднее значение ГТП по региону равно 57 мВт/м: . Выделены две обширные области низкого теплового потока ( q < 50мВт/м2 ). Первая из них занимает громадную территорию, вкчючающую районы, примыкающие к восточному обрамлению Западно-Сибирской плиты, Гыданский и частично Ямальский п-ва. Вторая занимает южную часть региона и ее размеры недостаточно ясны. Вдоль западного обрамления ранее по всем данным выделялась обширная область высокого ГТП. По результатам значительного числа новых определений выяснилось, что эта область представляет собой чередование зон высокого ( q > 80-90 мВт/м2 ) и низкого (q < 50-60 мВт/мг )

Рис. I Карта глубинного теплового потока Западно-Сибирской плиты 1 - изолинии значений глубинного теплового потока , мВт/и2 (а -основные, б - промежуточные); 2 - границы Западно-Сибирской плиты

1"ГП. Оставшаяся часть Западной Сибири достаточно отчетливо делится на две области, с границей проходящей вблизи параллели 62^ с.ш. Северная зона характеризуется относительно низким и очень однородным (50-55мВт/м2 ) ГТП. Выделяются несколько крупных обособленных областей, в которых величины параметра несколько отличаются от указанных пределов. Для южной зоны характерны значительно более высокие значения ГТП и его значительная дифферениированность. Так, в районах Широтного Приобья пределы вариации параметра составляют более 40 мВт/м2 , от 45 мВт/м2 на большей части Сургутского района до 85 мВт/м2 в Садымском и Вартовском районах. Южнее - аналогичная картина: выделяется большое число чередующихся участков со значениями параметра пли менее 55-60 или более 75-S0 мВт/м2 .

Региональные закономерности изменения ГГП дополнены анализом вариаций параметра на локальном уровне. В зависимости от плотности скважин, обеспеченных термометрической информацией, детальность построений, а, следовательно, и анализа, различны. В районах Широтного Приобья возможно построение карт изменения ГТП вплоть до масштаба 1:100000, а на остальной территории, как правило, не крупнее 1:500000.

Наименее полно изучены районы севернее Полярного круга. Так, в Гыданской НГО ГТП расчитан по 71 скважине, расположенным на 1S геолого-разведочных площадях. Ранее (А.Р.Курчпков, Б.П.Ставицкпй 19S7r.) здесь имелось только три определения. В целом для области характерны низкие значения ГТП: 40-50 мВт/м2. Самым изученным участком является зона Утреннего месторождения. Можно уверенно говорить о зоне пониженных значений ГТП, расположенной между залежами нефти и конденсата, где ГТП . не превышает 42 мВт/м2 , в то время как за контуром его значения превышают 46 мВт/м2 .

Ямальской НГО число определений ГТП возросло с 12 до 280, число геолого-разведочных площадей с 11 до 32. Достаточно четко выявляется закономерность возрастания параметра с севера восточной оконечности п-ва (40-45 мВт/м2 ) в юго-западном направлении в сторону Нурминского мегавала, где ГТП достигает 60-65 мВт/м2 . Менее надежно проявляется тенденция роста ГТП и при движении с юга п-ва (45-50 мВт/м2 ), т.е. можно говорить о том, что зона Нурминского мегавала является наиболее прогретой на рассматриваемой территории. Большая часть определений сосредоточена на нескольких

участках: Бовапенковской(31), Северо-Бованенковской(20), Новопор-товской(82), Арктической) 13), Харасаьейской(20), Северо-и Южно-Тамбейскоп(29) площадях. В пределах этих участков установлена очень сложная картина изменения ГТ11. Повсеместно наблюдается значительная латеральная неоднородность ГТП, пределы вариаций параметра по всем площадям составляют 10-20 мВт/м2 .

По Енисей-Хатангской НГО и районам, примыкающим к восточному обрамлению Западно-Сибирской плиты, изученность теплового поля не изменилась: 14 определений на 6 площадях. Вся область характеризуется низкими значениями ГТП (до 50 мВт/м: ), однако, описание вариаций ГТП на локальном уровне пока не представляется возможным.

Значительно улучшилась ситуация в Пур-Тазовской НГО, где ГТП рассчитан по 300 скважинам на 54 площадях (ранее было 15 и 9 соответственно). В Сидоровском районе по всем определениям величины ГГП не превышают 50 мВт/м2 . На большей части Тазовского района значения ПП находятся в пределах 47-52 мВт/м- и лишь в зоне Русско-Часельского мегавала вариации параметра резко возрастают: 46-60 мВт/м2 . Вдоль оси структуры происходит чередование относительно "горячих" участков (52 мВт/м2 и более) и участков с фоновыми или пониженными значениями ГТП. В Толькинском районе фоновое значение ГТП увеличивается до 50-54 мВт/м2 с тенденцией увеличения на запад. Значимых вариаций параметра на локальном уровне не выявлено.

Резко возросла изученность теплового режима недр в пределах Надым-Пурской НГО. Ранее расчеты ГТП здесь были выполнены по 46 скважинам на 37 площадях. В настоящее время эти цифры составляют 1143 и 127, соответственно. Как ■ отмечалось, рассматриваемая область характеризуется относнтельнно низкими значениями ГТП (до 55 мВт/м2 ) со слабыми вариациями по площади. Так, в пределах наиболее изученного участка -Уренгойского вала - устаноалено очень слабое увеличение параметра при движении с севера на юг. На Северо-Уренгойской разведочной площади при числе определений N=31 средний ГТП ^ =51.5 мВт/м2 , а стандартное отклонение а= 1.4мВт/м2 . Несколько южнее, на Есетаяхинской площади N=31, цср = 51.8, о =1,06. Еще южнее, на Центрально-Уренгойской площади, N=38, с^ =52.7, о =1.4. И на сомом юге струтсгуры, на Уренгойской площади, N=44, <5^=52.6, о=0.9. На близкорасположенных структу-

ра\ заметного изменения в повелении ПТ1 не происходит. На Песцовой, Самбургской и Южно-Самбургской площадях N. яср и о, соответственно, равны 21, 14, 14: 51.8, 50.9, 51.3 и 0.8, 1.27, 1.13. Однородное поле ГГП со слабым трендом установлено и в граничащих с Уренгойским в Надымском и Вэнгапуровском районах. Так, на севере Надымского района в пределах Ямбургского куполовидного поднятия N=25, ql.p =49.4 мВт/м2 ,<з =1.3 мВт/м , Хасырепской площади N=11, цср =48.7 мВт/м2 , а =0.45 мВт/м2 . А на севере Вэнга-пуровского района в зонах Лйваседопуровского и Васточно-Тарко-салинского куполовидных поднятий эти параметры равны 29, 55.2, 0.6 и 25, 55.8, 1.3, соответственно. Однако, далее картина изменения ГГП становится более рельефной. В Надымском районе это касается западных его частей. Так, вблизи Медвежьего мегавала и Надымского куполовидного поднятия ГТП возрастает до 60 мВт/м2 . В Вэнгапуровском районе при фоновых значениях ГТП 50-52 мВт/м2 на ряде структур II порядка (Вэнгаяхинскин, Еты-Пуровский валы, Вэнгапуровскос куполовидное поднятие), величина параметра возрастает до 57 мВт/м2 . В Губкннском районе по ряду положительных структур (Янгтинский и Верхнетанловский валы), отмечаются относительно высокие значения ГТП. В пределах Пякупурского куполовидного поднятия установлена слабая по амплитуде отрицательная аномалня. Вдоль Пурпейского вала при движении на север, сначала фиксируется положительная аномалня (Губкинская площадь, 56-58 мВт/м2 ), затем отрицательная (Среднепурпейская, 46-50 мВт/м2 ), затем фоновые значения (Северопурпейская, 52-54 мВт/м2 ). В Варьеганском районе при фоновом ГТП 50-52 мВт/м2 , основные вариации параметра установлены на двух крупнейших для района структурах: Варьеганском и Айгульском валах. На первом из них, в южной его части,зафиксирована положительная аномалия (до 59 мВт/ м2 ). На втором достаточно уверенно можно говорить о том, что вдоль осевой части ГГП несколько понижен (47-50 мВт/м2 ).

Наиболее полно в Западной Сибири ГТП охарактеризован в Среднеобской НГО. Число определений параметра возросло с 62 на 24 разведочных площадях до 2496 и 344, соответственно. В отличии от других районов Западной Сибири тепловое поле здесь изучено не только на положительных, но и на большом числе отрицательных структур. Кроме того, появилась возможность анализа геотермических данных и на ряде структур третьего порядкаю

Как очень крупная положительная !еотемпературная аномалия может рассматриваться тепловое поле в пределах Вартовского свода. Практически по всей периферии имеют место невысокие значения ГТП (50-56 мВт/м2 ) и только на границе с Александровским сводом они несколько выше (56-60 мВт/м2). Пределы вариаций параметра во внутренних частях свода значительны: 46-72 мВт/и2 . При этом довольно отчетливо проявляется тенденция увеличения амплитуды колебаний ГТП и его средних значений на положительных структурах и наоборот, уменьшение этих величин на отрицательных. Как очень сложное может рассматриваться распределение параметра на Черногорском и Мегионском валах, Самотлорском куполовидном поднятии. В частности, на последнем через центр структуры проходит полоса юго-западной ориентации с относительно низкими значениями ГТП: 50-54 мВт/м2 , а на восточном и западном крыльях он возрастает до 60-64 мВт/м2 .

В Сургутском районе выделена крупная область, полностью включающая Федоровское и Минчимшнское куполовидные поднятия, Пимский ват, где ГТП не превышает 50'мВт/м2 и очень слабо варьирует. Несколько севернее фоновые значения ГТП возрастают до 50-52 мВт/м- . В районе Ягунского куполовидного поднятия ГТП 52-55 мВт/м2 , а на некоторых участках Тевлинской и Кочевской разведочных площадей до 60 мВт/м2 . Достаточно отчетливо выделяются положительные аномалии на Холмогорском и Коллективном куполовидных поднятиях (54-60 мВт/м2), где достаточно отчетливо прослеживается связь значений параметра со структурным планом и на уровне структур 111 порядка. На юге района значения ГТП также несколько возрастают. Так, в зоне Южно-Балыкского куполовидного поднятия фоновые значения составляют 55-58 мВт/м2 , а в центре структуры 60-65 мВт/м2.

