Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геотермические условия и нефтегазоносность плиоцена Востока Южно-Каспийской мегавпадины

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геотермические условия и нефтегазоносность плиоцена Востока Южно-Каспийской мегавпадины"

На правах рукописи УДК 550.836.556.31.553.98 (575.4)

МАМИЕСЕНОВ НУРБЕРДЫ

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПЛИОЦЕНА ВОСТОКА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ

Шифр и специальность: 25.00.12- Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва-2004

Работа выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и в БалканНИПИнефть, Туркменистан

Научные консультанты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ермолкин В.И.

доктор геолого-минералогических наук Шустер В.Л.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Вагин С Б.

доктор геолого-минералогических наук, профессор Абукова Л .А.

доктор геолого-минералогических наук Силич A.M.

Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский институт газа (ВНИИГАЗ)

Зашита диссертации состоится '¿2 ОЙ 200^/одав -16 часов в ауд. на заседании диссертационного совета Д 212.200.02. при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский пр.65, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан 200 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат геолого-минералогических наук А.Н. Руднев

ОБШДЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Независимый нейтральный Туркменистан является одним из ведущих государств в мире по объему прогнозных ресурсов нефти и газа и по уровням их добычи, это является экономической гарантией суверенитета.

Для стабильного и неуклонного развития нефтегазовой отрасли необходимо расширение как по площади, так и по разрезу геологоразведочных работ на нефть и газ с целью восполнения ресурсов и роста сырьевой базы. Эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ в немалой степени зависит от научного обоснования геологических критериев на всех стадиях поисков и разведки залежей нефти и газа; к таковым относятся и критерии, вытекающие из геотермических исследований.

Знание закономерностей изменения температур с глубиной и по площади и их связь с нефтегазоносностью перспективных комплексов позволит на высоком научном уровне планировать поиски и разведку залежей углеводородов, а также осуществлять их разработку и эксплуатацию.

По восточному борту Южно-Каспийской мегавпадины, в основном по суше, имеются отдельные работы, посвященные изучению закономерностей изменения температур по разрезу локальных поднятий: описаны особенности термального режима подземных вод отдельных месторождений и в целом по региону; в этих работах высказаны различные точки зрения относительно факторов, их определяющих. Геотермический режим восточного шельфа Каспия рассмотрен впервые нами. Большинство же проведенных исследований охватывает ограниченные участки или, в лучшем случае, отдельные антиклинальные зоны, а регион в целом характеризуется лишь в общих чертах и, как следствие этого, недостаточно освещена взаимосвязь геотемпературных условий с нефтегазоносностью и термобарическими параметрами недр.

Актуальность подобного исследования очевидна, необходимость его продиктована также накопленным за последние годы обширным новым материалом по большому числу поисковых и разведочных скважин, пробуренных на

эксплуатируемых месторождениях (Барсагелмез, Готурдепе, Восточный Челекен, Бурун, Куйджик, Гогерендаг, Ордекли, Корпедже, Кеймир, Акпатлаук, банка Жданова, банка Губкина и другие).

Нами была поставлена задача проанализировать все имеющиеся материалы и наметить региональные закономерности изменения температур по разрезу плиоценовых отложений в пределах восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины, обратив при этом особое внимание на взаимосвязь типов залежей нефти и газа и термобарическими и палеотемпературными условиями недр.

Решение этих задач поможет разработать новые и уточнить ранее намеченные геотермические критерии поисков залежей углеводородов и поможет повысить эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Следует отметить, что прогноз скоплений залежей углеводородов на основе геотермических исследований на суше уже дает положительные результаты (Корпедже, Акпатлаук, Кеймир, Южный Гамышлджа и другие).

Объектом исследования являются, главным образом, плиоценовые отложения восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины, в которых сосредоточены основные балансовые и прогнозные запасы углеводородов.

Цель диссертационной работы.

1. Выявить закономерности изменения температур по разрезу и площади распространения плиоценовых отложений восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины и объяснить причины возникновения термоаномалий как в пределах нефтегазовых месторождений, так и в региональном плане.

2. Установить взаимосвязь между вариациями значений пластовых температур и давлений, то есть, термобарических условий недр, и размещением скоплений углеводородов.

3. Определить значения палеотемператур плиоценовых отложений, на основании которых уточнить условия формирования скоплений углеводородов и разработать термоглубинную зональность.

4. Разработать научные основы геотермических исследований, повысить достоверность оценки перспектив нефтегазоносности и эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ.

Основные задачи исследований

1. Экспериментальное определение теплопроводности горных пород (плиоценовых отложений) и расчет тепловых потоков.

2. Обработка данных геотермических исследований с привлечением методов математической статистики для обобщения, систематизации, классификации результатов и опробования методики геотермических исследований на плиоценовых отложениях.

3. Составление геотермических карт срезов, расчет средних значений геотермических параметров по интервалам глубин, как для локальных структур, так и в региональном плане, с целью оценки возможности их использования при прогнозировании перспектив нефтегазоносности и подсчете запасов, а также для интенсификации добычи нефти и газа.

4. Уточнение закономерностей формирования залежей углеводородов на основе палеогеотермических реконструкций плиоценовых отложений.

5. Определение по термобарическому критерию термоглубинной зональности залежей нефти и газа, а также оценка перспектив нефтегазоносности по фазовому состоянию УВ.

Научная новизна работы

1. На обширном новом фактическом материале по замерам температур в скважинах выявлены закономерности изменения геотермических условий плиоценовых отложений востока ЮжноКаспийской мегаантиклинали.

2. Для рассматриваемого региона впервые показана связь между нефтегазоносностью пород и формированием термоаномалин. Это дает возможность использовать геотермические исследования при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ.

3. Установлена взаимосвязь между геотермическими параметрами и насыщенностью ловушек углеводородами различного фазового состояния, их геологическими запасами и гипсометрическим положением подошвы красноцветной толщи. Этот вывод имеет важное значение для поисково - разведочных работ в плиоценовых отложениях и выбора объектов поисковых работ, с целью выявления

залежей УВ в мезозойских отложениях востока Южно-Каспийской мегаантиклинали.

4. Геотермическими исследованиями (карты и схемы геоизотерм) уточнено глубинное геологическое строение и подтверждены особенности геологического строения отдельных частей месторождений, а также высказаны рекомендации по взаимоотношению плиоценовых и мезозойских отложений; последнее положение особенно важно для дальнейшего проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в подстилающих отложениях красноцветной толщи.

5. По степени геотермической активности территория исследуемого региона разделена на три района, что расширяет возможность прогнозирования геотермических условий недр, знание которых необходимо при проектировании поискового бурения на нефть и газ.

6. Впервые проведено сопоставление геотермических параметров недр с геолого-тектоническими, гидрогеологическими, литоло-гическими особенностями и нефтегазонасыщенностью пород, что соответствующим образом учтено на карте перспектив нефтегазо-носности плиоценовых отложений исследуемого региона.

7. Впервые на основе палеогеотермических реконструкций плиоценовых отложений рассмотрен генетический потенциал формирования углеводородов и на основании этого определена термоглубинная зональность залежей углеводородов, что позволило расширить возможность поисков залежей различного фазового состояния углеводородов на больших глубинах.

Практическая ценность работы.

1. Полученные средние значения геотермических параметров как по отдельным месторождениям, так и в целом по региону, а также оценка коэффициента теплопроводности по литологическим разностям пород могут быть использованы при промыслово-геофизических исследованиях (определении удельных сопротивлений водных и глинистых растворов, при интерпретации кривой ПС), при подсчете запасов (определении коэффициента сжимаемости, поправки на температуру), при прогнозировании геотермического режима новых разведочных площадей, а также для интенсификации

добычи нефти на старых месторождениях (термодинамических расчетах при закачке горячей и холодной воды, определении температурного режима восходящего потока и т.д.).

2. При выборе дальнейших направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в плиоценовых отложениях могут быть использованы следующие материалы и основные положения, полученные в результате проведенных исследований:

а) прогнозирование мощностей плиоценовых и палеоген-миоценовых отложений, а также гипсометрического положения мезозойских отложений;

б) серии карт: палеогеотермической реконструкции плиоценовых комплексов отложений, термоглубинной зональности недр, геоизотерм для отдельных месторождений и в целом для региона;

в) установленная взаимосвязь геотермических параметров с распределением в регионе залежей углеводородов и их запасами;

г) проведенная оценка перспектив плиоценовых отложений по геотермическим показателям с выделением зон и участков различного фазового состояния углеводородов;

д) предложенные оптимальные глубины для поисков нефти и газа, связанные с выявленными граничными термобарическими параметрами и глубинами.

Реализация работы в промышленности.

Сформулированные в диссертации основные выводы и рекомендации были использованы при выборе направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ на восточном борту ЮжноКаспийской мегавпадины (1976-2000 гг.), при подсчете запасов нефти и газа (месторождения Бурун, Куйджык, Готурдепе, Корпедже, Южный Гамышлджа, Кеймир, Акпатлаук), утвержденных ГКЗ СССР в 1975-1978 г.г. и ЦКЗ, ГКЗ Туркменистана 1981-2000 г.г, а также при проектировании опорных и поисково-разведочных скважин (площади Восточный Челекен, Небитдаг, Монжуклы, Готурдепе, Гарадепе, Сапи-Каралык, Южный Гарадашлы, Акпатлаук, Экерем и другие), апробированные в 98 трудах, научно-технических статьях и двух монографиях в 1975-2003 гг.

Апробация результатов исследований, публикации

Основные положения диссертационной работы изложены на научно-технических советах Министерства нефтяной промышленности СССР, проводимых совместно с ЦП НТО НГП им. И.М.Губкина, научно-техническими советами Мингазпрома и Мингео СССР и МИНХ и ГП им.Губкина, на VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ВНИИнефть (1975 г, Москва), на III республиканской конференции молодых ученых, посвященной 50 -летию создания ЛКСМ Туркменистана, на Всесоюзном совещании «Повышения качества нефти и продуктов ее переработки» (1976 г, Москва), на научно-практической конференции «Научно-технический прогресс и развитие экономики Красноводской области в IX - пятилетке» (1981 г, Небитдаг), на II съезде «Географического общества Туркменской ССР (1985 г., 'Ашгабад), на научно-технической юбилейной конференции «50 - летие ТуркменНИГРИ» (1991г., Ашгабад), на научной конференции, посвященной памяти академика А.А.Али-Заде на тему «Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов» (1997 г, Баку), на международном совещании -семинаре «Новейшая тектоника и ее влияние на формирование залежей нефти и газа» (1996 г., Баку).

По теме диссертационной работы опубликовано 38 научно-технических статей, в том числе монография «Геология нефтяных и газовых месторождений Юго-Западного Туркменистана» (1985 г, Ашгабад, издательство «Ылым»), научно-техническая брошюра «Термобарические исследования плиоценовых отложений восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины и их роль для повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ», «Карта нефтегеологического районирования СССР» (1990 г) кроме того, основные результаты вошли в научно-исследовательские работы по подсчету и пересчету запасов нефти и газа, использованы при количественной оценке перспектив нефтегазоносности Юго-Западного Туркменистана, при обосновании направлений геологоразведочных работ на нефть и газ, составлении комплексных программ по проведению геологоразведочных работ на восточном борту Южно-Каспийской мегавпадины, выполненных под научным руководством автора диссертации — всего более 50 отчетов (период 19722002 гг.).

