Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Тепловой поток в областях нефтегазоносности

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Тепловой поток в областях нефтегазоносности"

=¿7. ~г зI

ГОСКОМ ГЕОЛОГИЯ РСФСР

ВСЕСОЮЗНЫЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ

На правах рукописи

СЕРГИЕНКО Сергей Иванович

УДК 550.863:553.96

ТЕПЛОВОЙ ПОТОК В ОБЛАСТЯХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург, 1992

Рооота выполнена в ордена Трудового Красного Знамени Институте геологии и разработки горючих ископаемых МНП и ЛН СССР.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук В.В. Грибков; доктор геолого-минералогических наук, профессор H.A. Еременко; доктор геолого-минералогических наук, профессор Б.А. Яковлев

Ведущее предприятие: Институт геологии и геохимии горючих ископаемых АН УССР

Защита состоится

" № " tMMf/TWt* 1992 г.

в /У часов на заседании Специализированного совета Д 071.02.01 при Всесоюзном ордена Трудового Красного Знамени нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104 Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института,

Отзывы на автореферат в 2-х экземплярах, заверенные печатью организации, просьба направлять ученому секретарю Совета.

Автореферат разослан " " _ 1992 г.

Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук

А.К. Дерте!

! £ / г.-а I

\

■ ,л ВВЕДЕНИЕ

д.1сс~ртаций

Актуальность проблемы исследования теплового поля нефтегазо-осных провинций заключается в том, что на всех этапах истории ефти как минерального образования земной коры, начиная с момен-а мобилизации рассеянного органического вещества л породах плоть до техногенных изменений нефтей на стадии разработки мес-оровдений, тепловое поле разнородных тектонических структур про-вляет себя как активный геолого-физический фактор. Развитие тео-етическнх и методических основ геотермии за последние десятиле-ия позволило получить большое количество данных о параметрах валового поля нефтегазоносных провинций и их тепловом режиме, зучение теплового режима нефтегазоносных провинций и конкретных естороддений углеводородов (УВ) способствует совершенствованию еоретических .представлений о механизме преобразования рассеян-ого органического вещества пород (РОВ) и практически влияет на рогнозную оценку нефтегазоноснооти районов.

Цель работы - установление пространственно-временных з'аконо-еряостей и механизма формирования теплового поля в разрезе оса-очного чехла нефтегазоносных провинций и разработка на этой ос-:ове методов качественной оценки перспектив нефтегазоноснооти недр.

Для достижения поставленных целей решались следующие задачи:

1) обобщение и систематизация обширного экспериментального [атэриала и результатов теоретических исследований по геотермии;

2) определение теплового потока в нефтегазоносных провинциях, ислючающее экспериментальное исследование теплофизнческнх свойств ■орных пород в воздушно-сухом и водонасыщонном состояниях;

• 3) выявление региональных закономерностей распределения теп-ювого потока в нефтегазоносных провинциях и установление основных ¡вязей теплового поля с размещением залежей нефти и газа;

4) обобщение данных о тепловом потоке на нефтяных, газовых и 'азоковденсатных месторождениях континентов, установление аномаль-¡ости величин теплового потока над ними ж анализ обнаруженных 1Номалий;

5) разработка методов оценки перспектив нефтегазоноснооти 'ерриторий и методов раздельного.прогноза нефтегазоноснооти раз->езов осадочного чехла по результатам геотермических исследований.

Научная новизна. Установлены общие закономерности и причины юкальных особенностей распределения теплового потока на нефтя-

ных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Выявлен положительный геотермический эффект нефтегазоносности, заключающийся в повышении плотности кондуктивного теплового потока над залежами УВ,и обнаружена корреляция интенсивности этого эффекта с возрастом консолидации земной коры. Обнаружены тесная взаимосвязь и совместное участие эндогенных и экзогенных термических процессов в реализации нефтегазоносного потенциала. Разработан и обоснован комплекс геотермических методов качественной оценки нефтегазоносности недр. Методы позволяют идентифицировать термоаномалии связанные со структурно-теплофизическими неоднородностями и конвективным выносом тепла флюидами, установить величину аномалий, обусловленных нефтегазоносностью недр. Доказана возможность использования геотермических показателей при решении проблем формирования и разрушения скоплений нефти и газа, а также установлена связь теплового поля с пространственным размещением УВ в недрах.