Главная особенность геотемпературного поля Салымского района - наличие высокоамплитудной положительной аномалии в зоне одноименного поднятия. Здесь, на Малосалымской и Лемпинской разведочных площадях, находящихся в центре структуры, выделены две меридианально вытянутые зоны максимума ГТП (72-75 мВт/м2 ). Их охватывает достаточно обширная область со значениями более 68 мВт/м2. Затем происходит достаточно резкое его уменьшение: до 5458 на юге в сторону Милясовского прогиба, до 56-59 на востоке в зоне Пойкинского вала и на севере в сторону Тундринской

впадины, до 60-б2мВт/м2 на западе в зоне Верхнешапшинского куполовидного поднятия.Следует отметить, что зона резкого уменьшения . ГГП установлена по большому числу скважин, что свидетельствует о достаточно надежном определении контуров и структуры аномалии.

Практически на порядок, как по числу определений (424), так и по количеству разведочных площадей (114), возросла изученность теплового поля Приуральской НГО. Главный результат заключается в том, что рассматриваемая ранее эта территория, как область однородного высокого ГГП,оказалась в действительности областью с высокой дифференциацией параметра. Выделились три крупные зоны высокого ГТП, разделенные зонами с низкими значениями параметра. Пределы вариации параметра в Березовском районе равны: 48-7Б мВт/м2 . Минимальные значения установлены вблизи Алясовского вала на Северо-Алясовской и Похромской площадях, максимальные -в меридианально ориентированной зоне, охватывающей западное крыло Игримского и восточное крыло Перегребннского валов вплоть до Чуэльского вала. Предположительно можно говорить о высоком ГТП (свыше 70 мВт/м2 ) в пределах Хашгортского мегавала.На юге района выделена обширная зона пониженных значений параметра (50-60 мВт/м2 ). Вероятно, наибольший интервал вариаций ГТП имеет место в Шаимском районе:50-95 мВт/м2 . Низкие значения зафиксированы на севере района на Верхнекондинском поднятии (50-55мВт/м2 ) и на северо-западной границе в зоне Яхлинской, Ло-впнской и Тультинской площадей (менее 60 мВт/м2). Особенностью теплового поля района является то,что практически все локальные структуры характеризуются повышенными значениями ГТП, а впадины и прогибы - пониженными. Так, в пределах Арантурского поднятия на Лемьинской, Верхнелемышской и Даниловской структурах ГТП составляет 72-75, а между ними 68-75 мВт/м2 . Максимальные значения параметра зафиксированы в зоне, охватывающей Семивидовский вал, Евринское поднятие и Мортымьи-нско-Тетеревскую структуру (75-95 мВт/м2).

Во Фроловской НГО также заметно улучшилась ситуация. Число определений возросло с 20 до 416, разведочных площадей с 20 до 111. В Красноленинском районе установлена крупная по амплитуде и обширная по площади положительная геотемпературная аномалия. Максимальные значения ГТП (72-82 мВт/м2 ) сосредоточены в вытянутой в северо-западном направлении полосе, включмо-

27 -

шей Каменное, Пойменное, Ендырское поднятия. На востоке происходит резкое понижение параметра до 5S-60 мВт/м2, на западе -плавное до тех же величин. В пределах Талинской площади зафиксирована отрицательная аномалия (менее 52 мВт/м2 ). Тепловое поле Казымского и Ляминского районов изучено пока слабо. Здесь только на Унлорском куполовидном поднятии выявлена положительная аномалия со значениями ГТП свыше 66 мВт/м2 . В Тобольском районе фоновыми ГТП являются величины 60-65мВт/м2 и только в районе г. Тобольска выявлена обширная зона высоких значений параметра (свыше 70 мВт/к)2 ).

Изученность Пайдугинской ИГО возросла в 2 раза, ГТП определен по 77 скважинам на 51 разведочных площадях. Зона низких значений (менее 50 мВт/м2) зафиксирована в Касском прогибе и включает северную часть Пыль-Караминского мегавала (Сабунское поднятие). В южной части мегавала на Тымском поднятии, Береговом валу и других структурах ГТП возрастает до 60-65мВт/м2 и остается таковым и далее на запад, в том числе н в пределах Усть-'Гымской мегавпадины. На Парабельском мегавалу ГТП возрастает до 65-70 мВт/м2 , а в пределах Колпашевского поднятия и Сильгинского вала до 90-93 мВт/м2.

В Васюганской НГО число определений увеличилось в 5 раз: 2S3 на 84 разведочных площадях. В пределах Александровского мегавала отмечено закономерное возрастание параметра при движении на юг. Так, на севере в зоне Коликъеганского вала ГТП равен фоновому 4S-50 мВт/м2 , далее в зоне Сикторской группы поднятий,он повышается до 56-5S мВт/м2 . Еще южнее, на Охтеурском валу сначала до 66-68 мВт/м2, а затем до 80-85 мВт/м2. Западнее, в пределах Колтогорского прогиба по тем же. широтам ГТП возрастает в последовательности 48-50, 50-52, 56-60, 64-6S мВт/м2 . Еще меньшие значения фиксируются к востоку от Александровского мегавала. В целом, более низкие значения ГТП установлены на расположенном южнее Средневасюганском мегавале, где величины 60-63 мВт/м1 могут рассматриваться как фоновые, хотя на отдельных участках (Се-веро-Васюганское поднятие, Мыльджинский вал) ГТП достигает 6872 и даже 83 мВт/м2 . Пудинский мегавал имеет достаточно сложную структуру теплового поля. Это связано с региональным уменьшением ГТП от районов высокой геотермической активности - Ппра-бельского и Средневасюганского мегавалов - на юг и юго-запад в

сторону Нюрольской впадины и осложняющим влиянием местных факторов. Достаточно ор!етлнво проявляется повышение ГГП в районе Юбилейной, Останинской и Лугинецкой площадей, находящихся в центральных частях крупных поднятий.

Также в 5 раз увеличилась изученность теплового поля Кай-мысовской НГО, здесь ^полнено 254 определения ГТП на 110 разведочных площадях. Более 50% из них сосредоточены в Межовском районе, где установлена крупная по площади и значительная по амплитуде положительная геотемпературная аномалия. При движении к центру Межовского свода значения ГТП равномерно возрастают на 20 мВт/м2,от 55-60 до 75-Б0 мВт/м2 . На расположенных рядом Верх-нетарском нТаволгинском структурных носах также зафиксированы высокие значения ГТП до 68 и 75 при фоновых величинах 60 и 65 мВт/м: , соответственно. В направлении на северо-запад в сторону Нюрольской мегавпадины и на юго-запад в сторону Омской мега-впадины происходит закономерное понижение ГТП. На Каимысов-ском своде зафиксированы несколько меньшие пределы вариаций параметра. Так, на Карандашовском поднятии значения ГТП не превышают 60 мВт/м2 , достигают 65 на Моисеевском, - 68 на Лар-ломкинском, - 70 мВт/м2 на Катыльгинском поднятиях. Несколько выше значения ГТП вдоль осевой линии Нововааоганского вала (7478 мВт/м2 ). Демьянский район характеризуется невысокими значениями ГТП: не более 55-60 мВт/м2.

В южных районах Западной Сибири, не относящимся к перспективным на нефть и газ землям число определений ГТП превышает 100, что, однако, недостаточно для характеристики вариаций параметра на локхчыюм уровне.

Наиболее важный вывод из проведенного анализа заключается в том, что имеется определенная связь со структурным фактором. В зонах крупных отрицательных структур значения ГТП, как правило, невелики и варьируют весьма слабо. В зонах крупных положительных структур, наоборот, происходит как возрастание значений параметра, так и увеличение амплитуды их вариаций. Тепловое поле вблизи локальных структур неоднозначно и особенности его вариаций разные в разных частях Западной Сибири.

Распределение температур.

Одновременно с расчетом ГТП,по описанной выше методике производится и расчет распределений температур по разрезу горных

пород. Поэтому, изученность поля температур и отдельных районах Западной Сибирн такая же. как и изученность ГГП вне зависимости от глубин залегания рассматриваемых горизонтов или комплексов.

На основе всей имеющейся по Западной Сибири термометрической информации, а также результатов прогноза распределения температур, построены карты распределения температур по срезам глубин (-1000, -2000, -3000, -5000м), на глубине 500 м (А.Р. Курчи-ков, 1992г.). по кровлям сеноманских, барремских, верхне- и ниж-несреднеюрских отложении и доюрского фундамента (А.Р.Курчиков и Б.П.Ставиикпй, 19S5, 19S7rr.). Указанные 10 карт решают задачу описания температур горных пород на региональном уровне.

Распределение температур на глубине 500м подчиняется широтной зональности, что свидетельствует об определяющем влиянии истории криогенных процессов. При движении на юг температуры пород последовательно возрастают от -3 "С до 10-15 °С в районах Широтного Приобья, а далее на юг преобладающими значениями являются 20-25 "С. На срезе глубин -1000м еще весьма заметна широтная зональность, однако, поведение изолиний равных температур уже в достаточной степени согласуется с изолиниями ГТП, хотя пределы вариаций параметра в целом незначительны 25-50 °С, за исключением отдельных участков. На остальных картах по срезам глубин четко прослеживается связь температур с величинами глубинного теплового потока и степенью глинизации разреза. Пределы вариаций температур последовательно составляют 50 - 100, S0-150 и 120-250 °С на срезах -2000,-3000 и -5000м, соответственно. Указанные закономерности проявляются и на картах распределения температур по указанным стратиграфическим поверхностям. Влияние мерзлотно-геокриологических условий в наибольшей степени проявляется по кровле сеноманских отложений, а на друпгх лишь в областях примыкающих к обрамлениям плиты. Вследствие того, что с увеличением возраста отложении увеличивается перепад глубин их залегания происходит последовательное увеличение пределов вариаций температур:20-60, 20-90, 20-140 и 20-200 °С по кровлям сеноманских, барремских, нижне-среднеюрских и доюрских отложений. Как и при анализе ГТП, в работе рассмотрены вариации температур на локальном уровне по большому числу участков.

ГЛАВА 3. ПРИРОДА ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Особенности строения геотемпературного поля Западной Сибири определяются тремя факторами: глубинным тепловым потоком, размещением пород с различными теплофпзическпми свойствами, воздействием резких вариаций климата в позднечетвертичное время. Проблема природы геотемпературного поля сводится к выяснению природы имеющего место распределения ГТП, т.к. два других фактора учтены при соответствующих расчетах.