Фактический материал. Диссертация выполнена на основе фактических данных по термозамерам в скважинах (более 3690 точечных замеров, 96 термограмм, снятых в долгопростаивающих скважинах, специальные точечные замеры в 23 скважинах и определение коэффициента теплопроводности в более чем 200 образцах), собранных автором в подразделениях Объединения «Туркмен-нефть», «ТуркменНИПИнефть», ИФЗ АН ТССР, ТуркменНИГРИ и НКГРЭ при УГ СМ ТССР, Треста «Туркменнефтепромгеофизика». Часть этих термозамеров выполнена с участием диссертанта.

В работе были использованы результаты публикаций и информационные источники как отечественной, так и иностранной литературы за период 1971-2002 гг.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Общий объем - 237 страниц, в т.ч. 64 таблицы и 76 рисунков, список литературы состоит из 122 наименований.

Диссертационная работа выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и в «ТуркменНИПИнефть», БалканНИПИнефть Объединения «Трукменнефть» в период 1971-2002 гг. Проведению исследований способствовало многолетнее плодотворное сотрудничество с д.г.-м.н. академиком Международной нефтяной академии М.А.Аширмамедовым, к.г.-м.н. Н.О.Назаровым, д.г.-м.н. Я.А. Ход-жакулиевым, д.г.-м.н. Д.С.Оруджевой, д.г.-м.н. А.М.Силичем, д.г.-м.н. А.Б.Ибрагимовым, д.г.-м.н. М.Ш.Ташлиевым, д.г.-м.н.

B.Н.Мелиховым, к.г.-м.н. Х.К.Бабаевым, К.Н.Назаровым, ст.н.с.

C.В.Самуйловой, И.В.Шевченко ряд вопросов совместно отрабатывался с академиком АН Туркменистана д.г.-м.н. Т.Ашировым, к.г.-м.н. В.Ф.Борзасековым, к.г.-м.н. Э.Гельдыевым, Н.Хаджинуровым. Научными консультантами работы являлись д.г.-м.н., профессор, академик РАЕН В.И. Ермолкин и д.г.-м.н., член-корр. РАЕН В.Л. Шустер.

Автор искренне благодарен всем коллегам за помощь в подготовке диссертационной работы.

Содержание работы.

Первая глава содержит краткую характеристику геологического строения, нефтегазоносности и гидрогеологических особенностей восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины и составле-

на, в основном, по данным исследователей Д.А.Агаларова,

A.А.Али-Заде, А.А.Акмамедова, И.НАлифана, М.А.Аширмамедова, К.К.Бабенко, Н.Бекмурадова, А.Б.Вистелиуса, А.А.Геодекяна,

3.Гельдыева, Д.В.Голубятникова, Ю.Н.Година, И.М.Губкина,

B.В.Денисевича, Г.Х.Дикенштейна, П.И.Калугина,

C.А.Ковалевского, КХА. Косыгина, В.В.Колодия, Н .А. Крылова, А.А.Кузьмина, А.Н.Курбанмурадова, Б.Т.Курбанова, Н.ПЛуппова, К.К.Машрыкова, М.К.Мирзаханова, В.А. Низьева, Н.О.Назарова, СА.Одекова, Д.С.Оруджевой, Г.И.Попова, Т.Розыевой,

4.С.Сапарова, В.В.Семеновича, В.В.Стасенкова, Н.С.Степанайтиса, Г.В.Стреляговой, КТегелекова, О.Тораева, К.КТумарева, О.Узакова, К.К.Ушко, Н.Хаджинурова, Б.А.Харикова, П.Е.Шувалова, М.Э.Эсенова и других, а также на основании результатов исследований автора.

Комплекс отложений неоген-четвертичного возраста представлен, в основном, терригенным осадками - глинами, песчаниками, алевролитами.

Применительно к геотермическому анализу выделены лито-логические разрезы различного типа.

Во второй главе, в разделе первом приведено краткое описание геотермических исследований, проведенных в нашей стране и за рубежом, и основные результаты геотермических исследований, проведенных в пределах восточного борта Южно-Каспийской ме-гавпадины А.Акмамедовым, А.И.Алиевым, С.А.Алиевым, Т.Ашировым, А.А.Геодекяном, С.С.Джибути, И.Я.Ермиловым, П.И.Журавлевой, В.В.Колодием, А.Курбанмурадовым,

Э.Я.Кравчинским, Ю.МЛипсиц, Б.НЛюбомировым,

Ф.А.Макаренко, Ш.Ф.Мехтиевым, Я.Б.Смирновым, А.К.Ферсманом.

Из анализа предшествующих работ следует, что в них недостаточно освещены закономерности изменения температур по разрезу локальных поднятий и не рассмотрена взаимосвязь основных термобарических параметров недр с размещением залежей углеводородов; этот вопрос рассмотрен в настоящей работе.

Второй раздел посвящен методическим приемам интерпретации и оценке термобарических данных для решения задач нефтяной геологии восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины.

В пределах нефтяных и газовых месторождений механизм передачи тепла из глубин к поверхности может быть разнообразным

и, в основном, складывается из двух составляющих: кондуктивной, являющейся следствием передачи тепла через кристаллическую решетку пород, и конвективной, обусловленной миграцией флюидов (вода, нефть, газ).

В реальных геологических условиях проявление кондуктивной и конвективной составляющих неравномерно, что объясняется нелинейным изменением температур (геотермических параметров) с глубиной.

Фактический материал был обработан по методике, предложенной В.Н.Дахновым, Д.И.Дъяконовым, Ш.Ф.Мехтиевым, Ю.М.Липсиц, Е.А.Любимовой, Ф.А.Макаренко, В.А.Покровским, Б.Г.Поляком, Н.М.Фроловым, Я.Б.Смирновым, Р.И.Кутасом и другими, основанной на оценке термограмм. При этом особое внимание было уделено сведениям о способах проведения замера, скорости спуска регистрирующей установки и длительности простаивания скважин перед температурными замерами.

Качество электротермометрии оценивалось по температуре подошвы слоя годовых теплообменов (гелиотермозона). Мощность гелиотермозоны («нейтральный слой») в пределах суши восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины изменяется от 40 до 50 метров. Температура подошвы «нейтрального слоя», как известно, близка к температуре поверхности почвы, которая составляет в среднем 17-19С.

Всего в работе использовано 96 наиболее надежных термограмм со временем выстойки от пяти суток и более, около 3700 точечных замеров температур в поисково-разведочных скважинах. Кроме того, были использованы результаты экспериментального определения коэффициента теплопроводности в более чем 200 образцах пород (кернов) и прецизионные замеры в 23 скважинах, выполненные нами совместно с Т.Ашировым, ВА.Сопиевым (ИФЗ АН ТССР).

Третья глава посвящена выявлению особенностей температурного режима отдельных структурно-тектонических элементов восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины на основе детальных геотермических исследований.

Первыйраздел главы посвящен изучению особенностей теплового режима Прибалханского района. Обработаны замеры температур по месторождениям Челекен, Готурдепе, Комсомольское, Бар-

сагелмез, Бурун, Небитдаг, Гызылгум, Гумдаг, Куйджик и перспективных площадей Монжуклы, Гарадепе, Гобек, на основании чего осуществлены графические построения и выведены аналитические выражения функции t=f(H), построены геотермические карты срезов и профили для отдельных нефтегазовых площадей. Результаты обработки имеющегося материала показывают пологопараболический характер t=f(H), причем погрешности между фактическими средневзвешенными значениями и расчетными не превышают 1,8°С, что позволяет использовать выведенные формулы для определения средних значений геотермических параметров при построении карт геоизотерм и для сравнительного анализа изменения этого параметра по площади.

Вычисленные геотермические параметры по 500 - метровым интервалам показывают, что с глубиной происходит увеличение геотермической ступени и уменьшение геотермического градиента. В пределах Прибалханского района температура изменяется в среднем от 27,5°С на глубинах 500 метров до 97,2°С на глубинах 4500 метров, а геотермические ступени на этих отметках, соответственно, от 24,3 до 86,2м/°С.

Построены серии геотермических карт - срезов на соответствующих глубинах, где был получен наибольший фактический материал по замерам температур.

При совместном рассмотрении общей конфигурации изолиний температур среза с изогипсами залегания пород выявляется четкая зависимость локальных особенностей распространения температур от морфологии складок, гидрогеологических условий и дизъюнктивной тектоники. При этом высокие значения температур приурочены к сводам антиклиналей, а также к зоне крупного нарушения, они заметно убывают в направлении погружения пластов (горизонтов).

В восточной части Прибалханской зоны поднятий при анализе геотермических условий на площадях Гарадепе и Гумдаг каждой крупной несогласно залегающей стратиграфической единице (или при изменении литологии) соответствует разный геотермический режим.

Численное значение температуры для указанных структур составляет: красноцветная толща - понтический ярус - 12-13°С; пон-тический ярус - палеоген -4-5°С; палеоген - верхнемеловые отложе-

ния — 3-4°С, а затем увеличивается по мере углубления в неокомские карбонатно-рифогенные отложения.

Данное явление, по всей вероятности, объясняется тем, что на площади Гарадепе, Гумдаг разрезы подстилающих красноцвет-ных отложений являются наиболее глинистыми в объеме понт-палеогена, как и на других структурах района, а нижележащие (меловые) - представлены известняками, мергелями с подчиненными прослоями глин, которые отличаются от них по своим теплофизиче-ским свойствам и условиям осадконакопления. Все эти особенности отражаются на геотермическом режиме.

Следует отметить, что некоторые особенности геотемпературного режима нефтегазоносных площадей могут быть обусловлены наличием углеводородных скоплений на глубине. Этому вопросу посвящены работы Д.В.Голубятникова, В.Ф.Ерофеева, А.И.Лурье, Ш.Ф.Мехтиева, М.Г.Ромазанзаде, П.М.Ростомяна, А.И.Хрептова, Я.А.Ходжакулиева, С.ГДуманского, В.Ф.Борзасекова,

С.И.Сергиенко, Я.Б.Смирнова, В.В.Суетнова, С.Т.Овнатанова, В.Г.Осадчего, Г.П.Тамразяна, Э.Б.Чекалюка и других исследователей, отмечавших приуроченность положительных геотемпературных аномалий к крупным нефтяным месторождениям с повышенной активностью последних. Изучение геотемпературного поля рассматриваемого региона подтвердило существование такой зависимости.

Вместе с тем, при отсутствии залежей нефти, газа в плиоценовых отложениях или же их незначительном количестве (Гарадепе, Гызылгум, Гобек), геотемпературная аномалия ниже, чем на других структурах, имеющих значительные запасы углеводородов.

В результате выявленной закономерности для каждого месторождения Прибалханского района рекомендованы для поисков и разведки на нефть и газ наиболее перспективные участки и блоки, а именно: на месторождениях Готурдепе (юго-восточная часть Восточного участка), Комсомольское (южное крыло), Барсагелмез (западная периклиналь и северо-восточная часть), Гуйджик (юго-восточная часть) и глубокозалегающие горизонты Челекена, Небит-дага, Гумдага, Гызылгума и перспективных площадей Сапи-Гаралык, Западный Монжуклы.