В соответствии с полученными результатами в качестве предмета защиты выдвигаются следующие положения:

1. Тепловой поток, как основной параметр теплового поля Земли, является эффективным индикатором термической эволюции нефтегазоносных бассейнов и позволяет обнаружить геотермальные эффекты, обусловленные нефтегазоносностью недр.

2. Геотермические аномалии в нефтегазоносных провинциях формируются под влиянием тепловой энергии, генерируемой как в низах земной коры и в верхней мантии, так и в осадочной толще.

3. Разработан комплекс геотермических показателей, используемых в качестве критериев при прогнозной оценке земель на нефть и газ, основанный на факте существования над залежами УВ локальных термоаномалий и их анализе и включающий оценку условий формирования и сохранения скоплений УВ в верхних зонах земной коры.

Практическая ценность работы. Использование материалов о параметрах теплового поля позволило подойти к решению вопроса об энергетике процессов нефтегазообразования, а также выявить особенности развития термальных событий в пределах Волго-Уральской, Тимано-Печорской, Западно-Сибирской и Северо-Кавказской нефтегазоносных провинций. Закономерности, установленные в процессе изучения теплового поля этих регионов, способствуют более обоснованному построению схем формирования углеводородных скоплений и уточнению прогноза нефте- и газоносности недр. Разработанные геотермические методы качественной оценки перспектив нефтегазоносности

недр используются в практике поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Теоретические аспекты работы нашли отражение в "Справочнике по геологии нефти и газа" (1984), а геотермические материалы, представленные автором по отдельным нефтегазоносным регионам, вошли составными частями в Геотермическую карту СССР (1972), а также в Карту теплового потока территории СССР и сопредельных районов и Карту глубинных температур территории СССГ и сопредельных районов (1980).

Исходные материалы. В основу работы положены результаты, подученные автором в процессе многолетних исследовании геотермального режима нефтегазоносных провинций.

Выводы автора опираются на экспериментальный материал определений геотермических параметров и исследований на лабораторных установках теплофизических свойств горных пород, слагающих геологические разрезы Волго-Уральской, Тимано-Лечорской, Западио-Сибир-зкой и Северо-Кавказской нефтегазоносных провинций. Подавляющая засть экспериментальных определений теплового потока на этих территориях выполнена автором, либо при его непосредственном участии. Фактический материал определений обработан по стандартной методике геотермических расчетов, а результаты нетрадиционных методов доследования этого параметра, полученные другими исследователями, тривлекались как вспомогательные.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на Международном симпозиуме социалистических стран "Геотермические исследования и использование термальных вод в народном юзяйстве" (Сухуми, 1985), на 1У, У и У1 Всесоюзных семинарах 'Эволюция нефтегазообразования в истории Земли" (Москва, 1984), 'Нефтегазообразование на больших глубинах" (Ивано-Франковск, 1986), 'Теоретические, природные и экспериментальные модели нефтегазообразования и их использование в прогнозе нефтегазоносности" (Ленинград, 1989), на П Всесоюзном геотермическом совещании (.Иосква, [964), на Всесоюзном совещании "Геотермические исследования в Зредней Азии и Казахстане" (Ашхабад, 1983), на Всесоюзном сове-цании "Состояние методики и аппаратуры для геотермических иссле-юваний" (Свердловск, 1980), на Республиканских совещаниях "Про-!СХоадение нефти и газа и закономерности образования и размещения 1ефтегазовых залежей" (Львов, 1977, 1961, 1383).

Публикации. По теме диссертации опубликовано СЬ ра ".->-■, в

том числе 4 монографии, три йз которых коллективные.

Структура работы. Реферируемая работа состоит из введения, 4-х глав и заключения. Объем работы 420 стр., в том числе текста 297, иллюстраций 53, таблиц 31, список литературы 386 наименований

В процессе работы автор пользовался советами Е.А.Барс, Н.П. Гречишникова, Н.А.Еременко, В.И.Кононова, В.А.Кротовой, А.И.Лета-вина, Ф.А.Макаренко, Г^Е.Малофеева, В.Н.Матвиенко, И.М.Михайлова, С.Г.Неручева, В.Г.Осадчего, Б.Г.Поляка, Я.Б.Смирнова, В.АЛахмах-чева. Всем этим лицам автор выраяает глубокую благодарность.