Тепловое поле земной коры. Очевидно, если значения ГТП являются, суммой полной теплогене-рации в земной коре и мантийного теплового потока, можно говорить о стационарном состоянии теплового поля земной коры. Проверка этой гипотезы осуществлялась на основе модифицированной нами методики В.В.Гордиенко оценки теплогенерации слоев земной коры путем решения обратной задачи по данным о мощностях этих слоев и измеренных тепловых потоков. В непосредственной близости от профилей ГСЗ в Западной Сибири находится около 200 локальных структур, по которым имеется геотермическая информация. Расчеты проводились раздельно для трех территорий: зоны слабодифферен-цированного ГТП на севере региона, Уральской складчатой системы, зоны резкодифференцнрованного ГТП на юго-востоке плиты. В результате для первой из указанных зон были получены результаты: теплогенерации (в мкВт/м3 ) - 0.76 для гранитного слоя, 0.24 для базальтового стоя; мантийного теплового потока (в мВт/м2)- 16-20 на Гыданском и севере Ямальского полуостровов, 30-35 в районах Широтного Приобья и 20-25 на остальной территории. Для Уральской складчатой системы как для гранитного, так и базальтового слоя расчетные теплогенерации отрицательны -0.75 и -1.10 мкВт/м3 . Для третьей зоны они составили 0.4 и 0.8 мкВт/м-' , соответственно. Результаты расчетов по первой зоне, в принципе, находятся в рамках теплогенерации пород, слагающих земную кору, что свидетельствует об определенной завершенности здесь глубинных тепловых процессов. Абсурдный результат получен для Уральской складчатой системы. Невозможно представить, что с глубиной увеличивается теп-логенерация пород, как получено для юго-востока Западной Сибири. Обе эти зоны относятся к складчатым системам позднегерцинского

возраста, однако первая из них развивалась на коре океанического типа, вторая - на континентальное! коре. Поэтому полученные данные с одной стороны отражают разную энергетику глубинных тепловых процессов, а с другой - свидетельствует о нестационарности теплового поля земной коры. Важный вывод из сделанных построений заключается в том, что прогноз температур пород земной коры и верхней мантии по традиционным методам, использующих стационарную модель, более или менее достоверным может быть только для севера Западной Сибири.

Возраст консолидации фундамента.

Сопоставление распределения ГТП со строеним и возрастом консолидации фундамента в Западной Сибири осложняется в настоящее время тем обстоятельством, что разными исследователями обосновано более 80 схем тектонического районирования территории. Предпринимавшиеся ранее попытки решения этого вопроса приводили к диаметрально противоположным выводам о соответствии измеренного теплового потока тектоническому строению плиты (С.И. Сергиенко и др., 1974г., 1981г.; А.Д. Дучков и др., 1982г.). Использование данных о ГТП оказалось более перспективным. С учетом значительно возросшего числа определений сопоставление величин параметра с возрастом консолидации фундамента проводилось только по тем блокам, история которых известна определенно, а по остальной территории геотермические данные использовались для констатации предпочтительности топ или иной точки зрения. С этой целью было выполнено районирование Западной Сибири по характеру вариации ГТП без использования какой либо геотектонической информации. Выделено 15 крупных блоков с малыми вариациями параметра внутри их, а границы между ними проводились путем спрямления соответствующих изолиний пли по зонам резкого изменения параметра в плане (А.Р.Курчиков, 1992г.). Выяснилось, что известные границы Уральской складчатой системы до деталей совпадают с границами выделенного здесь блока высокого и в значительной степени дифференцированного ГТП. На востоке территории границы блока с низким и практически недифференцированным ГТП очень близки к границам Енисейской складчатой системы байкальского возраста и Касского массива салаирского возраста. Этот блок охватывает также территорию Гыданского п-ва и северо - восточную часть Ямальского п-ва, что свидетельствует в пользу позиции тех

исследователей, которые предполагают здесь более древний, чем гер-цинский возраст консолидации фундамента. Оставшаяся часть Ямальского п-ва несомненно относится к герцинидам, при этом северовосточная граница блока с высокими значениями параметра совпадает с границей обоснованной H.H. Ростовцевым, П.К. Куликовым и др.. Противоречивы выводы исследователей о возрасте консолидации фундамента северной части Центрально-Западно-Сибирской складчатой системы(по В.С.Суркову). Низкий ГШ (в среднем 52мВт/м ), малые его вариации, резкий переход на границах с территориями герцинид свидетельствуют в пользу точки зрения о более древнем возрасте консолидации фундамента. В южной части региона четко выделяется относительно узкая полоса с относительно невысокими значениями ГТП, разделяющая области герцинид Центрально-Западно-Сибирской и Уральской складчатых систем. По разным авторам возраст фундамента здесь байкальский или герцинский, но выделенный блок территориально не совпадает ни с одной из выделенных геологических структур. Ввиду того, что рассматриваемая зона разделяет складчатости, развивавшиеся на континентальной и океанических корах, относительно низкий ГТП может свидетельствовать о разной степени активизации или переработки в герцинское время. На юге Западной Сибири достигнутая детализация в распределении ГТП не позволяет установить какие-либо границы, но преобладание невысоких значений параметра согласуется с каледонским возрастом расположенной здесь Центрально-Казахстанской складчатой системы.

Teiuoeoe поле крупных структур.

Выполненный в главе 2 анализ показал, что в зонах крупных положительных структур (сводов, мегавалов, поднятий) имеют место тенденции роста величин ГГП и пределов их вариаций. Автором сделана попытка объяснить это явление незавершенностью тепловых процессов в литосфере. Если считать, что плотность горных порол зависит только от температур и горного давления, то разница в глубинах залегания какой-либо метки при разных значениях ГТП в первом приближении рассчитывается по формуле:

■ plla1arXq , о^хА? (,4\

2\ 6Х 24Х2

где х, х+ Лх -глубины залегания метки при q и q+ Дq; Ы, , с<Р коэф-

г>

фициенты теплового расширения и упругого сжатия пород; %а -интенсивность теплогенерации пород. Показано, что для формирования поднятия с амплитудой 500-1000м необходим дополнительный разогрев пород мощностью 50-100км при увеличении теплового потока на 25-50 мВт/м2 . Поэтому, наличие у большинства структур Внешнего пояса и Центральной тектонической области с амплитудой до 600 м превышения q - до 25 мВт/м2 является следствием незавершенности глубинных тепловых процессов в постгеосинклинальный период. В Северной тектонической области амплитуда поднятий достигает 1000-1500 м, однако увеличение я только в редких случаях составляет 5-10мВт/м2, что свидетельствует о более или менее полной завершенности глубинных энергетических процессов, что в свою очередь подтверждает сделанный ранее вывод о более древнем, чем герцинс-кий, возрасте консолидации фундамента.

Таким образом, главные особенности распределения ГТП определяются особенностями тектонической истории Западно-Сибирской плиты. В работе рассмотрены также и факторы, способствующие возникновению дополнительных вариаций параметра на локальном уровне.

Вещественный состав пород фундамента.

По ряду районов Западной Сибири по скважинам, вскрывшим фундамент, изучены вариации ГТП в зависимости от вещественного состава пород. Так, в Красноленинском районе в зонах развития метаморфических, эффузивных, интрузивных и осадочных пород фундамента пределы вариаций параметра составляют 58-82, 55-70, 55-75 и 58-66, а средние значения 72, 62, 67 и 61 мВт/м2, соответственно. Для метаморфических пород минимальные значения ГТП (5865) характерны для зон развития мраморов, несколько более высокие (67-75) -для гнейсов п наиболее широкий интерв;ш (60-80 мВ/м: ) - для сланцев. В свою очередь в скважинах, вскрывших кристаллические сланцы, ГТП находится в пределах 60-70, серицит-гравитисто-кварцевые сланцы- 65-75, слюдяпо-кварцевые сланцы - 65-80мВг/м2 . В Шаимском районе зоны развития метаморфических и интрузивных пород также различаются по тепловому режиму (интервалы: 65-90 и 55-73, средние: 77 и 65мВт/м2 ). В районах Широтного Приобья в скважинах, вскрывших метаморфические, эффузивные, интрузивные и осадочные породы, зафиксированы следующие значения параметра: 54-66, 46-75, 62-69 и 62-71 со средними величинами 63, 55, 66 и

68мВт/м2 , соответственно. При этом, наиболее широко распространенные породы - эффузивные (54% скважин), в свою очередь, в тепловом поле характеризуются существенно разными пара-метрамп:базальты - 46-55, иорфнрпты - 60-65, альбитофириты - 55-75мВт/м2. На юговостоке Западной Сибири в зонах развития осадочных (45% скважин), эффузивных (31%), интрузивных (8%), метаморфических пород (11%) и коры выветривания (14%) интервалы изменения параметра составляют 49-75, 55-77,59-92, 61-76 и 53-93 мВт/м2 (средние 66, 62, 71, 66 и 68 мВт/м2, соответственно). Дополнительная дифференциация установлена лишь по эффузивным породам. Средние значения ГТП по кислым, средним и основным породам равны 63.57 и 68 мВт/м2. Как показывают экспериментальные данные, пределы изменения теплофизических свойств горных пород, как правило, отличаются не столь значительно, чтобы объяснить указанные неоднородности теплового поля. Вероятно, приведенные данные свидетельствуют о разной энергетике процессов, приведших к формированию соответствующего состава пород фундамента. Особая ситуация возникает в случаях, когда имеются участки фундамента, сложенные породами с аномальными значениями коэффициента теплопроводности. В качестве примера выполнен анализ природы отрицательной аномалии ГТП на Комсомольской площади Северного свода. Здесь по скважине 199 вскрыта S50 метровая толща темно-серых глинистых сланцев, а ГТП равен 46.4 мВт/м2. По скважине 198 величина параметра составляет 51.7мВт/м2, а породы фундамента здесь представлены известняками с массивной текстурой. Если учесть, что теплопроводность глинистых сланцев почти в 2 раза меньше теплопроводности известняков, зафиксированную отрицательную аномалию можно объяснить наличием низкотеплопроводной линзы пород в фундаменте.

Процессы рифтогепеза.