Второй раздел главы посвящен рассмотрению геотермических условий Гогерендаг-Экеремского района.

Обработка имеющегося материала по площадям Гогерендаг, Гамышлджа, Экизак, Корпедже, Кеймир, Акпатлаук, Экерем, Чекич-лер, Миассер позволила установить, что в пределах всех локальных складок изменение температуры с глубиной происходит по параболическому закону, что и подтверждается графическими и аналитическими выражениями функции t=f(H).

Сопоставление графических и аналитических выражений функций t=f(H) по отдельным площадям показывает их удовлетворительное совпадение, что делает правомерным применение выведенных зависимостей при прогнозировании температур и геотермического градиента как на самой складке, так и на отдельных, не изученных частях (блоках) месторождений, а также при построении карт геоизотерм.

Подсчитаны геотермические ступени по интервалам глубин, которые показывают увеличение их значений с глубиной.

На месторождениях Гогерендаг-Экеремского района температуры изменяются от 30,3 до 49,7°С на глубине 500 м, до 78-85°С на глубине 3000м.

Для различных гипсометрических глубин построены геотермические карты среза по каждой складке. Из этих карт следует, что в плане на изогипсометрической поверхности геоизотерм четко выделяются "складка" и участки повышенных температур. Последние приурочены к сводовым частям антиклинальной складки и заметно разряжаются в направлении крыльев и периклиналей (Гогерендаг, Корпедже, Экерем, Гамышлджа и другие).

Анализ полученных данных на Экереме, Гамышлдже, Гоге-рендаге, Корпедже, Экизаке позволяет связывать дальнейшие перспективы с глубокозалегающими горизонтами, в наиболее прогретой части указанных площадей.

Весьма интересен факт сгущения геоизотерм в западной части площадей Экерем и Гамышлджа, что возможно обусловлено движением подземных вод (в отложениях нижнего красноцвета) с запада на восток.

Следует отметить, что низкие значения термоаномалий, аналогичные таковым в Прибалханской зоне поднятий, наблюдаются и в рассматриваемой зоне. Значение температур на структурах Экизак, Миассер, Чекичлер относительно ниже, чем на месторождениях Корпедже, Кемир, Акпатлаук, Гамышлджа и другие.

Другой особенностью является положительная термоаномалия в районах развития грязевых вулканов. Так в районе скважины №13 в юго-западной части площади Гамышлджа наличие грязевого вулкана, расположенного к югу от данной скважины, является причиной положительной термоаномалии и указывает на высокие перспективы нефтегазоносности на этом участке.

Третий раздел главы посвящен геотермии Гызылгумского прогиба. Проведена обработка фактических термозамеров по структурам Ордекли и Узун-Ада, результаты которой свидетельствуют, что изменение температур в зависимости от гипсометрической глубины происходит по параболическому закону.

В целом, как по западной, так и по восточной части Гызыл-гумского прогиба отмечается, что по мере увеличения глубины происходит уменьшение геотермического градиента и увеличение геотермической ступени и температур.

Вычисленные геотермические параметры на глубинах 0-500 метров: 26-28°С; 2,5-2,1°С/100 метров; 40-48 м/°С и в интервале 4000-5000 метров, соответственно: 84,5-97°С; 0,8-0,9°С/100 м; 111125 м/°С.

Следует отметить, что геотермические условия рассматриваемого района во многом схожи с геотермическими условиями центральной части Прибалханской зоны поднятий, следовательно, геотермические параметры не исключают возможности обнаружения в Гизылгумском прогибе залежей нефти, газоконденсата с нефтяной оторочкой, особенно в западной части прогиба.

Четвертый раздел главы посвящен геотермии Причелекено-ЛАМской подзоны.

Геотермические условия этой подзоны рассматриваются на основании данных замеров температур в прифильтровых зонах с максимальным термометром. При анализе имеющихся данных по замерам температур в рассматриваемой подзоне выяснилось, что их значения во многом близки к истинному на больших глубинах (более 3000 метров), поэтому установленные средние значения температур для глубин менее 3000 метров будут в определенной степени заниженными; с чем это связано, пока трудно объяснить на данном этапе изученности района.

Изменение температуры в зависимости от гипсометрической глубины происходит по параболическому закону и присуще сосед-

ним морским и континентальным месторождениям. Расхождение между средневзвешенными и расчетными значениями на глубине 2000 метров составляет 0,4°С.

Значения геотермических параметров (температура и геотермический градиент) в рассматриваемой зоне ниже, чем на месторождении Челекен, расположенном на суше. Истинные причины данного явления пока трудно объяснить, но одна из причин, возможно, связана с некомпенсированностью температур неоген-четвертичного комплекса отложений в связи с их большой мощностью по сравнению с сушей.

Пятый раздел главы посвящен изучению Ливанова-Губкинской подзоны.

Проведена обработка данных по малочисленным скважинам на площадях банка Губкина, банка Баринова, банка Ливанова, а также для анализа были привлечены замеры температур морских месторождений на территории Азербайджана (банка Нефтяные Камни, банка 28 Апреля, банка 26 Бакинских комиссаров).

Изменение температур с глубиной происходит по параболическому закону. Отличие средневзвешенных от расчетных значений температур составляет 1,7°С, что вполне приемлемо для практических и теоретических целей.

Геотермические параметры на глубинах 500-1000 метров таковы: 37°С; 53м/°С;1,9°С/100м, а на глубинах 400-4500 метров соответственно имеют значения: 83°С; 111м/°С; 0,9°С/100м.

В целом отмечается, что с глубиной геотермический градиент уменьшается, а соответственно с этим, увеличивается геотермическая ступень и температура.

В целом, следует отметить, что верхняя часть разреза рассматриваемой подзоны, по сравнению с таковой Причелекено-ЛАМской зоны, менее прогрета, а в интервале глубин 4000-4500 метров температура стабилизируется, и значения температур становятся почти одинаковыми: низкую прогретость верхней части разреза данного участки по имеющимся данным пока объяснить невозможно.

В шестом разделе главы рассматриваются геотермические условия Огурджи-Западно-Ордеклинской подзоны.

Фактический материал по площадям Огурджи и Западно-Ордекли по замерам температур ограничен в связи со слабой изу-

ченностью этих площадей, поэтому нами были привлечены данные по Гызылгумскому прогибу на суше, который непосредственно примыкает с востока к рассматриваемой тектонической подзоне.

В результате обработки данных по шельфу и по суше кривая изменения температуры имеет пологопараболический вид, аналогичный ранее полученным другим зонам и подзонам.

Сравнение средневзвешенных и расчетных значений температур на глубине 2000 метров показывает, что разница между ними составляет 1,9°С, что вполне приемлемо для практического использования при геологоразведочных работах на нефть и газ.

Вычисленные геотермические ступени по 500-метровым интервалам глубин с 1500-2000 метров до 4500-5000 метров показывают увеличение данного параметра от 71 до 125 м/°С. В целом, значения геотермических параметров для данного района очень низкие, по сравнению с вышерассмотренными подзонами акватории Каспия, а это указывает на то, что жидкие углеводороды можно обнаружить на больших глубинах - 6,5-7,0 км, где значения температур не будут превышать критических.

Четвертая глава посвящена рассмотрению региональных геотермических условий плиоценового комплекса пород в восточной части борта Южно-Каспийской мегавпадины.

Первый раздел главы посвящен выявлению особенностей геотермического режима Западно-Туркменской впадины. Решение этой задачи осуществлено путем:

1) изучения возможной связи между мощностью теплоизолирующих миоцен-палеогеновых отложений и напряженностью тепловых полей в плиоценовых отложениях;

2) выявления вероятностных связей между тепловыми полями плиоценовых отложений и глубинами залегания подошвы красно-цветной толщи.

Решение первой задачи позволяет прогнозировать относительную мощность палеоген-миоценовых глин как барьера на пути движения тепла, идущего из более глубоких (мезозойских) горизонтов. Определение степени теплоизолирующих свойств миоцен-палеогеновой толщи является весьма важным фактором для оценки перспективности на нефть и газ не только плиоценового этажа, но и мезозойских отложений.

Решение второй задачи позволяет оценить глубину залегания мезозойских пород, а также определить возможные соотношения структурных планов мезозойского и плиоценового комплексов пород. Мезозойские отложения, обладающие «повышенным значением» геотермического градиента, оказывают существенное влияние на формирование теплового поля в вышележащих палеоген-миоценовых и плиоценовых отложениях. Изучение геотермических особенностей отдельных месторождений впадины показывает, что изменения типов кривых и их аналитические выражения являются схожими. Это, в свою очередь, свидетельствует о наличии единого геотермического режима в пределах антиклиналей или же нефтегазоносного района, что делает правомерным построение результирующих кривых по районам (Прибалханскому, Гогерендаг-Экеремскому и другим) как и в целом по восточному борту ЮжноКаспийской мегавпадины.

Рассмотренные геотермические особенности отдельных месторождений, перспективных структур и зон Западно-Туркменской впадины и акватории Южного Каспия показывают, что имеет место наличие единого геотермического режима.

Для конкретных зон зависимость 1=1(Н) имеет вид: Прибалханская зона поднятий 1=1,387 Н0-500 (1)

Гогерендаг-Экеремская зона поднятий 1=0,993 Н0'"3 (2) Западно-Туркменская впадина 1=1,129 Н0,533 (3)

Восточный борт Южно-Каспийской мегавпадины

1=2,109 Н0,452 (4)

Акватория Южного Каспия 1=1,190 Н0,505 (5)

Аналитические выражения уравнений зависимости 1=1(Н) для рассматриваемых зон поднятий (1-5) близки между собой и отличаются лишь коэффициентами, обусловленными различиями геологических условий этих районов.

Следует отметить, что кривая температур Гогерендаг-Экеремской зоны смещена в среднем на 10°С в сторону более высоких температур по отношению к температурной кривой Прибалхан-ской зоны поднятий.

Приведенные зависимости (1) - (5), как это совершенно очевидно, могут рассматриваться только как качественные - они отражают общую направленность (математическое выражение тенденции) изменения температур в антиклинальных зонах, нефтегазонос-

ных областях и региона в целом по разрезу среднеплиоцен - четвертичного комплекса отложений.

Анализ факторов, обуславливающих формирование параболической формы термокривых, приводит к заключению, что региональные геотермические условия в пределах восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины в значительной мере формируются за счет кондуктивной составляющей суммарного теплового потока -под интегральным влиянием глубинного теплового потока, изменения теплофизических свойств пород и охлаждающего влияния дневной поверхности в верхних горизонтах разреза.

Причины этого обстоятельства тесно связаны со многими факторами (мощностями осадочного чехла, с глубиной залегания фундамента, теплофизическими свойствами слагающих пород и т.д.).

В свете изложенного, значительный интерес представляет рассмотрение региональных площадных вариаций температур. С этой целью составлена схематическая карта геоизотерм на срезе -1000 м и 2000 метров и региональные геотермические профили по восточному борту Южно-Каспийской мегавпадины.