По мнению B.C. Суркова и др., формирование в раннепалео-зонское время Колтогорско-Уренгойского и других грабен-рифтов сопровождалось процессами, обусловившими значительный разогрев пород в последующие эпохи вплоть до настоящего времени. Выполненный нами анализ показал, что находящиеся в зонах низкого фонового ГТП Худосеевский, Хадуттейский и Аганскии грабен-рифты не сопровождаются дополнительными флуктупциямн геотемпературного поля. Усть-Тымский и Чузиксюш грабен-рифты характеризуют-

си значениями ГГП 65-70 мВт/м: , местами менее 60 мВт/'м: , к то время как фоновые величины параметра равны 70-75 мВт/м2. Следовательно, можно говорить о приуроченности этих структур к зонам отрицательных геотемпературных аномалий. Вдоль Колтогорско-Урснгойского грабен-рифта, пересекающего всю территорию Западной Сибири, геотермические условия изменяются очень сильно. На Гыданском п-ве ГТП внутри структуры совпадает с фоновым. Южнее, вблизи Уренгойского мсгавала, в зоне грабен-рифга, среднее значение ГТП равно 49 мВт/м- , а в его окрестности 53 мВт/м2. Далее, на юг выделен значительный по протяженности участок между Восточно-Таркосалинской и Стахановской разведочными площадями, где значения ГГП (55-57 мВт/м2) на 2-3 мВт/м2 выше фоновых. Далее, вплоть до р. Вах, имеет место совпадение значений ГТП внутри и вне зоны грабен-рифта. Научастке структуры, проходящем вблизи границы между Александровским мегавалом и Вартовским сводом, четко зафиксировано понижение значений ГТП на 5 мВт/м2 . На остальной части Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта имеют место или относительно пониженные, или фоновые значения ГТП. Таким образом, проявление процессов рифтогенеза в современном геотемпературном поле Западной Сибири неоднозначно. Выявлено несколько участков повышенной геотермической активности, однако более типичными являются ситуации с отрицательными тепловыми аномалиями или с фоновыми характеристиками геотемпературных полей.

Математическое моделирование влияния процессов рифтогенеза на структуру геоте.мпературных полей, проявляющееся в наличии астеносферного выступа с относительно высокими температурами вмещающих пород и резкоконтрастными значениями по отношению к окружающим, теплопроводности пород, показало, что, если в настоящее время отсутствуют активные энергетические процессы (например, движение подземных вод), то наиболее реальной ситуацией является наличие отрицательной аномалии или фоновых геотермических характеристик в зонах размещения грабен-рифтов. Время существования положительных геотемпературных аномалий, возникающих в начальный период формирования грабен-рифгов, оценивается величиной 50 - 100 млн лет, а контрастность - 30-50 мВт/м2 . Эти расчеты свидетельствуют о возможности значительного разогрева пород низов осадочного чехла в юрский период. Нельзя

исключать вероятности, что именно тогда они были разогреты до максимальных, за геологическую историю значений, что может быть подтверждено или опровергнуто по результатам углепетрографнчес-кого анализа.

Глубинные разломы.

Роль этого фактора оцениваюсь неоднозначно. По мнению Н.М.Крутикова, повышение теплового потока вблизи глубинных разломов является основной причиной дифференциации геотемпературного поля в Западной Сибири. А.Э. Конторович и др. показали, что на региональные закономерности они практически не оказывают влияния. С использованием данных В.А. Галунского и др. о размещении разломов в осадочном чехле и фундаменте, показано, что на Южно-Русской, Ныдинской, Лензшской, Тутлепмскоп и некоторых других площадях вблизи отдельных участков разломов имеется повышение ГТП до 6-8 мВт/м2 , однако эти примеры являются скорее-исключениями, чем правилом.

Интрузивные тела.

Показано, что геотемпературные аномалии могут быть обусловлены наличием интрузии, если они возникли не более пяти млн лет назад. Детальный анализ положительной аномалии в Салымском районе свидетельствует о том, что одной из причин резко повышенных ГТП и температур может быть наличие интрузивного тела мощностью 10-15км с глубиной залегания кровли 4-5км и временем существования 3-5 млн лет.

Таким образом, региональные закономерности геотемпературного поля и особенности распределения его параметров на крупных структурах объясняются строением земной коры и верхней мантии, разной степенью незавершенности энергетических процессов, начавшихся в геосинклинальный период развития отдельных блоков. Определенные неоднородности теплового поля на локальном уровне объясняются этими же причинами. Однако, природа большинства локальных вариаций может быть объяснена процессами в верхних слоях фундамента (интрузии, разломы, наличие тел с аномальной теплопроводностью и др.) или в осадочном чехле (движение подземных флюидов, процессы нефтегазообразования, формирован™ и разрушения скоплений УВ и др.).

ГЛАВА 4. ПАЛЕ0ГЕ01 ЕРМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ ЗАПАДНОСИБИРСКОГО БАССЕЙНА

Проанализированы существующие методы палеогеотермичсс-кнх реконструкций и особенности их применения для условий Западной Сибири. Показано, что наиболее эффективным является использование математической модели геотемпературного поля. Методика восстановления палеогеотемпературных полей заключалась в дополнении зависимости (9) необходимыми процедурами по определению строения, вещественного состава пород осадочного чехла и распределения теплопроводности по разрезу, зависимостью изменения ГТП во времени, палеоклиматическими данными.

Показано, что. если требуется проследить историю изменения температур во времени, необходимо проводить расчеты по конкретным скважинам, и они были выполнены по большому количеству пунктов, в наилучшей степени обеспеченных необходимой фактической информацией. Если же требуется охарактеризовать гсотемпера-турное поле всего бассейна на конкретный момент времени, целесообразно воспользоваться обоснованным методом последовательного построения карт распределения температур по определенным стратиграфическим поверхностям.

Расчетами подтвержден вывод И.И. Нестерова и др. о том, что наиболее жесткие геотермические условия в Западной Сибири имели место в ранне-олнгоиеновом времени. Установлено, что последующее понижение температур горных пород обусловлено 4 факторами:

- уменьшение глубинного теплового потока,

- изменение климата в олигоцен-раннечетвертичное время,

- воздымание и размыв части осадков на севере бассейна,

- резкое похолодание климата в позднечетвертичное время. Количественные оценки каждого из факторов позволили установить вариации величин охлажденностн пород за послеолигоценовое время по кровлям покурской, киялинской, тюменской свит и их аналогов, поверхности доюрского фундамента. Пределы вариации величин этого параметра в целом по всему осадочному чехлу составляют 18-50 °С, а характер их изменения по площади не столь дифференцирован, как у других геотермических параметров. Поэтому поле максимальных палеотемператур (МП) может быть восстановлено путем совмещения карт охлажденностн пород и современных температур. При

этом, ввиду того, что последние построены с учетом всем накопленной термометрическом информации, то и карты МП являются столь же детальными, что вряд ли достижимо с использованием каких-либо других методов. Аналогичным образом восстанавливались палеотем-пературы пород на более ранние периоды времени.

В юрский период породы осадочного чехла испытали воздействие не очень высоких температур. На поверхности фундамента только в юго-восточной части Западной Сибири и в северных частях Ямальсского и Гыданского п-вов палеотемпературы превышали 60 °С. В меловую эпоху, по мере роста мощности осадочных пород, нарастал и их разогрев. Так,к концу барремского времени температуры в подошве осадочного чехла превышали SO "С, а в пределах Салымс-кого района и Надым-Пурской области и севернее - 100 °С .В кровле тюменской свиты палеотемпературы пород находились в пределах 6070 "С , а на п-ве Ямал достигали 90 °С. К концу мелового периода по поверхности фундамента температуры практически повсеместно превысили 100 °С, достигая на указанных выше участках 150 °С. В кровле тюменской свиты за исключеним областей, примыкающих к обрамлению плиты, температуры составляли 80-100 °С, а на севере превышали 120 °С. В кровле киялинской свиты палеотемпературы составляют 60-70 °С. Максимальные темпы роста температур пород имели место в палеогеновую эпоху в связи с накоплением значительных мощностей глинистых пород с очень низкой теплопроводностью. К концу раннеолигоценового времени палеотемпературы достигли максимальных за всю историю бассейна величин.

Породы, залегающие в кровле покурской свиты, на большей части территории не прогрелись свыше 60 °С. Исключениями являются 2 зоны. Первая из них охватывает Тобольский (70-75 °С), Шаимский (70- SO °С), Салымский (75-S5 °С), Красноленинский (SO-100 °С) районы, а вторая - Александровский и Вартовский районы (70-85 °С). Характер вариаций МП в кровле киялинской свиты, в целом, очень близок к установленному по покурской, превышение параметра составляет 25-45 °С. По кровле тюменской свиты, вследствие возросшей дифференциации глубин, распределение МП значительно отличается от указанных. Величина параметра, как правило, превышает 80-100 °С, однако МП более 140 °С фиксируются только на отдельных участках Салымского, Краеноленинекего, Танамского, Надымского, Уренгойского районов, севера Ямальского

и Гыданекого п-овов. В подошве осадочного чехла МП повсеместно В1,1ше 100 С, однако, если южнее Широтного Приобья только на отдельных участках МП превышают 140 °С, то севернее эта величина минимальна. Одновременно с ростом глубин к центру и на север бассейна МП увеличиваютя до 200 °С в Уренгойском и Тазовском, до 220 °С в Предтаймырском, до 240 °С в Нурминском, Тамбейском и Малыгинском районах.

В последующие эпохи температуры пород имели устойчивую тенденцию к снижению до величин фиксируемых в настоящее время.

ГЛАВА 5. ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОС-

НОСТИ

В настоящее время твердо установлена большая значимость геотермического фактора в процессах преобразования РОВ, генерации жидких и газообразных УВ. Не вызывает сомнений и то обстоятельство, что условия, благоприятные для формировании УВ скоплений и их сохранности, в значительной степени определяются геотермическим режимом недр. Менее ясным представляется вопрос о геотемпературных аномалиях вблизи УВ скоплений, насколько закономерно это явление, какова его природа. Достигнутый уровень изученности и интерпретации геотемпературного поля Западной Сибири делает возможным оценить перспективы использования геотермических данных на всех этапах исследований: от региональной оценки нефтегазоносности до локального прогноза залежей нефти и газа.

Прогноз преобразования РОВ пород.

При оценке потенциальных ресурсов нефти и газа осадочных бассейнов первостепенное значение отводится изучению процессов преобразования РОВ пород. Известно, что степень катагенетической преобразованное™ РОВ напрямую связана с геотермической эволюцией недр. Сопоставление данных 800 определений отражательной способности (ОС) внтринита (коллекция A.B. Рылькова) и расчетных МП позволило обосновать зависимость:

10Ra = 67.2 [l+b(TM /100)2 j (15)

При этом коэффициент иб который можно рассматривать в качестве показателя интенсивности преобразования РОВ, оказался равен: для углистых слойков - 0.066, песчаников и алевролитов - 0.082, глин и аргиллитов - 0.107. Эти величины подтверждают вывод А.Э. Конторо-

вича о каталитических способностях пород. Уточненные для Западной Сибири температурные пределы стадий катагенеза РОВ приведены" в табл.1.

Таблица 1

Стадии Градации 10 Я» , / {щ Максимальные

палеотемпературы

катагенеза катагенеза углей песков глин

Протокатагенез ПК < 71 < 90 < 80 < 75

Мезокатагенез МК, 71 -76 90-140 80-125 75-110

МК, 76 -84 140-195 125-175 110-155

МК, 84-92 195-235 175-210 155-185

мк4 92 -100 235-270 210-245 185-215 .

мк< 100- 108 270-300 245-270 215-240

Апокатагенез АК, 108- 117 300-335 270-300 240-265

АК, 117- 138 335-400 300-360 265-315

Эти результаты с учетом данных реконструкции поля МП позволяют выполнить прогноз степени катагенетической преобразован-ности РОВ по основным горизонтам Западной Сибири. Так, в верх-т(емеловых породах РОВ преобразовано в основном до стадии МК; и только в областях, прилегающих к Надымской мегавпадине, до МК2. Породы, залегающие в кровле тюменской свиты, имели более высокие МП, РОВ здесь повсеместно преобразовано до стадии МК2, а в отдельных районах (Красноленинскии, Уренгойский, север Ямала) - до МК-,. В подошве осадочного чехла дифференцированность степени преобразованности РОВ резко возрастает. В южных районах Западной Сибири, включая и большую часть Широтного Приобья, РОВ преобразовано до стадии МК2 , в Салымском и Красноленин-ском районах - МК3 . В областях Надым-Пурского и Пур-Тазовского междуречий, Ямальском и Гыданском п-вах с ростом глубин залегания степень преобразованности РОВ увеличивается до МК3, МК4 , МК5 и даже на двух участках до АК, . Описанный прогноз стадий катагенеза РОВ пород глубоких горизонтов Западной Сибири носит региональный характер, на локальных участках возможны вариации вследствие рассмотренных выше вариаций теплового поля. Не исключается также наличие отклонений в степени преобразованности РОВ из-за мощных энергетических процессов,протекавших в прош-

лыс геологические эпохи и влияние которых в современном геотемпературном поле не проявляется (например процессы рифтогенеза).

Прогноз фазового состояния УВ в залежах.

Информация о максимальных палеотемпературах или степени преобразования РОВ позволяет оценить лишь потенциальные возможноститого или иного комплекса пород.

Для выяснения условии формирования залежей УВ разного типа проанализированы данные по более 600 залежам. Общий интервал изменения температур в них составляет 10-150 "С. Минимальные значения параметра зафиксированы в газовых скоплениях (в 95% случаев <70 °С),несколько большие - в газоконденсатпых и газокон-ленсатных с нефтяной оторочкой (как правило 40-100 °С), а наиболее широкий интервал температур в нефтяных залежах - от 30 до 150 °С. Очевидно, что более информативными являются рассчитанные по всем залежам значения МП. Интервалы изменения МП по указанным типам залежей составляют 45-100, 65-130, 75-120 и 75-160 °С, соответственно. Особенности распределения залежей разного типа по зонам МП позволяют сделать следующие выводы: Подтверждается заключение И.И. Нестерова, В.И. Шпильмана и др., что осадочный бассейн Западной Сибири может быть разделен на несколько нефтегазосодержаших комплексов, являющихся одновременно и нефтегазопроизводяшими.

Верхняя главная фаза газообразования (ГФГ) начинается при температурах пород 45-50 °С, а заканчивается при S0-S5 °С. Генерация жидких УВ начинается при 65-70 °С, однако в качестве границы главной фазы нефтеобразования (ГФН) необходимо рассматривать 85-90 °С, когда нефтяные скопления становятся преобладающим типом. По имеющимся данным нижняя граница ГФН и верхняя граница нижней ГФГ может определена лишь ориентировочно - 160 °С.

Несмотря на определенную дифференциацию температур УВ скоплений разного типа, только по геотермическим данным прогноз зон преимущественного их развития невозможен. Предложено этот параметр рассматривать в комплексе с пластовым давлением (Р) и типом РОВ (долен сапропелевой составляющей - D). В признаковом пространстве Тм и Р размещение УВ скоплений с разным фазовым составом более дифференцированно. В области минимальных значений Тм, Р расположена зона развития газовых скоплений, которая представляется в виде полосы с осью Р=0.3ТМ -7.5 (Р в МПа)

с отклоненными от осп и 10 °С. При Р>17-19 МПа широком полосой расположены другие типы залежей. Газокондснсатные залежи в том же интервале давлений, что и нефтяные, характеризуются резко пониженными значениями МП. Так, при Р=18М11а Т„ в первых из них 65-90 "С, а во - вторых - SO-125 иС. При - Р=24МГ1а 75-115 и 90150 ''С, соответственно. В целом, области распространения газокоп-.дснсатных и нефтяных скоплений можно представить в виде двух параллельно ориентированных полос. Их пересечение дает полосу с осью Р=0.5 Тм-25 с отклонениями 10 "С.

В признаковом пространстве Тч , Р, D залежи УВ разного типа представляют собой слабопересекаюшнеся множества. В качестве количественной характеристики предложено использовать выражение:

S = D<TM2/P (16)

со следующими характеристиками:

S < 55, при Р < 15-17 МПа - газовая, при Р > 17-19 МПа - газокои-денсатная зона:

55 < S < 70, при Р < 17-19 МПа -газовая, при Р > 17-19 МПа -смешанная зона, преимущественно газоконденсатная; 70 < S < 100 - смешанная зона, преимущественно нефтяная; S > 100 - нефтяная зона.

Количественные соотношения залежей разного типа в зависимости от значений S представлены в табл. 2.

Таблица 2

Содержание залежей. %

ГК Н ГКН ГН НГ НГК

< 55 91 3 - 3 3 -

55-70 29 7 32 1 23 7

70-100 17 62 19 - 2 -

> 100 3 8S 5 1 - 3

Примечание. Залежи:ГК - газоконденсатные,Н - нефтяные, ГН и ГКН- газа и газоконденсата с нефтяной оторочкой, НГ и НГК -нефти с газовой и газоконденсатной шапками.

Разные значения степеней параметров в выражении (16) отражают разный вклад в формирование зон нефте- и газонакопления. Наибольшее значение имеет тип РОВ. Если О < 0.45, то в реальных гидрогеотермических условиях возможно формирование только газовых и газоконденсатных залежей. С увеличением геотермической

напряженности, а также с ростом глубин залегания отложений происходит смещение интервалов значений О в сторону уменьшения, что хорошо видно из приведенных в табл.3 данных.

Таблица 3

Глубина ГТП О при Б равных

к\. мВт/м2 55 70 100

2 50 0.71 0.76 0.83

65 0.64, 0.68 0.75

80 0.58 0.61 0.67

3 50 0.67 0.74 0.78

65 0.58 0.62 0.68

80 0.52 0.56 0.62

4 50 0.63 0.67 0.73

65 0.55 0.58 0.64

80 0.50 0.54 0.59

5 50 0.60 0.64 0.70

65 0.53 0.57 0.63

80 0.48 0.51 0.56

7 50 0.56 0.59 0.65

65 0.49 0.52 0.57

80 0.45 0.48 0.52

Рассмотрены закономерности размещения зон преимуществен-

ного нефте- и газонакопления по некоторым горизонтам Западно-Сибирского бассейна. Так, в валанжин-готеривском горизонте, где тип РОВ в основном гумусово-сапропелевый, только в Салымском районе имеет место чисто нефтяная зона (8 > 100), в Среднеобской НГО и прилегающих районах Фроловской и Надым-Пурской НГО - зона преимущественного развития нефтяных месторождений (70 < 5 < 100), на остальной территории - зона развития газоконденсатных месторождений.

В берриас-валанжинском горизонте, где РОВ принадлежит к сапропелевому и гумусово-сапропелевому типам, зона преимущественного развития газоконденсатных залежей (5 < 55) расположена в восточной части региона, захватывая Усгь-Енисейскую, Пур-Тазовс-кую и Пайдугинскую НГО. Далее на запад находятся две узкие мери-днанально ориентированные полосы смешанных зон с преимущественным развитием газоконденсатных и нефтяных месторождений. На остальной территории региона 5 <100.

Верхнеюрский горизонт в основном перспективен на нефть. Значения Б < 55 зафиксированы только в Пайдугннской НГО и Березовском районе. В Ямальской НГО условия благоприятны для формирования всех типов залежей, здесь с запала на восток происходит увеличение значений Б ог менее 55 до более, чем 100.

Необходимо подчеркнуть, что при обосновании принака 5 использовано только около 200 залежей, по которым имелись данные о величинах 5 нефтематеринских пород. Выполненное районирование проверялось фазовым составом УВ всех попадающих в соответствующую зону залежей. К сожалению из-за отсутствия необходимой информации о типе РОВ по глубокозалегаюшнм шгжне-среднеюрс-ким отложениям и. прежде всего, на севере региона нет возможности провести столь же детальные построения.

Локальный прогноз нефтегазоносности.

Значительное улучшение изученности теплового поля Западной Сибири позволяет рассмотреть вопрос об использование геотермических данных дтя целей прогноза нефтегазоносности недр не только на региональном, но и на локальном уровнях. Пр"и*имеющемся объеме определений ГТП более или менее надежно могут быть охарактеризованы геотермические условия 341 месторождения нефти п газа. Выяснилось, что по особенностям изменения ГТП все месторождения могут быть отнесены к четырем группам (табл.4) находящимся в зонах: положительных (ПА) или отрицательных (ОА) аномалий, резкой латеральной изменчивости (РЛИ) в каком то одном направлении, не отличающихся явным образом от фоновых значений параметра (Ф). Следует сразу отметить, что отнесение месторождений к группам ПА или ОА не всегда означает резкого различия ГТП внутри контуров и за их. пределами. Правильнее говорить о наличии некоторой зоны, включающей всю или часть площади месторождения.

Если рассматривать всю совокупность месторождений, то имеет место незначительное превышение ГТП в залежах (58.5 мВт/м2), по сравнению со значениями параметра в целом по нефтегазоносным областям (57.7 мВт/ м2). В то же время отмечается достаточно резкое отличие геотермичеких условий разных групп залежей. Так, величины ГГП зхтежей, отнесенных к группе ПА и составляющих 48% от общего числа, в среднем на 10-13% превышают зафиксированные по другим группам УВ скоплений и на 8% средний по всем НГО.