Региональные геотермические условия плиоценового комплекса отражают срезы на глубинах 1000 м, 2000 м, а также продольный и поперечный геотермические профили. Из их рассмотрения следует, что в структурном плане геоизотермы четко очерчивают складки. Наиболее контрастные положительные термоаномалии свойственны месторождениям Прибалханского района. Эти особенности прослеживаются и по геотермическому профилю: изотермы локализованы в верхней части разреза, а с глубиной происходит их разряжение. Геоизотерма 55 и 65°С (на срезе 2000м) отчетливо ограничивает Прибалханскую и Гогерендаг-Экеремскую зоны поднятий, соответственно, что и принято нами за фон для указанных зон. В региональном плане наблюдается понижение тепловой активности в направлении возрастания мощности плиоценового комплекса пород (Готурдепе, Комсомльское, Барсагелмез и Бурун). Данное положение подтверждается также наличием корреляционной связи между средними значениями геотермических ступеней по отдельным структурам и глубиной залегания (гипсометрического положения) подошвы красноцветной толщи.

Изменение температурного поля указывает на глубины залегания мезозойских отложений, а также на возможное изменение мощности теплоизолирующих отложений, подстилающих плиоценовую толщу. Минимальные геотермические ступени наблюдаются на структурах Боядаг, Гуйджик, Челекен, Гумдаг, Гамышлджа и других. На структурах Гумдаг, Гарадепе и Боядаг мезозойские отложения уже вскрыты бурением на небольших глубинах, что подтверждает правильность сделанных выше выводов. Максимальные значения геотермической ступени отмечаются в пределах структур Го-турдепе, Барсагелмез, Бурун, Комсомольская, где подошва красно-цветной толщи залегает на большой глубине, превышающей 5 км.

Таким образом, из вышеприведенных данных (по значениям геотермической ступени) в рассматриваемом регионе все структуры могут быть разделены на три основные группы.

К первой из них можнр отнести геотермически закрытые, погребенные складки, характеризующиеся большой глубиной залегания подошвы красноцветной толщи, свыше 5 км, они наименее прогретые, со средними геотермическими ступенями более 55 м/°С (Готурдепе, Барсагелмез, Комсомольское, Бурун).

Ко второй группе относятся раскрытые (по плиоцену) и геотермически открытые складки Челекен, Небитдаг, Монжуклы, Гум-даг, Боядаг, Сыртланлы, в пределах которых подошва красноцветной толщи залегает на глубинах 1200-3200 метров, более прогретые, а средняя геотермическая ступень изменяется в пределах от 32 до 54 мУС.

К третьей группе относятся погребенные (относительно прогретые) и геотермически закрытые структуры Гуйджык, Гогерендаг, Гамышлджа, Акмая, Бугдайли, Экерем, Корпедже, Экизак, Кеймир, Акпатлаук, Чекичлер и Миассер, в пределах которых, подошва крас-ноцветной толщи залегает на глубинах от 2600 до 4000 м, а средняя геотермическая ступень изменяется в пределах от 41 до 49 м/°С.

Интенсивность теплового поля над отдельными структурами может быть объяснена целым рядом причин, а именно: приближением к дневной поверхности более древних консолидированных мезозойских отложений, характеризующихся высоким геотермическим градиентом, уменьшением мощности подстилающих красноцвет -теплоизолирующих палеоген-миоценовых пород, привносом тепла флюидами и др.

По мнению ряда исследователей (В.В.Колодий, А.Курбанмурадов, Ш.Ф.Мехтиев, С.С.Джибути, Ю.МЛипсиц и другие), приуроченность зон максимальной прогретости к отдельным структурам или их участкам обусловлена подогревом их глубинными слабоминерализованными гидрокарбонатно-натриевыми водами, поступающими в верхние горизонты по разрывным нарушениям. В пределах Прибалханской зоны поднятий имеется ряд структур, интенсивно разбитых разрывными нарушениями, к сводовой части которых приурочены температурные купола (Челекен, Небитдаг, Боя-даг и Гумдаг), где роль глубинных гидрокарбонатно-натриевых вод в формировании термальных полей очевидна. Однако имеются структуры, в частности, в Гогерендаг-Экеремской зоне поднятий, где гид-рокарбонатно-натриевые воды отсутствуют. Тем не менее, эти структуры характеризуются напряженной тепловой активностью. Известно и другое, а именно то, что проявление глубинных гидро-карбонатно-натриевых вод не всегда приводит к возникновению интенсивно прогретых зон. Например, гидрокарбонатно-натриевые воды! известны в пределах структур, 1 Готурдепе, Барсагелмез, Бурун и Комсомольское, характеризующихся более слабо выраженными положительными температурными аномалиями, чем структуры, в которых этих вод нет.

Таким образом, возникновение геотермических аномалий нельзя объяснить только внедрением глубинных вод, хотя в то же время нельзя свести их влияние на формирование положительных аномалий к нулю. Пример: ярко выраженные на небольшой глубине геотермические аномалии на Челекенской, Боядагской и Небитдаг-ской складках обязаны своим происхождением внедрению по разломам гидрокарбонатно-натриевых вод, температура которых в поверхностных источниках достигает 70°С и более.

В связи с этим с достаточной обоснованностью можно предполагать, что роль конвективного переноса тепла в пределах Западно-Туркменской впадины, в частности, в формировании напряженных полей, не может считаться определяющей. Влияние гидрокар-бонатно-натриевых вод на создание температурных аномалий носит, как отмечалось выше, сугубо локальный характер и проявляется только на небольших глубинах.

Другим основным фактором, обуславливающим тепловое поле, является кондуктивная составляющая теплового потока, кото-

рая зависит от коэффициента теплопроводности и геотермического градиента рассматриваемых комплексов пород.

Расчет теплового потока, произведенный нами для основных стратиграфических комплексов плиоценовых отложений Западно-Туркменской впадины и мезозойских отложений Западного Копет-дага, показывает, что тепловой поток в последних значительно превышает (1,62х10-6 кал/см2, сек) таковой в плиоценовых породах (0,98х10-6 кал/см2, сек).

Это свидетельствует о том, что главным источником тепла Земли является термический эффект распада радиоактивных элементов земной коры, идущих из более глубоких зон. Однако следует отметить, что тепло, поступающее из более глубоких горизонтов, и проникновение его в вышележащие плиоценовые отложения обусловлено многими факторами, в основном:

а) глубиной залегания как мезозойских, так и палеозойских отложений;

б) мощностью теплоизолирующих палеоген-миоценовых пород.

Палеоген-миоценовые глины, и, в первую очередь, палеогеновые являются региональным тепловым «барьером», сыгравшим весьма важную роль в формировании теплового поля в вышележащих плиоценовых породах. Там, где эти отложения отсутствуют и, следовательно, мезозойские жесткие теплопроводящие породы приближаются к дневной поверхности, возрастает прогретость плиоценовых отложений, что находит свое отражение в уменьшении геотермических ступеней. И, наоборот, там, где мощность их увеличивается, прогретость плиоценовых отложений уменьшается.

В Западно-Туркменской впадине (суша) участки с наименьшими глубинами залегания мезозойских отложений и с минимальными мощностями палеоген-миоценовых отложений по данным геотермических исследований установлены на структурах Челекен, Боядаг, Сыртланлы, Гуйджик, Небитдаг, Гарадепе (Прибалханская зона поднятий), Экерем, Гамышлджа, Гогерендаг, Акмая, Бугдайли (Гогерендаг-Экеремская зона поднятий).

Рельеф поверхности последних, по всей вероятности, совпадает со структурными планами плиоценовых отложений, так как на картах срезов, построенных на глубинах 1000 м и 2000 м, изотермы четко повторяют изогипсы структурной поверхности.

Второй раздел посвящен определению теплового" потока нефтегазовых месторождений. Основным параметром теплового поля является тепловой поток, который может быть определен по коэффициенту теплопроводности горных пород и геотермическому градиенту в них.

В первом подразделе рассмотрен коэффициент теплопроводности (X) на основе дополнительного изучения более чем 200 образцов керна (выполненного нами совместно с Т.Ашировым, В.А.Сопиевым), представляющих основные литолого-стратиграфические комплексы плиоцена. Путем построения гистограммы автором выявлены существенные вариации теплопроводности, связанные с литофациальными особенностями и стратиграфическими комплексами пород. Наименьшими средневзвешенными значениями теплопроводности обладают глины (3,78х10-3 кал/см.сек.град), максимальными - пески и песчаники (5,53х10-3 кал/см.сек.град), промежуточным - алевриты (5,1х10-3 кал/см.сек.град), среднее значение у мергелей и известняков мелового возраста (из прибортовых частей описываемой впадины) 4,27 и 4,92х10-3 кал/см.сек.град, соответственно.

С целью установления связи между теплопроводностью горных пород и глубиной рассмотрено распределение величин данного параметра по стратиграфическим комплексам плиоценовых отложений.

Минимальное значение коэффициента теплопроводности в апшерон-акчагыльских отложениях составляет 4,49х10-3 кал/см.сек.град, максимальное значение имеют нижнекрасноцветные - 5,22х10-3 кал/см.сек.град, а промежуточное значение характерно для верхнекрасноцветных (4,47х103 кал/см.сек.град) отложений, то есть, наблюдается увеличение коэффициента теплопроводности с возрастом горных пород. Аналогичные изменения установлены и с гипсометрической глубиной. При определении учтены влияния влажности, температуры и давления.

Приведенные значения для различных литологических разностей пород и изменения его с глубиной могут быть использованы при термодинамических расчетах по тепловому воздействию на нефтегазоносные пласты.

Во втором подразделе данного раздела рассмотрены геотермические градиенты продуктивных горизонтов плиоценовых отложений.

Установлены вариации геотермического градиента по стратиграфическим комплексам на основании графических построений (гистограммы).

Фоновые значения геотермического градиента составляют: для верхнеплиоценовых отложений - для верхнекрас-

ноцветных - 2,09°С/100м и для нижнекрасноцветных - 1,90°С/100м. Характерной особенностью геотермического градиента по литолого-стратиграфическим комплексам является уменьшение численного значения геотермического градиента с гипсометрической глубиной, что, в общем, согласуется с установленными выше зависимостями.

Третий подраздел посвящен характеристике теплового потока восточного борта Южно-Каспийской мегвпадины (суша).

Тепловой поток на восточном борту Южно-Каспийской ме-гавпадины (суша) колеблется в довольно широких пределах от 0,55 до 2,5x10"6 кал/см2 сек. Установлено, что главной особенностью теплового потока является вычисленное значение его, составляющее 0,86 и 1,06x10"6 кал/см2 сек. для Прибалханского и Гогерендаг-Экеремского районов, соответственно. Обычно это характерно для межгорных прогибов и впадины земной коры с мощностью осадочного чехла, превышающей 10-20 км. Другой особенностью является увеличение значения теплового потока аналогично геотермическому градиенту в сводовой, присводовой частях ¡(1,03-1,20x10"® кал/см2 сек.) и уменьшение в направлении наибольшего погружения пластов (0,55-0,81x1а6 кал/см2 сек.).