Характеристики теплового режима месторождений нефти и газа Западной Сибири

_Таблица 4

Тепловой режим ГТП, мВт/м-

НГО,НГР ПЛ ОА 'ЛИ Ф средний средний

по мес- по НГО,

11 ч п ч п ч и ц торожд. НГР

Ямальская 15 54.7 - 1 52.1 - - 54.4 54.2

ЬМалыгинский 2 52.5 - - 52.5 52.5

2.Тамбейский 3 46.3 - 46.3 46.6

З.Нурминский 6 59.5 - 1 51.1 - - 58.4 57.6

4.Юж.-Ямальский 4 55.0 - - 1 53.1 - - 54.6 56.5

Гыданская 4 55.2 - - 3 46.3 - - 49.9 49.7

1.Сев.-Гыданский - - - - 1 42.6 - - 42.6 43.9

2.Гыданский 1 51.0 - - 1 48.4 - - 49.7 49.8

З.Напалковский 1 60.0 - - 60.0 54.2

4.Мессовский 2 49.7 - - 1 4в.О 49.1 49.4

Пур-Тазовская 8 52.2 - - 10 51.0 2 49.6 51.3 50.7

КСидоровский - - - - 1 49.6 - - 49.6 47.8

2.Тазовскии 6 51.8 - - 5 49.9 2 49.6 50.7 50.2

З.Толькинский 2 53.2 - - 4 52.6 - - 52.8 52.4

Надым-Пурская 28 54.1 - - 12 51.5 15 52.6 53.1 51.7

1,Ярудейский 2 57.4 - - 57.4 54.8

2. Надымский 2 52.9 - - 2 54.3 1 51.6 53.2 51.6

З.Губкннскнй 8 54.2 - - 5 51.2 - - 53.0 52.3

4.Уренгоискпп 3 51.2 - - 4 50.1 6 51.7 51.1 50.7

5.Вэнгапурский 9 54.6 - - 1 52.7 5 53.1 54.0 52.6

б.Варьеганский 4 53.8 - - - - 3 53.8 52.0 50.7

Средне-Обская 45 57.8 1 47.5 39 54.8 33 50.3 54.6 54.4

1.Сургутский 17 57.1 1 47.5 10 53.7 23 49.4 52.9 52.3

2.Салымский 4 66.3 - - 2 58.0 1 55.0 62.3 60.0

З.Вартовский 24 56.9 - - 27 55.0 9 52.2 55.4 55.4

Приуральская 15 76.8 - - 9 65.4 14 61.0 68.3 67.7

1. Березовский 2 67.4 - - 2 55.8 12 61.1 61.6 65.1

2.Шаимский 13 78.3 - - 7 68.1 2 60.2 73.4 72.2

Фроловская 7 64.1 2 59.5 7 59.8 4 59.4 61.2 59.8

1.Казымский 3 59.7 - - 1 54.4 1 59.5 58.6 56.1

2.Красноленпнск. 2 71.7 2 59.5 4 61.5 3 59.4 62.4 65.0

ЗЛяминскнй 2 63.0 - - 2 59.1 - - 61.1 57.3

Паидугинская

КСильгинский 2 80.6 - - 2 67.9 2 67.5 72.0 69.8

Васюганская 18 61.2 - - 9 64.7 1 64.8 65.7 65.4

1 .Александровск. 9 63.9 - - 4 60.9 - - 62.9 64.9

2.Васюганский 7 68.5 - - 2 67.5 - - 68.2 65.7

З.Пудинскии 2 68.3 - - 3 68.0 1 64.8 67.6 67.6

Продолжение табл.4

Каймысовская 21 63.cS - - 6 57.6 5 59.1 61.9 60.3

ГДемьянскнй 2 60.9 - - 2 54.9 2 57.5 57.8 57.8

2.Каймысовский 7 65.4 - - 2 58.3 2 61.6 64.8 64.2

З.Межовский 12 63.3 - - 2 59.6 1 57.2 62.4 60.1

В целом 163 62.2 3 55.3 99 55.8 76 54.8 58.5 57.7

Важным представляете)! и то обстоятельство, что в залежах, отнесенных к группам ОА и Ф, значения ГТП заметно ниже средних по НГО (почти на 5%). Что касается УВ, отнесенных к группе РЛИ, то средние значения параметра } них на уровне ОА и Ф, а вариации ГТП л пределах контура месторождении достигают 10-15% и более. Основной вопрос на который необходимо ответить, заключается в следующем: являются ли залежи УВ причиной выявленных флуктуа-ций ГТП, или зоны соответствующих вариаций теплового поля более благоприятны для формирования здесь залежей нефти и газа ?

В Ямальской НГО все рассмотренные месторождения многопластовые, состоят из газовых залежей в апт-альб-сеноманских отложениях, газоконденсатных и газоконденсатных с нефтяной оторочкой в готернв-барремских и берриас-валанжинских горизонтах и приурочены к положительным структурам. Амплитуда выявленных положительных аномалий, как правило, составляет 2-3 мВт/м2 ,а по Харасавейскому. Крузенштернскому, Бованенковскому, Нейтинско-му. Арктическому, Хамбатейскому достигает 4-7 мВт/'м2.

По Гыданскоп НГО изученные месторождения также приурочены к положительным структурам. При достаточно низких фоновых значениях ГТП имеют место высокоамплитудные аномалии (6-10 мВт/м2 ) на Каменномысском, Антппаютинском, Адерпаютинском газовых и Солетском газоконденсатиом- месторождениях. В пределах Утреннего месторождения установлена зона относительно низкого ГТП между южным (газоконденсатным) и северным (нефтяным) куполами, от которой на север и юг происходит значительное увеличение параметра.

Геотермический режим большинства УВ скоплений Пур-Та-зовской НГО отнесен к типу РЛИ, вариации ГТП составляют 5-10 мВт/м2 . При наличии геотемпературных аномалий превышение параметра составляет 2-3 мВт/м2 и только на Русском, Южно-Таркоса-линском и Верхне-Коликъеганском месторождениях оно достигает 58 мВт/м2.

В пределах Уренгойского и прилегающих к нему частей Надымского и Вэпгапурского районов Надым-Пурской ИГО практически отсутствует дифференциация теплового поля. Поэтому и большинство УВ скоплений здесь отнесены к типу Ф или РЛИ с перепадом значений ГТП до 5-7 мВт/м2 . На Самбургском, Пырейном и Пири-чейском месторождениях аномалии ГТП составляют всего 3-4 мВт/м2. В Ярудейском и в западной части Надымского районов в пределах Лензитского, Надымского, Ямбургского и Пангодинского месторождений можно предположить наличие геотемпературных аномалий с амплитудой до 7-10 мВт/м2. К юго-западу от Уренгойского НГР возрастает доля залежей, отнесенных к типу ПА. Так. в Губкнн-ском НГР их более 60%, хотя превышения ГТП в контуре месторож-. пни, как правило, невелики (3-6 мВт/м:). Практически все месторождения являются многопластовыми. Аналогичная ситуация в Вэнгапурском районе. Здесь лишь на Северо-Айваседопуровском и Заиадно-Варьеганском многопластовых месторождениях превышение ГТП в контуре составляет 5 мВт/м2 и более. Все рассмотренные месторождения Варьеганского НГР приурочены к положительным структурам. Максимальная амплитуда положительных аномалий зафиксирована на Варьеганском и Новомолодежном месторождениях нефти.

Таблица 5

Тип Количество месторождений

месторождений ПА РЛИ Ф

Г,ГК 23 6 3

Г,ГК,Нн 18 9 5

Г,ГК,Ню 6 5 6

Г,ГК,Нн,ю 9 6 3

Примечание:индексы "н" и "ю" обозначают принадлежность к неокомскому и юрскому горизонтам

Представленные в табл.5 данные, в которой отражается геотермическая характеристика месторождений разного типа и строения в северных районах Западной Сибири, свидетельствуют о том, что за исключением случаев, когда нефтяные залежи присутствуют только в юрских отложениях, преобладающим типом геотермической обстановки является ПА. Если учесть, что перетоки подземных флюидов между нижнеюрским и неокомским комплексами на севере Западной Сибири практически отсутствуют, а между неокомским и апт-альб-

сеноманским они весьма вероятны, можно сделать вывод, что наряду

со структурным фактором, проявлением энергетики процессов нефте- и газообразования возникновение ПА обязано и вертикальным перетокам подземных флюидов.

Наибольшее число УВ скоплений (IIS) рассмотрено в Средне-обской НГО. Практически все месторождения многопластовые, залежи нефти установлены в широком интервале глубин от аптскнх до юрских отложений.

Для Вартовского НГР характерны значительные вариации ГТП, поэтому здесь почти 85% УВ скоплений отнесены к типу ПА и РЛИ. Отличительной особенностью распределения ГТП на Самотлорском месторождении является наличие относительно "холодной" полосы юго-восточной ориентации, пересекающей центральную часть, и "горячих" западной и восточных окраин. Перепад значений достигает 20мВт/м2. Аналогичная картина выявлена на Вартовско-Соснинском месторождении, а противоположная на Полуденном. Перепад значений ГТП здесь составляет 4-6 мВт/м2. Положительные аномалии зафиксированы на Локосовском (превышение над фоном до 5 мВт/м2), Ватинском (до 8 мВт/м2), Ермаковском (до 6 мВт/м2), Урьевско-По-точном (до 10 мВт/м2) и др. месторождениях. В большинстве случаев месторождения нефти совпадают с зонами РЛИ. К таким относятся: Северо-Ермаковское, Северо-Ореховское, Островное, Мегионс-кое, Сороминское и др..

В Сургутском НГР в связи с наличием обширной зоны низкого и слабодифференцированного ГТП велика доля месторождений, имеющих фоновые геотермические характеристики. Вне этой зоны на месторождениях выявлены флуктуации теплового поля типа ПА и РЛИ. Так, на Крайнем, Итурском, Холмогорском, Усть-Балыкском, Тепловском и др. имеют место четко выраженные ПА, а на Северо-Ягунском, Ай-Пимском, Кочевском, Студеном и др. - зоны РЛИ.

В Салымском районе наряду с крупной положительной аномалией в зоне месторождения Большой Салым превышение ГТП в контуре месторождений до 10 мВт/м2 зафиксировано также на Верхне-Шапшинском, Нижне-Шапшинском и Верхне-Салымском месторождениях. Пойкинское и Западно-Салымское месторождения попали в зоны РЛИ.