Сопоставление полученных значений теплового потока в исследуемом регионе с амплитудой новейших тектонических движений указывает на их связь. Так, с увеличением мощности плиоцен - и постплиоценовых отложений уменьшается значение теплового потока на поверхности (0,66-0,82x10 кал/см сек.), а при уменьшении мощности, наоборот - увеличение (0,83-1,47х10"6 кал/см2 сек.). Данное обстоятельство позволяет предположить, что пространственное изменение теплового потока в Западно-Туркменской впадине связано с историей геолого-тектонического развития.

Тепловой поток мезозойских отложений прибортовых зон восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины имеет значение -

1,62x10й кал/см сек., то есть, значительно превышает таковые в плиоценовых отложениях.

Полученные результаты исследования теплового потока на суше восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины указывают на низкое значение теплового потока, равного 0,79Х10"6 и 0,93x10"6 кал/см2сек. для Прибалханской и Гогерендаг-Экеремской тектонических зон, соответственно. Это, как уже отмечалось, характерно для глубоких межгорных прогибов и мегавпадин земной коры с мощностью осадочного чехла 10-20 км.

Сопоставление полученных значений теплового потока с амплитудами новейших тектонических движений в исследуемом регионе указывает на их связь. Так, с увеличением мощности плиоцен-постплиоценовых отложений уменьшается тепловой поток нейтрального слоя (Готурдепе, Барсагелмез, Комсомольское, Бурун). Данное явление позволяет предположить, что пространственное изменение теплового потока на восточном борту Южно-Капийской мегавпадины связано с историей геолого-тектонического развития, а именно с нестационарностью теплового поля в пределах длительно накапливающихся теплоизолирующих осадков.

Другими словами, мегавпадина в палеоген-миоценовое время (на границе) испытала воздымание, что привело к уменьшению мощности этих отложений, по сравнению с окружающими горными обрамленьями мегавпадины (Западный Копетдаг). В результате тепловая энергия их коры и мантии высвободилась во внешнее пространство, вследствие чего произошло охлаждение подкорового вещества в области воздымания. Последующее опускание (в неоген-четвертичное время) привело к накоплению огромной мощности терригенного материала и недра начали разогреваться. Это вторичное разогревание к настоящему времени еще не успело компенсировать рассеянное тепло на дневную поверхность.

Аналогичные результаты теплового потока получены при исследовании западного борта Южно-Каспийской мегавпадины.

Таким образом, в результате проведенных исследований в пределах рассматриваемого региона было установлено следующее:

1) тепловой поток, наблюдаемый на отдельных нефтегазовых и перспективных поднятиях, при прочих равных условиях, отражает структурные особенности осадочного чехла;

2) величины теплового потока на нефтегазовых и перспективных структурах искажаются под влиянием ряда факторов: лито-логического, грязевулканической деятельности, дизъюнктивных дислокаций, мощности чехла и нефтегазоносности разреза;

3) неоднородность теплового поля объясняется различной степенью интенсивности осадконакопления и различным тектоноге-незом отдельных складок и крупных тектонических элементов;

4) пространственное изменение теплового потока исследуемого региона связано с историей геолого-тектонического развития, а именно с нестационарностью теплового поля в пределах длительно накапливающихся теплоизоляторов осадков.

Установленные закономерности дают возможность использовать данные тепловых потоков для изучения и уточнения истории геологического развития Земли, а также для выявления закономерностей размещения полезных ископаемых, в том числе залежей нефти и газа.

Третийраздел четвертой главы посвящен рассмотрению характерных взаимосвязей термодинамических параметров с залежами углеводородов. Вопросам влияния термобарических условий на характер нефтегазонасыщенности отложений посвящены работы А.М.Акрамходжаева, А.А.Али-Заде, А.И.Алиева, И.И.Аммосова,

A.МАхмедова, Х.Бабаева, Н.Б.Вассоевича, Ю.А.Висковского,

B.И.Ермолкина, Е.Ф.Ерофеева, А.А.Карцева, В.В.Кушнирова, В.Ф.Борзасекова, А.Я.Кремса, Ш.Ф.Мехтиева, Р.И.Новосилецкого, В.Г.Осадчего, К.К.Тумарева, Я.А.Ходжакулиева, Э.Б.Чекалюка, БА.Шнейдера и других. Результаты работ перечисленных исследователей свидетельствуют, что термобарические условия недр являются немаловажным фактором, оказывающим влияние на образование и характер размещения углеводородных скоплений в нефтегазоносных провинциях.

К настоящему времени в пределах Прибалханской зоны введены в разведку почти все известные локальные поднятия, а в Гоге-рендаг-Экеремской зоне складки, расположенные, в основном, в прибережной зоне. Выявленные залежи углеводородов позволяют в первом приближении наметить пути корреляции между глубинами залегания продуктивных горизонтов и фазовым состоянием размещающихся в них залежей.

В пределах Прибалханской зоны максимальное скопление залежей нефти отмечается в интервале глубин 1-2 км, что составляет 44,2%. В интервале глубин 2-3 км этот показатель снижается до 34,4%, и по мере дальнейшего увеличения глубин наблюдается тенденция к уменьшению запасов нефти. Для газовых и газоконденсат-ных залежей максимальное скопление их несколько увеличивается с глубиной и достигает максимума на глубинах 3-4 км. Соотношение запасов нефти к газу снижается с глубиной.

По Гогерендаг-Экеремскому району наблюдается иная картина, то есть доля запасов нефти с глубиной уменьшается, а газа и газоконденсата увеличивается. В целом же следует отметить, что запасов последних в отдельно взятом интервале больше, чем нефтяных.

Таким образом, из вышеизложенного вытекает, что интервал глубин до 3 км (суша) и до 4 км (акватория) с полным основанием можно рассматривать в качестве основной и оптимальной поисковой зоны для нефти, а для газа и газоконденсата - глубина 4 км и более. Поскольку аналогичные заключения имеются и по другим регионам, (А.Г.Бабаев, П.В.Савченко и другие), а Н.Б.Вассоевичем они оценены в качестве глобальных, этот вывод можно считать достаточно обоснованным.

На глубине 3 км значения температуры изменяются от 32 до 72°С, а давление от 45 до 340 атм. Ниже указанной глубины в относительно жестких термобарических условиях (60-112°С и 340-793 атм.), как было упомянуто выше, отмечается преобладание газа и газоконденсата.

Залежи УВ в плиоценовых отложениях характеризуются высокими пластовыми давлениями. Анализ распределения запасов нефтегазоконденсатных залежей по начальным пластовым давлениям, показывает, что наиболее благоприятные условия для скопления залежей нефти создаются в пределах коэффициента превышения Рпл/Ргид 1,15-1,33, а для газоконденсата 1,33 и выше. Это также хорошо согласуется с данными по другим регионам, как нашей страны, так и за рубежом, где отмечается приуроченность основных запасов углеводородов к областям перехода нормального пластового давления к аномально высокому (1,33 и выше).

Таким образом, можно предполагать, что максимальное насыщение разреза нефтью будет наблюдаться для всего исследуемого

региона в пределах температур 32-72°С и в пределах коэффициента превышения Рпл/Ргид 1,15-1,33, чему соответствует глубина 3-4 км. Далее, с увеличением глубины, температуры и давления суммарные запасы нефти снижаются, а запасы газоконденсата - возрастают.

Сказанное хорошо подтверждается и другими вероятностными связями величины геотермической ступени плиоценовых отложений с начальными запасами углеводородов. В этой связи все неф-тегазонасыщенные структуры Западно-Туркменской впадины, на основании особенностей их геологического строения и геотермиеч-ских условий, разбиты на три группы. Анализ связи между геологическими (балансовыми) запасами нефти и газа и средними значениями геотрмической ступени на отдельных месторождениях показывает наличие тесной связи между названными параметрами.

В заключение рассматриваемой главы приведен анализ фазового состояния залежей УВ в зависимости от термобарических условий недр нефтегазоносных площадей Юго-Западной Туркмении (суша).

Результаты исследований сводятся к следующему:

а) с увеличением давления и температур происходит дифференциация залежей; при рп^сошЛ происходит смена «тяжелых» (рм >0,75 г/см3) нефтей «легкими» ( рщ, < 0,75г/см3), а затем газоконден-сатными залежами, тогда как при 1=сош1 газоконденсатные, газовые залежи сменяются залежами «легких», а затем «тяжелых» нефтей;

б) при максимальных давлениях (400-500 кг/см2) отмечается сужение пределов изменения температур для нефтяных залежей, а для газовых, газоконденсатных наблюдается тенденция к расширению предела температур;

в) с повышением давлений и температур наблюдается увеличение плотности и выхода стабильного конденсата. При давлении более 420 кг/см2 и температуре 82°С отмечается выход стабильного конденсата свыше 200 см3/м , в некоторых случаях достигает 582 см3/м3 (Барсагелмез, НК§|). Состояние газоконденсата, наряду с термобарическими параметрами, зависит от генетической природы самого газоконденсата (газоконденсатное или нефтяное происхождение);

г) расчет температур на глубине 6 км для различных тектонических зон восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины по-называет максимальную температуру 164°С (восточная часть При-

балханской зоны поднятий), что согласуется с результатами работ Соколова В.А. (1956 г), Вассоевича Н.Б. (1967 г), Акрамходжаева А.М. (1973 г) и других. Весьма важно то, что значение температуры по исследованиям этих авторов не является критическим для существования жидких углеводородов.

Эта взаимосвязь термобарических параметров с фазовым состоянием УВ и их физико-химическими свойствами, показывающая, что по мере увеличения давления и температур, наряду с газовыми и газоконденсатными залежами, допускается возможность существования жидких углеврдородов, имеет большое значение (особенно в Прибалханском районе, Гызылумском прогибе и акватории Каспия) для прогноза нефтегазоносности на больших глубинах.

Распределение углеводородных скоплений в восточной части Южно-Каспийской мегавпадины позволяет выявить геотермические критерии и подтверждает тот факт, что газоконденсатным залежам присущ относительно высокий региональный фон температур, а нефтяным — региональное понижение геотермической активности.

Четвертыйраздел четвертой главы посвящен рассмотрению генетического потенциала пород, изучению палеогеотермии и условий формирования и размещения залежей нефти и газа в плиоценовых отложениях.

Проанализированы битуминологические данные плиоценового комплекса отложений восточного борта Южно-Каспийской ме-гавпадины. Приведенные данные, безусловно, не полностью характеризуют битуминозность отложений, но в определенной степени показывают порядок содержания ОВ в породах.

Известно, что продуктивность нефтематеринской породы находится в прямой зависимости от количества мигрировавших из ОВ углеводородов, последнее зависит от суммы и генетического типа захороненной органики.

Исследованиями установлены предельные минимумы содержания ОВ - 0,5% (А.М.Акрамходжаев, А.К.Керимов, В.В.Вебер и другие, 1973г), ниже которых генерированные им углеводороды не смогут компенсировать потери, то есть, преодолеть сорбционную силу.

Геохимический анализ нескольких тысяч проб пород, проведенный в бывшем институте «ТуркменНИПИнефть» с участием автора, показывает, что количество ОВ в породах, в основном, варьи-

рует в небольших пределах - 0,1-0,3%, а в отдельных образцах доходит до 0,8%. Небольшая концентрация ОВ в плиоценовых отложениях, по-видимому, указывает на то, что большая его часть подвергалась процессам битуминизации и превратилась в жидкие углеводороды; этому способствовала палеогеотермическая обстановка в большей части исследуемого региона — это подробно изложено ниже.

Установлено, что площадь распространения восстановитель -ной и нейтральной обстановок совпадает с зоной повышенной биту-минозности пород, к этой зоне приурочен и ареал нефтегазонасы-щенности пород.

В настоящее время об образовании и формировании залежей углеводородов в плиоценовых отложениях существует два мнения (латеральная и вертикальная миграции).

Разрешение данного вопроса сопряжено с трудностями, обусловленными неоднозначностью интерпретации многих геологических явлений и процессов, а также с неравномерностью геологической изученности отдельных тектонических зон к моменту исследования.

В этой связи, нами были проанализированы полученные новые геологические и геолого-промысловые данные за последние 30 лет. Кроме того, для разрешения данного вопроса был применен принцип химической термодинамики. В качестве параметра было взято изменение свободной энергии (термодинамического потенциала) газовой фазы, то есть, наиболее подвижной составляющей. Подсчитана свободная энергия природного газа, в соответствии с процентным содержанием состава газа с поправкой на палеотемперату-ру и давление.

В данное исследование заложен принцип о внутреннем энергетическом состоянии УВ, приобретенном во время его образования и меняющемся в результате их миграции в пористой среде, при этом определенная часть затрачивается на преодоление препятствий на пути его движения.

Результаты расчета уровня свободной энергии залежей показывают, что по всем комплексам отложений (апшерон-красноцветные) отмечается уменьшение данного показателя снизу вверх и с запада на восток как в Прибалханском, так и в Гогерендаг-Экеремском районах.

Установленная закономерность, на наш взгляд, указывает на то, что формирование залежей происходит за счет генерационного потенциала плиоценовых отложений в результате латеральной (боковой) миграции УВ погруженных частей впадины к ее бортам и заполнение встречающихся на пути миграции антиклинальных поднятий. На такую возможность образования залежей УВ в плиоценовых отложениях указывает анализ палеогеотермических исследований.

Восстановлению палеотемператур прошлых геологических эпох придается большое значение при объяснении процессов генерации углеводородов и формирования залежей нефти и газа.

Основная масса углеводородов образуется при термокаталитических процессах разложения рассеянного органического вещества пород при температуре свыше 60°С.

В температурном диапазоне 70-100°С создаются наиболее благоприятные термодинамические условия для выделения углеводородов в свободную фазу и формирования скоплений нефти и газа.

В основу палеогеотермических реконструкций положена методика восстановления палеотемператур, предложенная В.Ф.Бозасековым и Я.А.Ходжакулиевым.

Расчет палеотемператур при п - слойной толще на любой структурной поверхности (кровле, подошве) проводился с учетом восстановленных мощностей комплексов отложений, среднегодовой температуры рассматриваемого периода (по палеоклиматическим данным) и величине геотермического градиента.

Палеотемпературы к концу нижнекрасноцветного времени варьировали от 20 до 40°С, а в области максимального прогибания могли достигать 45-50°С.

Палеогеотермические условия на конец верхнекрасноцветно-го времени характеризуются температурами по подошве красно-цветной толщи от 35-40 С в краевых частях впадины до 55°С и более в области максимального прогибания.

Палеотемпературы к акчагыльскому времени по подошве красноцветной толщи возросли по сравнению с температурами конца верхне-красноцветного времени и превышали 60°С в области максимального прогибания мегавпадины.

В апшеронское время прогибание рассматриваемого региона увеличилось и обусловило накопление мощной тощи апшеронских пород (более 1200м). Подошва красноцветных отложений погрузи-

лась до глубины 500 м в зоне выклинивания и 4500 м - в акватории Каспия. В конце апшеронского времени палеотемпературы по подошве красноцветной толщи варьировали от 30 до 94 С. Температуры свыше 60°С существовали на большей части территории впадины, включая Прибалханский и Гогерндаг-Экеремский районы.

Температуры, превышающие 80°С, были приурочены к областям максимального прогибания мегавпадины (Гызылгумский прогиб, акватория Каспия).

Анализ палеогеотермических условий восточной части Южно-Каспийской мегавпадины позволил установить, что, начиная с апшеронского времени, в области максимального прогибания, крас-ноцветные осадки вступили в «главную фазу нефтегазообразова-ния». Под воздействием температур, превышающих 60°С, рассеянное органическое вещество горных пород генерировало жидкие и газообразные углеводороды. В связи с этим доля сингенетичных углеводородов в залежах нижнекрасноцветных отложений должна увеличиваться, особенно в области максимального прогибания, то есть, в направлении акватории Каспия.

В пятомразделе четвертой главы рассматривается термоглубинная зональность залежей углеводородов.

Одним из основных факторов, определяющих фазовое состояние угеводородов и их распределение по глубинам, являются геотермические условия недр.

В разделе дано понятие о распределении углеводородов по их фазовому состоянию, так называемой зоны: аконсервации (40-50°С); форозона нефти (до 175°С); фтизозона (175-200°С); некрозона (свыше 200°С).

Установление граничных пределов (глубин) указанных зон имеет большое практическое значение при определении основных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Как было рассмотрено выше, на конец апшеронского времени палеотемпература по предполагаемой подошве красноцветной толщи не превышала 94°С, а в четвертичное время достигала немногим более 100°С. Средние геотермические условия наблюдаются как в нижнекрасноцветных, так и в верхнекрасноцветных отложениях. Поэтому в пределах исследуемого региона для палеогеотермическо-го анализа палеогеотермического градиента плиоценовых отложений можно принять современные значения геотермического градиента с

небольшой поправкой, учитывающей расхождение на глубинах свыше 4 км за счет уплотнения пород и повышения их теплопроводности.

Температура нейтрального слоя для неогеновых отложений по данным споропыльцевого метода колеблется от 12 до 17°С, а палеогена - в пределах 20°С. Средняя для неогеновых отложений температура нами принята 17°С.

С учетом вышеизложенного были вычислены средние значения геотермического градиента для зон: структура Челекен, центральная часть Прибалханской зоны поднятий, Гызылгумский прогиб, северная часть Гогерендаг-Экеремской зоны поднятий, центральная часть Гогерендаг-Экеремской зоны поднятий; южная часть Гогерендаг-Экеремской зоны поднятий и восточный шельф Южного Каспия, которые, соответственно, составили 23, 20, 26, 16, 24, 25 и 15°С/км.

Расчетные значения температур и геотермического градиента до глубин 5 км были приняты как фактические средневзвешенные значения по выделенным зонам, а по глубоким горизонтам - как прогнозные.

Оценка прогнозных температур проводилась экстраполированием по наиболее вероятному градиенту, характерному для лито-лого-стратиграфических комплексов отдельных тектонических зон.

По выведенным средним значениям геотермического градиента построена термоглубинная зональность недр восточной части Южно-Каспийской мегавпадины с учетом граничных температур 40, 80,175,200и300°С.

Дня исследуемого региона зона аконсервации находится на глубинах от 0,9 до 1,6 км. Начало образования основной массы углеводородов будет находиться на глубинах о 1,7 до 2,8 км. Нижняя граница форозоны нефти для Гызылгумского прогиба и Восточного шельфа Южно-Каспийской мегавпадины доходит до глубины 9,4 км, а для наиболее геотермически активной зоны указанная глубина повышается до отметки 5,7 км (восточная часть Прибалханской зоны поднятий).

Над форозоной нефти нами выделены условная нижняя граница максимального нефтенакопления, характерная для Юго-Западной части Туркмении (включая сушу и акваторию), она прове-

дена по температуре 80°С (от 2,4 до 3,8 км), а ниже указанной границы начинается убывание доли запасов жидкой фазы углеводородов.

Проведенный анализ термоглубинной зональности недр восточной части Южно-Каспийской мегавпадины во многом должен определять ориентацию поисково-разведочных работ на нефть и газ в глубокозалегающих горизонтах исследуемого региона.

В пятой главе рассматривается нетфегеологическое районирование территории по данным геотермических исследований.

Установлено, что на тепловое поле плиоценовых пород существенно влияет глубина залегания мезозойских отложений и мощности палеоген-миоценовых отложений.

Над выступами (ложами) мезозойских пород в вышележащих осадках возникают положительные тепловые аномалии. Геоизотермы (по имеющимся замерам) отдельных аномалий в плане обычно совпадают с изогипсами положительных структур и в региональном плане указывают на неоднородность геологического строения восточной части Южно-Каспийской мегавпадины.

Рассмотренные геотермические условия как по отдельно взятому месторождению нефти, газа или перспективной площади, так и в региональном плане, указывают на неоднородность геотермических полей и являются как бы отражением структурного плана и глубинного строения мегавпадины.

Геотермическими исследованиями также было установлено, что современные температурные условия в плиоценовых отложениях отражают и его палеотемпературу.

Принимая во внимание палео - и современные температурные условия плиоценовых отложений на наиболее изученной в геотермическом отношении Западно-Туркменской впадине, сделана попытка районирования региона по геотермическим исследованиям. Это, возможно, явится дополнительным критерием при выборе направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

По данным геотермических исследований выделены следующие геотермические зоны и подзоны:

1. Прибалханская геотермическая зона;

а) структура района Челекен

б) Центрально-Прибалханская

в) Восточно-Прибалханская

2. Гогерендаг-Экеремская геотермическая зона;

а) Гогерендаг-Экеремская

б) Аджиябская

в) Бугдайлы-Миассерская

3. Гызылгумская зона;

а) Восточно-Гызылгумская

б) Западно-Гызылгумская

4. Акватория восточной части Южного Каспия;

а) Причелекено-Ливановская

б) Огурджи-Западно-Ордеклинская

в) Ферсмано-Западно-Чекичлерская

Выделенные геотермические зоны и подзоны в определенной

степени согласуются с геологическим строением региона и характером насыщения пород углеводородами в плиоценовых отложениях.

В шестой главе сформулированы геотермические оценки перспектив плиоценовых отложений для месторождений восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины; выявлены различные факторы, обуславливающие наличие локальных термоаномалий. Основными факторами формирования этих аномалий на локальных поднятиях и в регионе в целом являются размеры и степень разбитости (нарушенности) структур, литология пород, глубины залегания мезозойских отложений, мощность палеоген-миоценовых глинистых толщ, характер нефтегазонасыщения разреза и гидрогеологические условия.

Для оценки перспектив нефтегазоносности глубинных зон по геотермическим данным мы исходили из анализа региональных условий, сопровождая исследования сравнительным анализом различных геотермических параметров на складках (температура, геотермический градиент, тепловой поток, теплопроводность пород, палео-геотермия, термоглубинная зональность залежей углеводородов). Помимо указанных факторов также были использованы графики изменения геотермического градиента с глубиной для установления регионального фона Прибалханского и Гогерендаг-Экеремского районов. В основу построений были положены геотермические градиенты, определенные на своде и крыльях структур с учетом, что на всех изученных складках уменьшение геотермического градиента идет в сторону погружения складок. Графика показывает четко раздельную границу между значениями геотермического градиента на своде и крыльях складок, что

БИБЛИОТЕКА |

05 100 ит '

дить о возможной продуктивности скважин (складок) при наличии даже двух или трех замеров температур в различных частях складки.