Данные табл.6 показывают, что если месторождения состоят из залежей нефти только в неокомских или юрских отложениях, то их число в группах ПА, РЛИ, Ф почти одинаково. Однако, если залежи

обнаружены в обоих комплексах, то резко возрастает доля месторождений группы ПА и уменьшается доля группы Ф, что также свидетельствует о возможной роли вертикальной миграции флюидов в формировании месторождений.

Таблица 6

Тип Количество месторождений

месторождений ПА РЛИ Ф

Нн 15 15 6

Ню 6 11 11

Нн,ю 24 13 б

По Приуральской НГО ситуация весьма неоднозначна. В Березовском НГР небольшие по размерам газовые залежи в низах осадочного чехла не сопровождаются дополнительными флуктуашшми теплового поля. Только по Березовскому и Деминскому месторождениям с определенной долей условности можно говорить о наличии ПА. В Шаимском НГР, наоборот, нефтяные месторождения в юрских отложениях и коре выветривания, за исключением 2 случаев, приурочены к зонам ПА и РЛИ. Следует отметить, что большинство из них расположены на положительных структурах.

Во Фроловской НГО месторождения нефти также преимущественно содержатся в юрских отложениях и коре выветривания. Наличие крупной по площади и амплитуде положительной геотемпературной аномалии в Красноленинском НГР обусловило, что большинство небольших по размерам месторождений отнесены к типу РЛИ. На двух месторождениях (Сиговском, Сосновомысском) можно предположить наличие отрицательных аномалий. В Казымском районе наиболее рельефная ПА выявлена на Большом месторождении с амплитудой свыше 10 мВт/м2. В Ляминском НГР по Верхнеляминс-кому и Туманному месторождениям ПА достигают 5-10 мВт/м2, а по Приобскому и Ханты-Мансийскому установлены зоны РЛИ.

В Сильгинском НГР геотермический режим небольших по размерам месторождений определяется структурой обширной по • площади и высокоамплитудной ■ геотемпературной аномалии. В ее центре находятся Белоярское, Снежное и Усть-Сильгинское газокан-денсатные месторождения. На северо-восточном склоне - Северо-Сильгинское. Залежи нефти в неокомском комплексе на Соболинной площади и в юрском комплексе на Двойной площади характеризуют-

ея достаточно высокими значениями ГТЛ, однако значимых вариаций параметра в их окрестности не установлено.

Практически все месторождения нефти в юрском комплексе в Васюганской НГО отнесены к типам ПА и РЛИ. При этом в Александровском и Васюганском районах преобладают первые, в Пу-динском - вторые. Превышение над фоном на Чебачьем и Средне-васюганском месторождениях достигает 20 мВт/м2, на Верхнесалатном, Северном, Вахском, Северо-Сикторском и др.-менее 10 мВт/м2 . Пределы вариаций параметра на месторождениях типа РЛИ часто значительны (доЮ мВт/м2 и более), несмотря на их относительно малые размеры. Следует отметить, что по большинству УВ скоплений НГО трудно определить наличие дополнительных флуктуаций теплового поля, обусловленных именно их присутствием.

Аналогичная ситуация имеет место и в Каймысовской НГО. Здесь также имеется целый ряд месторождений нефти, расположенных в центрах более крупных по площади геотемпературных аномалий (Межовское, Поселковое, Веселовское, Верхне-Тарское и др.) или в зонах перехода к фоновым характеристикам (Моисеевс-кое, Карасевское, Западно-Котыльгинское и др.)

Выполненный анализ геотермических условий месторождений нефти и газа в Западной Сибири показал, что при всем их многообразии общим является наличие значимых вариаций ГТП в юс окрестности, частный случай которых - локальные положительные аномалии. Месторождения, отнесенные к группе ПА, несомненно можно разделить на две категории. К первой из них необходимо отнести небольшие по размерам, приуроченные к положительным структурам, УВ скопления. Своим происхождением они обязаны относительно повышенной геотермической активности недр. Ко второй категории относятся, в основном, крупные по размерам или многопластовые месторождения. Возникновение положительных аномалий или увеличение их амплитуды обусловлено, как следует из табл. 5 и 6, вертикальными перетоками подземных флюидов или увеличением мощности пород, в которых протекают процессы генерации жидких или газообразных УВ. Месторождения нефти и газа, отнесенные к группе РЛИ, также могут быть разделены на две категории. В первой из них месторождения, расположенные в зонах резких региональных вариаций ГТП. Как показано в'главе 1, в этом случае возникает фильтрация флюидов от относительно "холодных"

участков к относительно "горячим", при этом скорость растворенных в воде УВ несколько выше. Поэтому, само происхождение месторождений нефти и газа обязано наличию значимых вариации ГТП в плане. Вторая категория месторождений связана с наличием латеральной миграции подземных вод. Выполненные в главе 1 оценки показывают, что при прохождении водным потоком положительных структур в тепловом поле возникают существенные неоднородности. При этом, надо иметь ввиду, что латеральная миграция может иметь место не обязательно по вмещающим УВ скопления горизонтам, а для возникновения значимых вариаций ГТП иногда достаточна скорость фильтрации в несколько см в год. Важно подчеркнуть, что объяснения, предложенные для месторождений, отнесенных к группе РЛИ в ряде случаев могут быть спрведливы и для месторождений группы ПА. Что касается месторождений с фоновыми характеристиками ГТП, то, вероятно, в зонах их размещения указанные выше процессы либо завершились, либо их интенсивность незначительна с точки зрения влияния на структуру геотемпературного поля.

Определенный интерес представляет еще один аспект использования геотермических данных, а именно, прогноз распространения и нефтегазоносности базальных горизонтов в основании осадочного чехла Западно-Сибирского бассейна. О возможности разработки этого направления свидетельствуют два примера. В Красноленинском районе шеркалинская пачка, отложения которой имеют хорошие коллекторские свойства и хорошие перспективы нефтегазоносности, обнаружена только в тех зонах, где значения ГТП не превышают 62 мВт/м2. Термометрические исследования здесь выполнены по большому числу скважин не вскрывших осадочный чехол на всю мощность, поэтому уточнение области распространения шеркалинской пачки в настоящее время возможно по геотермическим данным. Как показал анализ роли вещественного состава пород на геотермический режим Северного свода, зоны локальных минимумов ГТП совпадают с размещением линз глинистых сланцев в верхней части фундамента. Наличие последних исключает формирование здесь базальных горизонтов, следовательно, по геотермическим данным может быть осуществлен прогноз зон не перспективных для поисков в них УВ скоплений.

Таким образом, достигнутый уровень изученности геотемпературного поля Западной Сибири позволяет использовать геотермические данные на всех стадиях прогноза нефтегазоносности недр: оценки перспектив нефтегазоносности отложений на региональном уровне, выделения зон преимущественного нефте- и газонакопления, прогноза размещения УВ скоплений на конкретных структурах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным результатом выполненных исследований является обоснование роли теплового режима недр в процессах нефтегазообра-зования и нефте газонакопления. Настоящая работа впервые рассматривает обособленно Западно-Сибирский регион на основе всей совокупности геотермичеких данных, полученных лично автором и обобщенных им по другим источникам. Поэтому данное исследование отличается от других работ подобного плана большей детальностью и комплексностью анализа.

Доказательство существенной нестационарности геотемпературного поля Западной Сибири наряду с детальным анализом условий формирования теплового режима недр впервые в мировой практике сделало возможным построение математической модели геотемпературного поля региона, а на ее основе разработать принципиально новый метод расчета ГТП, позволивший резко расширить объем используемой термометрической информации без потери точности определения параметра. В результате Западно-Сибирский регион по количеству и качеству данных о ГТП является одним из самых изученных. Аналогичный вывод справедлив и для распределения температур, так как одновременно с расчетом ГТП производится и расчет температур по разрезу по каждой скважине.

Получение обширной, новой и достоверной информации позволили обосновать распределение ГТП и температур с максимальной на настоящее время детальностью и доказать, что основные особенности труктуры геотемпературного поля Западной Сибири определяются возрастом консолидации отдельных блоков фундамента , их геологическим строением и вещественным составом пород. Значимое проявление других факторов возможно только на локальном уровне.

На основе математической модели геотемпературного поля обоснован метод палеогеотермических реконструкций, позволяющий,

в отличии от традиционных подходов, в максимальной степени учесть информацию о современных температурах по всем скважинам. Установление истории изменения температур горных пород на всех этапах геологического развития Западно-Сибирского бассейна и распределения МП позволили с максимальной достоверностью перейти к решению отдельных вопросов нефтяной геологии.

Совместный анализ данных по максимальным патеотемперату-рам и результатам измерения ОС витринита позволил автору обосновать новые, более достоверные количественные характеристики степени катагенетической преобразованности РОВ в зависимости от типа вмещающих пород, а по патеогеотермическим условиям месторождений нефти и газа - определить температурные пределы ГФН, верхней и нижней ГФГ. Установленный количественный признак прогноза зон преимущественного развития УВ скоплений разного типа существенно повышает возможности использования геотермической информации.

Выполненный анализ распределения ITH в зонах размещения месторождений нефти и газа показал, что в качестве поискового признака более правильно использовать не положительные геотемпературные аномалии, а зоны существенной неоднородности ГТП.

Изложенным материалом в достаточно полной степени обосновываются основные научные положения, защищаемые автором.

Научные результаты работы используются и могут быть использованы при решении многих геолого-геофизических задач, требующих достоверной геотермической информации. Особо следует отметить возможность использования результатов исследований на всех этапах геологоразведочных на нефть и газ работ, от оценки перспектив нефтегазоносности на региональном уровне до локального прогноза. Методические приемы, разработанные автором для условий Западной Сибири, могут быть весьма эффективными для других регионов.

Полученные результаты и выводы, конечно, нельзя считать исчерпывающими. Исследования должны быть продолжены по многим направлениям. Предстоит, прежде всего, улучшить геотермическую изученность территории Гыданского и Ямальского п-ов, южных районов Западной Сибири. Одновременно целесообразно продолжить работы по анализу природы вариации геотемпературного поля с целью количесвенной оценки значимости отдельных факторов,

построения соответствующих математических моделей. Для целей нефтяной геологии наиболее перспективным представляется продолжение исследований по изучению взаимодействия геотермического и гидродинамического режимовю

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Монографии:

1. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 134 с.

2. Тепловое поле недр Сибири/ А.Д.Дучков, С.ВЛысак, В.Т.Ба-лобаев,..., А.Р.Курчпков и др. - Новосибирск: Наука, 19S7.- 196с.

3. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазо-носности. - М: Недра, 1992. - 231 с.

4. Температура, криолитозона и радиогенная теплогенерация в земной коре Северной Евразии / А.Д.Дучков, В.Т.Балобаев, Б.В. Володько, ... , А.Р.Курчиков и др. - Новосибирск: ОИГГМ СО РАН,-1994.- 141 с.

Картографические материалы

5. Карта теплового потока территории СССР, м-б 1:5млн. Киев: ин-т геофизики им. С.И.Субботина, 1991./ Ред. В.В.Гордиенко, У.И. Моисеенко/.

6. Geotemial Atlas of Europe./Eds Hurtig E., Cennak V., Haenel R., Zui V. I. - Potsdam: Goth. Publ. House. 1991.

7. Карта удельных плотностей ресурсов жидких углеводородов в штжнесреднеюрском комплексе, м-б 1 : 1млн. Мингео СССР, Мингео РСФСР, Главтюменьгеология, ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 19S5. / Ред. И.И.Нестеров, В.И.Шгшльман.

8. Карта нефтегеологического районирования Западной Сибири, м-б 1 : 1млн. Мингео СССР, Мингео РСФСР, Главтюменьгеология, ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1985./Ред. И.И.Нестеров, В.И. Шпильман.

Другие материалы:

9. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Некоторые особенности па-леотемпературных построений градиентными методами // Тр. Зап СибНИГНИ, Тюмень, 1979. Выл. 147. - С. 43-51.

10. Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р. К оценке образования и размеров ореолов газовых компонентов вблизи углеводородных скоплений //Геол. и геоф. - 1979. - Т 7. - С. 28-37.

11. Курчиков A.P., Ставицкий Б.П. Отражение климата поздне-четвертичного времени в тепловом режиме недр Западной Сибири // В сб. "Проблемы нефти и газа Тюмени", Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1979. Вып. 43.- С.16-21.

12. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Особенности изменения теплопроводности осадочных пород Западной Сибири // В сб. "Проблемы нефти и газа Тюмени". Тюмень, 1980. Вып. 48. - С. 11-15.

13. Курчиков А.Р. Влияние распада радиоактивных элементов в в осадочном чехле на геотермический режим недр // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления./ Под ред. И.И.Нестерова. - Тюмень: ЗапСиб H И ГНИ, 1980. С.260-261.

14. Нестеров И.И., Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р. О степени нарушенности теплового режима недр за позднечетвертичное время (п.о данным о Западной Сибири)// Докл. АН СССР - 19S0. Том 250, Т2. - С. 418-421.

15. Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р., Белкина Б.В., Булгакова Н.Э. , Кудрявый C.B. Тепловой режим недр Западной Сибири. Изученность п особенности /Др. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1981. Вып. 164. - С. IS-37.

16. Курчиков А.Р. Гидродинамическая природа геотемпературной аномалии в Салымском и Красноленинском районах Западной Сибири //Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1981. Вып.164. - С. 3S-47.

17. Курчиков А.Р. Обоснование глубин залегания отложений с минимальной погрешностью в определении плотности теплового по-тока/Др. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1981. Вып. 170. С. 76-77.

1S. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. О методике количественной оценки теплового потока по массовой термометрической информации//Докл. АН СССР - 1981. Том 259, Т 5. - С.1179-1182.

19. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Тепловой поток в пределах Западно-Сибирской плиты //В сб. "Проблемы нефти и газа Тюмени", Тюмень, 1981. Вып.51. - С. 11-14.

20. Курчиков А.Р., Рыльков A.B., Ставицкий Б.П. Уточнение шкалы катагенеза органического вещества пород Западной Сибири /Др. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 19S2. Вып. 180. - С. 54-55.

21. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Раздельный прогноз нефтегазоносное™ юго-запада Западной Сибири по геотермическим данным /Др. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1982. Вып. 180. - С. 51-53.

22. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Соотношение современных и максимальных палеотемператур в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты // Изв. АН СССР, сер. геологическая - 1982. Т 12.-С. 112-1120.

23. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Максимальные палеотемпе-ратуры углеводородных скоплений Западной Сибири //В сб. "Проблемы нефти и газа Тюмени", Тюмень, 1982. Вып. 54. - С. 7-П.

24. Бочкарев В.С., Курчиков Л.Р. Байкальская складчатость м се роль в структуре фундамента Западно-Сибирской геосинеклизы (плиты) //Докл. АН СССР - 19S2. - Том 265, Т I. - С.143-147.

25. Курчпков А.Р. Зональность размещения углеводородных скоплений в зависпмотн от типа рассеянной органики и термобарических условий //Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления./ Под ред. И.И.Нестерова. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1982. - С. 48-50.

26. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермический режим глубоких горизонтов севера Западной Сибири // В сб. "Проблемы нефти и газа Тюмени", Тюмень, 19S3. Вып. 59. - С. 13-16.

27. Курчиков А.Р. Оценка возможности поиска залежей гидратов природного газа по геотермическим данным // Тр. ЗапСиб НИГНИ, Тюмень, 1984. Вып. 191. - С. 65-76.

28. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Региональные закономерности и локальные особенности распределения температур в отложениях баженовского горизонта Западной Сибири // Тр. ЗапСиб НИГНИ, Тюмень, 1985. Вып. 194. - С. 94-107.

29. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермические критерии геотектонического районирования Западно-Сибирской плиты //Геотермические исслед. Тр.. Междунар. симпозиума соц. стран по геотермическим исслед. к использ. термальных вод в народном хозяйстве. - 1985. Тбилиси. - 1985. - С.36.

30. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Методы определения и характеристика глубинного теплового потока в районах развития криолитозоны (на примере Западной Сибири)//Там же. - С.52.

31. Каталог данных по тепловому потоку Сибири (1966-19S4 гг.) /Балобаев В.Т.,Володько Б.В.,Голубев В.А., ... , Курчиков А.Р. и др. -Новосибирск: ИГнГ СО АН СССР, 19S5. - 82 с.

32. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1985. Вып. 200. С. 75-90.

33. Nesterov 1.1., Kurchikov A.R., Stavitsky В.Р. Principies and Methods to Construct Datailed Models of Coinposite Modeni and Paleo-temperature Fields // Abstracts of International meeting on geothenuics and geothennal energy - Guaruja, Brazil: Instituto de Pesquisas Tecnológicas, 1986. - P. 96.

34. Нестеров И.И., Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р. Геотектоническое районирование консолидированного фундамента ЗападноСибирской плиты //Докл. АН СССР - 1986. - Том 290, Т 1. - С.187-191.

35. Нестеров И.И., Хафизов Ф.З.,Ставицкий Б.П.,Курчиков А.Р., Плавник А.Г. Об анализе процесса взаимодействия системы углеводородная залежь - фон в нефтепоисковых целях //Тез. докл. Всесоюзного совещания "Гидрогеохимическкие поиски месторождений полезных ископаемых" - Томск, 1986. - С. 94-96.

36. Курников А.Р., Ставицкий Б.Г1. Определение глубинного теплового потока в сложных геотермических условиях // Изв. АН СССР, сер. геологическая - 1986. Т И. - С. 121-127.

37. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Интерпретация геотермических данных в зонах с резкомзменчивым по разрезу тепловым п«то-

t ком (на примере Западной Сибири)//Тр. ин-та проблем геотермии Даг ФАН СССР, 1987. Вып. 7. С. 103-105.

38. Nesterov 1.1., Kurchikov A.R., Stavitsky В.P. Principles and Methods to Construct Datailed Models of Composite Modem and Paleo-temperature Fields // Revista Brasileira de Geofísica - 1987. Vol. 5. P. 219224.

39. Нестеров И.И., Курчиков А.Р.,Ставицкий Б.П. Основные особенности геотемпературного поля Западной Сибири // Нефтегео-логические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири / Под ред. И.И. Нестерова. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 19S8. - С. 5-24.

40. Курчиков А.Р., Сайтов В.А. Роль геотермического фактора в гидродинамическом режиме недр // Там же. - С. 25-31.

41. Kurchikov A. R Permafrost and 'Hiennal State of the Upper Layers of the Lithosphere within Western Siberia //Abstracts of International Symposium " Thenual Evolution in Lithosphere and Processes in Earth's Interior" - Moscow, 19S9. - P. 77-79.

42. Курчиков A.P. Локальные неоднородности геотермического режима на месторождениях нефти и газа Западной Сибири//Тез. докладов на всесоюзном совещании "Геотермия и ее применение в региональных и поисково-разведочных исследованиях" - Свердловск, 1989. - С. 67.

43. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермическая история осадочного чехла Западной Сибири // Осадочные бассейны и нефте-газоносность/ Докл. сов. геологов на XXXVIII сес. Междунар. геол. конгресса (Вашингтон, 1989.) - М: Наука, 1989. С. 167-173.

44. Курчиков А.Р. Особенности описания локальных неодно-' родностей теплового потока // Строение земной коры Западной Сибири /Под ред. И.Д. Песковского - Тюмень: ЗапСибНИГНИ,1989. -С.82-90.

45. Нестеров И.И., Курчиков А.Р. Методика описания локальных неоднородностей теплового потока//Докл. АН СССР - 1990. Том 310. Т 5.-С. 1089-1093.

46. Девяткин В.Н., Курчиков А.Р. Тепловой поток в криоли-тозоне и его взаимосвязь с глубинным потоком тепла в пределах Западной Сибири // Строение современной криолитозоны Арктики. Ее эволюция и устойчивость в плейстоцене-голоцене / Тр. Междунар. симпозиума "Геокриологические исследования в арктических районах". - 1990. Вып. 2. - С. 44-52.

47. Курчиков А.Р. Перспективы использования геотермических данных при прогнозе нефтегазоносное™ в Западной Сибири // Геотермические модели геологических структур / Под ред.

B.В.Гордиенко, У.И.Моисеенко - С-Петербург: ВСЕГЕИ, 1991.- С. 135-142.

48. Тепловой поток Сибири-и Монголии // Методика и результаты пространственно-временных вариаций геофизических полей /

C.В.Лысак, В.Т.Балобаев, А.Д.Дучков,..., А.Р.Курчиков и др. -Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1992. - С. 6-43.

Информация о работе

Курчиков, Аркадий Романович
доктора геолого-минералогических наук
Новосибирск, 1995
ВАК 04.00.17

Автореферат

Похожие работы