Выявленные средние значения геотермических градиентов для продуктивных горизонтов плиоценовых отложений могут способствовать оценке перспектив складки на нефть и газ.

Установленная зависимость геотермической активности от глубин залегания отложений, подстилающих красноцветную толщу региона, может быть использована для выявления в пределах Западно-Туркменской впадины участков с наименьшими глубинами залегания мезозойских отложений (Челекен, Небитдаг, Боядаг, Сыртлан-лы, Гуйджик, Монжуклы, Экерем, Гамышлджа, Гогерендаг, Бугдай-лы), которые могут быть рекомендованы, с учетом других геологических показателей, для поисков залежей углеводородов в мезозойских отложениях, перспективы которых оцениваются очень высоко.

Установленные коррелятивные зависимости (глава 3,4) пространственного и вертикального распределения залежей углеводородов и установленная зональность максимальных скоплений УВ позволяют дать раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности на суше Юго-Западной Туркмении до глубин 3000 м и ниже.

В акватории Южного Каспия граничная глубина опускается немного ниже, чем в Юго-Западной Туркмении, т.е. на глубину 4000 метров.

Оценка перспектив нефтегазоности плиоценовых отложений восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины основывается на установленных закономерностях распределения температур в залежах углеводородов и на термоглубинной зональности максимальных скоплений углеводородов.

К перспективной (до глубин 3000 м) на нефть отнесена почти вся территория Прибалханской зоны поднятий за исключением площадей Гызылгум, Гуйыджик, Дузлычай, Суйджи и других, так называемое Восточное Прибалханье; на газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой - Гогерендаг-Экремская зона поднятий.

В западном направлении указанной зоны, включая Гызыл-гумский прогиб, отмечается относительно пониженное значение температур, что близко к значениям Прибалханья. Это дает возможность предполагать наличие здесь залежей нефти.

На глубине 3000 м выделяются, в основном, две перспективные зоны: преимущественно нефтяная и газовая.

К преимущественно нефтяным отнесены территории При-балханской зоны поднятий и Гызылгумского прогиба, то есть, участки западнее линии (меридионально) Урунджук-Ордекли.

Территория восточной части Прибалханской зоны поднятий (восточнее линии Урунджук-Ордекли) и Гогерендаг-Экеремская зона перспективны, в основном, на газоконденсатные залежи и, в меньшей степени, на залежи газоконденсата с нефтяной оторочкой.

Учитывая, что в западном направлении Гогерендаг-Экеремской зоны, в сторону шельфа Капийского моря наблюдается понижение значений температур, аналогичное центральной части Прибалханской зоны поднятий, здесь геотермические условия благоприятны для формирования залежей углеводородов.

Открытие залежей нефти до глубин 4,0 км возможно на всей территории акватории Южного Каспия, но здесь можно ожидать и открытие незначительных по запасам газовых залежей.

Ниже глубин 4,0 км вся территория шельфа Южного Каспия будет перспективна на газовые и газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой. Не исключено открытие и нефтяных залежей (особенно в Огурджи-Западно-Ордеклинской зоне), так как здесь геотермические условия менее жесткие, чем на остальной территории Южно-Каспийской мегавпадины.

Вся территори акватории Южного Каспия до глубин 7,0км по геотермическим данным является перспективной для открытия залежей нефти.

В заключение главы дана оценка перспектив нефтегазонос-ности плиоценовых отложений для Западно-Туркменской впадины (до глубины 3000 м и ниже), а также акватории Южного Каспия (до глубин 4000 м и ниже) с учетом выявленных зависимостей геотермических параметров от геолого-тектонических особенностей, гидрогеологических условий, нефтегазонасыщенности разреза, палео-геотермических условий и термоглубинной зональности залежей углеводородов в плиоценовом комплексе пород.

Таким образом, основные выводы и рекомендации сводятся к следующему:

1. Изменение температур с гипсометрической глубиной на всех рассмотренных площадях происходит по параболическому закону. Удовлетворительное совпадение графических и аналитических выражений функции 1=1(Н) позволяет обобщить их в единую функ-

цию распределения температур с глубиной по всему рассматриваемому региону.

2. Тепловое поле в плиоценовых отложениях Западно-Туркменской впадины весьма неоднородно, что выражается в различной степени прогретости отдельных участков. Наиболее прогретые участки, или геотермические купола, совпадают с локальными поднятиями. В отдельных складках (Гарадепе, Гумдаг) наблюдается геотермические несогласия, что важно при установлении скважинами проектного горизонта (отложений).

Геотермическими исследованиями месторождений Комсомольское, Бурун, Гуйджик подтверждается ранее высказанные предположения о том, что они являются одним из элементов крупных складок, соответственно, Готурдепе, Небитдаг и Боядаг.

3. Региональные геотермические закономерности формируются за счет кондуктивной составляющей теплового потока. Наиболее высокие плотности потока характерны для мезозойских отложений, тогда как плиоценовые отложения обладают более низкими значениями. Кондуктивный перенос тепла, выделяемого мезозой -скими и более древними отложениями, является одним из основных факторов, формирующих температурные аномалии в плиоценовых отложениях, что в свою очередь, контролируется структурно-тектоническими особенностями отдельных участков и зон.

4. Проведенные исследования показывают, что роль конвективного переноса тепла гидрокарбонатно-натриевых вод в пределах Западно-Туркменской впадины, в частности в формировании напряженных полей, не может считаться определяющей. Влияние гидро-карбонатно-натриевых вод на создание геотемпературных аномалий носит сугубо локальный характер и проявляется только на небольших глубинных.

5. Достоверно установлено (по сравнению с ранее проведенными исследованиями), что изменение коэффициента теплопроводности и величин теплового потока плиоценовых отложений как по разрезу, так и по площади обуславливается составом слагающих пород. Наименьшие значения в глинистых и максимальные в песчано-глинистых породах, а промежуточными значениями характеризуются алевриты.

Намечается связь величин теплового потока с нефтегазоносными структурами, выражающаяся в том, что нефтеносные площади

характеризуются сравнительно меньшими величинами теплового потока, чем газоносные.

Значение коэффициента теплопроводности увеличивается с гипсометрической глубиной.

6. Наблюдаемое относительно низкое геотермическое поле плиоценового комплекса Западно-Туркменской впадины объясняется большой мощностью палеоген-миоценовых отложений, обеспечивающих относительную теплоизоляцию вышележащих отложений, а также гипсометрическим положением фундамента.

7. Пространственное изменение теплового поля восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины связано с историей геолого-тектонического развития, а именно, с нестационарностью теплового поля.

8. Установлена взаимозависимость между геологическими запасами углеводородов и средними значениями геотермической ступени по месторождениям. Для нефтяных месторождений с увеличением их запасов уменьшается среднее значение геотермической ступени, тогда как для газоконденсатных месторождений с увеличением их запасов среднее значение геотермической ступени, наоборот, увеличивается.

Таким образом, величины геотермических ступеней для групп структур являются своеобразным индикатором запасов в них углеводородов и показателем наличия в них газоконденсатных или нефтяных залежей.

9. Анализ размещения залежей углеводородов в зависимости от термобарических условий показывает, что на фазовое состояние углеводородов заметное влияние оказывает геотермическая напряженность недр. Преимущественно газокоцденсатные месторождения являются наиболее прогретыми (60-112°С) и имеют высокое пластовое давление (340-793 и выше атм.), что дает основание прогнозировать открытие в Гогерендаг-Экеремской зоне поднятий преимущественно газовых и газоконденсатных залежей. К относительно пониженным значениям температур (32-72°С) и давлений (45-340 атм.) приурочены обычно нефтяные залежи (Прибалханская зона поднятий), где в более глубокозалегающих горизонтах возможны открытия нефтяных залежей.

Распределение углеводородных скоплений в пределах восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины позволяет разрабо-

тать геотермические критерии прогноза и подтверждает тот факт, что газоконденсатным залежам присущ более высокий региональный фон, чем нефтяным.

Зоны с повышенными значениями геотермического градиента и температур на геотермических срезах наиболее благоприятны для формирования и размещения залежей углеводородов.

10. Наименьшие глубины залегания мезозойских отложений и наименьшие мощности палеоген-миоценовых глин, судя по геотермическим данным, следует ожидать в Прибалханской зоне поднятий на структурах Боядаг, Сыртланлы, Гумдаг, Гуйджик, Небитдаг, Челекен, а в Гогерендаг-Экеремской зоне поднятий - на структурах Гогерендаг, Акмая, Бугдайлы, Гамышлджа, Экерем и другие.

В комплексе с другими геологическими критериями все эти структуры могут быть выделены в качестве первоочередных объектов для поисков залежей нефти и газа в мезозойских отложениях.

11. Анализ распределения запасов УВ в зависимости от начальных пластовых давлений и температур показывает, что максимальное насыщение разреза нефтью будет наблюдаться во всех тектонических зонах суши до глубины 3 км, на акватории Южного Каспия-до глубины 4 км.

В пределах рассматриваемого региона, где наблюдается весьма низкая геотермическая напряженность недр и развитие АВПД, не исключена возможность обнаружения залежей нефти и конденсата с нефтяной оторочкой до глубины 7,0 км.

12. Вышеперечисленные геотермические закономерности и критерии нефтеносности, выявленные в плиоценовых отложениях, позволили более уверено решить некоторые практические задачи при выборе научно-обоснованных направлений и проектирования поисково-разведочных работ на нефть и газ на восточном борту Южно-Каспийской мегавпадины.

13. Анализ палеогеотермических условий восточной части Южно-Каспийской мегавпадины позволил установить, что, начиная с апшеронского времени, в области максимального прогибания красноцветные осадки вступили в главную фазу нефтегазообразова-ния (акватория Каспия, Гызылгумский прогиб, Западная часть При-балханской и Гогерендаг-Экеремской зон поднятий).

Произведенный термохимический расчет уровней свободной энергии в залежах газа подтверждает существующие превалирую-

щие представления об образовании нефтегазовых скоплений за счет миграции из наиболее погруженных зон в приподнятые участки структур и последующим их переформированием в вышележащие отложения.

14. На основании установленной взаимосвязи геотермических условий со структурным планом на рассматриваемой территории выделены геотермические зоны.

15. Нижняя граница максимального нефтенакопления для восточной части Южно-Каспийской мегавпадины колеблется от 2,4 до 3,8 км, а ниже указанной глубины (границы) начинается убывание доли запасов жидкой фазы углеводородов. Зона исчезновения жидкой фазы углеводородов (фтизозона) приурочена к отметкам 6,7-11 км.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ, ЗАЩИЩАЕМЫЕ В ДИССЕРТАЦИИ

1.Дпя востока Южно-Каспийской мегавпадины нами впервые разработаны комплексные термобарические модели, позволяющие на основании экспериментального определения теплофизических параметров выявить зональность размещения залежей углеводородов для плиоценового комплекса отложений, где относительно пониженным значениям температур (до 72°С) и давления (45-340атм.) сопутствуют нефтяные залежи, а относительно прогретым (60-112С) и высоким пластовым давлениям (340-793 атм.)-преимущественно газоконденсатные залежи. Иными словами, газо-конденсатным залежам присущ более высокий региональный фон, чем нефтяным.

Выявленная зональность позволяет целенаправленно ориентировать поиски залежей углеводородов и вместе с тем - повысить эффективность геологоразведочных работ.

2.На основании анализа количественных значений термобарических показателей получены граничные глубины размещения залежей углеводородов различного фазового состояния. Наиболее благоприятными для обнаружения залежей нефти являются интервалы до 3,0 км для суши, а для шельфа до 4 км, глубины ниже указанных благоприятны для обнаружения газовых и газоконденсатных залежей. Наблюдаемая низкая геотермическая напряженность недр и развитие

АВПД, не исключают возможности обнаружения легкой нефти и залежей газоконденсата с нефтяной оторочкой до глубины 7 км. Комплекс геотермических параметров позволяет дать различный фазовый прогноз углеводородных ресурсов по отдельным тектоническим зонам и локальным структурам.

3.Выявлены многомерные вероятностно-статистические связи между термобарическими условиями и глубиной залегания подошвы красноцветной толщи и ее нефтегазоносностью. Установлено:

• Чем больше глубина залегания красноцветной толщи, тем больше значение геотермической ступени;

• Для нефтяных месторождений с увеличением их запасов уменьшается среднее значение геотермической ступени, а для газо-конденсатных - наоборот- с увеличением их запасов происходит увеличение этого параметра;

• Рассчитанные палеогеотермические условия плиоценовых отложений показывают, что, начиная с апшеронского времени, в области максимального прогибания отложения красноцветной толщи вступили в «главную фазу нефтеобразования». Эта - западная часть Западно-Туркменской впадины и шельф Южного Каспия.

Произведенный на основании анализа термодинамических и геологических условий региона термохимический расчет уровней свободной энергии в залежах газа (наиболее подвижный компонент) позволил выявить механизм формирования скоплений углеводородов в песчано-глинистых фациях плиоценового комплекса отложений восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины. Установлено, что уровень свободной энергии газовой фазы залежи уменьшается с запада на восток из более погруженной части мегавпадины к более приподнятым его участкам, т.е. формирование залежей в плиоценовых отложениях происходило за счет миграции углеводородов из наиболее погруженной части прогиба в наиболее приподнятые прибортовые участки тектонической зоны.

Предложенный механизм в целом подтверждает существующие представления об образовании нефтегазовых скоплений в изученном регионе.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Результаты опорного, параметрического и структурного бурения по Юго-Западной Туркмении за 1962-1972 гг. и их направление на ближайшие годы. ТуркменИНТИ, вып.№11, Ашгабад, 1974 (совместно с О.Тораевым, Н.Хаджинуровым).

2. К упрощенной методике оценки глинистого разреза красно-цветной толщи (по кривым СП стандартного каротажа). Туркме-нИНТИ, вып. 77, Ашгабад, 1974 (совместно с М.С.Красиниковым).

3. Распределение литофаций, мощностей и палеогеографические особенности апт-альбских отложений Юго-Западной Туркмении. В сб. «Вопросы развития нефтегазодобывающей промышленности Туркменистана», Ашгабад, 1974 (совместно с О.Узаковым).

4. Геотермическая характеристика месторождения Бурун в связи с особенностями геологического строения. Тезисы докладов на Ш республиканской конференции молодых ученых Туркмении, Ашга-бад, 1975.

5. Геотермическая характеристика залежей углеводородов в Юго-западной Туркмении. ТуркмениИНТИ, №231, Ашгабад, 1976 г.

6. О тепловом поле Юга Туркмении. Изв. АН ТССР, сер.ФТХ и ГН, №4, Ашгабад, 1977 (совместно с Т.Ашировым, В.Сопиевым).

7. Бутан и изобутан в газах нефтегазовых месторождений Юго-западной Туркмении. Изв. АН ТССР, сер. ФТХ иГН, №5, Ашгабад, 1977 (совместно с П.Е.Щуваловым, Н.Хаджинуровым).

8. Изучение геологического строения Комсомольской площади по данным геотермических исследований. ТуркменИНТИ, вып. 112, Ашгабад, 1977 г.

9. Оценка возможной продуктивности объектов Юго-западной Туркмении с применением статистической теории распознания. Депонировано ТуркменИНТИ Р.Ж. «Геология», №55 А 446, М, 1977 (совместно с Х.Ханкулиевым, Т.Ниязмамедовым).

10. О возможности сопоставления геоизотерм с конфигурацией складок. Изв. АН ТССР, сер. ФТХ и ГН, № 1, Ашгабад, 1978 (совместно с Н.Назаровым).

11. Об оценке конвективной теплопередачи мезокайнозойского комплекса Западно-Туркменской нефтегазоносной области. ИзвАН ТССР, ФТХ и ГН №3, Ашгабад, 1978 (совместно с А.К.Курбанмуродовым, Н.Яхимовичем).

Л 2. Геотермическая характеристика Прибалханского района Западно-Туркменской впадины. Изв.АН.ТССР, ФЗТ и ГН, №4, Ашга-бад, 1978(совместно с Н.Назаровым).

13. Палеогеотермия красноцветной толщи Юго-западного Туркменистана. Изв. АН ТССР сер.ФТХ и ГН, №1, Ашгабад, 1979 (совместно с В.Ф.Борзасековым, А.Ишанкулиевым).

14. Размещение нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконден-сатных залежей Западно-Туркменской впадины в зависимости от гипсометрии и термобарических условий Тр. «ТуркменНИПИнефть», вып.20, Грозный, 1979 (совместно с Н.Хаджинуровым).

15. Оценка степени влияния параметров - критериев - на результаты распознавания продуктивности объектов. Там же (совместно с Х.Ханкулиевым, Т.Ниязмамедовым).

16. Геотермические условия плиоценовых отложений Западно-Туркменской впадины. Нефтегазовая геология и геофизика. ВНИИОЭНГ, №7, М., 1980 (совместно с М.Аширмамедовым, Н.Хаджинуровым).

17. Геотермические условия продуктивных нижнекрасноцветных горизонтов плиоценовых отложений Юго-Западной Туркмении. Тр. «ТуркменНИПИнефть», вып. 21, Грозный, 1980.

18. Термоглубинная зональность залежей нефти и газа в Юго-Западной Туркмении. Изв. АН ТССР, сер. ФТХ и ГН, №6, Ашгабад, 1981 (совместно с Н.Хаджинуровым, ЮСанчаровым).

19. К вопросу нефтегеологического районирования территории Западно-Туркменской впадины по данным геотермических исследований. Тезисы докладов совещания-семинара «Нефтегазогелогиче-ское районирование Южно-Каспийской впадины», Баку, 1982.

20. Результаты поисково-разведочных работ на глубинах более 4,5 км в мезо-кайнозойских отложениях Юго-Западной Туркмении и перспективы их дальнейшего развития. Тр. «ТуркменНИПИнефть». Вып.23, Грозный, 1983 (совместно с М.Аширмамедовым, А.Акмамедовым).

21. Термобарические условия глубокопогруженных плиоценовых отложений Юго-Западной Туркмении, там же (совместно с Н.Хаджинуровым).

22. Повышение надежности параметров подсчета запасов нефти и газа в Юго-Западной Туркмении. Тр. «ТуркменНИПИнефть», вып. 25,Грозный, 185 (совместно с А. Пашанаевым).

23. Геология нефтяных и газовых месторождений Юго-Западного Туркменистана. Изд. «Ылым», Ашгабад, 1985 (совместно с А.А.Али-заде, М.Аширмамедовым, Н.Хаджинуровым).

24. Перспективы развития работ на нефть и газ в южных районах Западного Туркменистана, тезисы докладов II съезда географического общества Туркменской ССР, Ашгабад, 1985.

25. Основные направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Юго-Западной Туркмении на XII пятилетку и на перспективу. Тр. «ТуркменНИПИнефть», вып.26, Грозный, 1987 (совместно с Н.Хаджинуровым, А.Акмамедовым, СМЛевицким).

26. Результаты многокритериальной оценки выбора очередности бурения на нефть и газ в Юго-Западной Туркмении. Сб.трудов МИНГ, Москва, 1988 (совместно с М.Аширмамедовым и другими).

27. Карта нефтегазогеологического районирования СССР (масштаб 1:2500000 на 20 листах) под редакцией ПА.Габриэлянца, изд. Мингео СССР, Москва, 1988 (совместно с Н.А. Крыловым, Д.С.Оруджевой, М.Аширмамедовым и др.).

28. Пути ускорения поисков и разведки мелких месторождений и повышения их эффективности в Гогерендаг-Экеремской зоне поднятий Изд. АН ТССР. сер-ФТХ и ГН, №2. Ашгабад, 1990 (совместно с С.МЛевицким).

29. Геологическое строение и геотермические условия Корпед-жинской группы структур в связи с дальнейшей перспективной на нефть и газ. Тр., юбилейной конференции ТуркменНИГРИ, Ашгабад, 1991.

30. Результаты региональных работ в Юго-Западной Туркмении и задачи их на 1991-1995 гг. Тр. ИГ и РГИ. М, 1992 (совместно с Н.Хаджинуровым и другими).

31. Критерии нефтегазовых работ в Юго-Западной Туркмении. Тезисы докладов научной конференции, посвященной памяти академика Азербайджанской ССР, А.А.Али-Заде. Баку, 1997 (совместно с З.И.Буниат-Заде).

32. Некоторые особенности распределения нефтегазовых залежей Юго-Западной Туркмении и характерные типы ловушек. Тезисы доклада международного совещания, Баку, 1997 г (совместно с З.И.Буниат-Заде).

03. Геологическое строение Корпеджинской группы структур в связи с дальнейшими перспективами разведки на нефть и газ. Нефть и газ Туркменистана НТЖ. Ашгабад, № 1, 1998 г.

34. Классификация запасов месторождений, перспектив и прогнозных ресурсов нефти и газа. Нефть и газ Туркменистана НТЖ Ашгабад №3,2000 г (совместно с М.Аширмамедовым).

35. Закономерности размещения плиоценовых залежей углеводородов в Западно-Туркменской впадине на основании термодинамического состояния залежей газа. Нефть и газ Туркменистана НТЖ. Ашгабад №6,2002г.

36. Опыт ускоренного освоения мелких месторождений нефти и газа в районах с высокой разведанностью недр (на примере Юго-Западного Туркменистана). Нефть и газ Туркменистана. НТЖ Ашга-бад, №2,2003г.

37. О дальнейшем повышении эффективности геологоразведочных работ на территории деятельности ГК «Туркменнефть». Нефть и газ Туркменистана. НТЖАшгабад,№2,2003г.

38. Термобарические исследования плиоценовых отложений восточного борта Южно-Каспийской мегавпадины и их роль для повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ. М., ООО «Геоинформцентр»,2003, 61с.

Подписано в печать 01.03.04. Формат 60x84/16 Печать офсетная. Печатных листов 2,4. Тираж 100 экз. Заказ № 3

Картолитография ВНИГНИ» 105118, Москва, ш. Энтузиастов, 36

¡И 4 2 3 6