ГЛАВА I. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

ТЕПЛОВОГО ПОТОКА

Охарактеризовано современное состояние изученности земного теплового потока, являющегося основным геофизическим параметром, в котором выражены потери глубинной тепловой энергии нашей планетой. Распределение теплового потока в различных тектонических структурах континентов изучали и оценивали многие исследователи. Большой вклад в изучение этой проблемы внесли коллективы ряда академических и отраслевых институтов (Геологический.институт АН СССР, Институт физики Земли АН СССР, Институт геофизики АН УСС Институт геологии и геофизики СО АН СССР, Институт .геофизики и геохимии АН БССР, Институт геологии АН АзССР, Институт физики Земли и атмосферы АН ТССР, Грозненский нефтяной институт и другие организации). Сводки исследований теплового потока в зарубежных странах опубликованы Дж.Симмонсом, К.Хораи, Ф.Роем, С.Уедой, Т.Ватанабе, ВЛермаком и др.

Работы по изучению теплового потока позволили накопить данные не только для оценки среднемировых удельных потерь тепла, но и для оценки его потерь через поверхность континентов и дно океанов. Величина среднемировых удельных тепловых потерь составляет ?,0 мккад/см^с. Средние потери тепла через поверхность континентов достигают 1,4 мккал/см^с, а через поверхность океанического лоха - 2,4 ыккал/см2с (Смирнов, 1982; Склейтер, 1982).

К середине 1960-х годов Б.Г.Поляком и Я.Б.Смирновым были сформулированы принципы подхода к изучению связи теплового потока в возраста тектоно-магматической активности для структур континентов. Плотность кондуктивного теплового потока характеризуется закономерными региональными вариациями, согласующимися с возрастом тектоно-ыалиатической активности, и убывает по мере ее удрев-

гения. Характерные значения теплового потока были установлены для областей докембрийской, каледонской, герцинекой, мезозойской, а также кайнозойской складчатости и активизированных в это время участков древних структур.

Руководствуясь установленными значениями теплового потока в различных тектонических областях континентов и сопоставив их с толем тепловых потоков в нефтегазоносных бассейнах, можно установить действительные отличия последних от прочих территорий.

Исследования теплового поля в областях нефтегазоносности основываются на анализе энергетики геологических процессов в конкретных геолого-тектонических зонах, к которым они приурочены. Анализ составляющих энергетического баланса Земли в целом предпринимался П.Н.Кропоткиным (1948), Е.А.Любимовой (1968), Б.Г.Поляком и др. (1972), Я.Б.Смирновым (1980) и показал, что вся энергия независимых источников в Земле (нагревание при аккреции, гравитационная дифференциация, приливное трение в твердой Земле и распад радиоактивных элементов) первоначально трансформируется з тепловую. Величина суммарного ввделения этой энергии в Земле за всю ее геологическую историю оценивается в 4*10 эрг. Глобальный расход энергии при различных геологических, геофизических и геохимических процессах примерно в 10-20 раз меньше кондуктивного теплового потока. Этот вывод обоснован во многих работах отечественных и зарубежных исследователей. Энергетика геологических процессов является, очевидно, вторичной, производной от кондуктив-яого теплового потока. По Дж.Склейтеру (1981) и Я.Б.Смирнову (1982), доля энергии, затрачиваемой на тектонические процессы, оказывается в 200-400 раз меньше, чем потери тепла через поверхность планеты.

Особенности локализации энергии в тектонических областях, к которым приурочены нефтегазоносные провинции, заключаются в следующем. В тектонически стабильных областях с дорифейским и палеозойским возрастом складчатости тепловой поток изменяется от 0,9 цо 1,3 мккал/см'&и практически составляет всю энергию,в них теряемую. В областях альпийской складчатости выделяются три зоны, характеризующиеся различными средними величинами теплового потока: эвгеосинклинали - 2,20 мккал/см^с; миогеосинклинали - 1,75 мккал/ см^с; краевые прогибы и межгорныешадины - 0,95 мккал/см^с. Суммарный конвективный вынос тепла в альпийских эвгеосинклинальных зонах не превышает 0,1-0,2 мккад/см^с и значительно уменьшается

в миогеосинклинальных зонах, краевых прогибах .и межгорных впадина: До сравнения с тепловым потоком, Ко Г.П.Горшкову, сейсмическая энергия составляет менее 1% и в общей энергетике альпийских зон имеет подчиненное значение.

Анализ энергетики геосинклинального процесса (Смирнов, 1972; Гордиенко, 1975; Кутас, 1978) приводит к выводу о том, что потери и необратимое поглощение энергии в тектонически активных поясах континентов в удельном выражении в 2,5 раза выше, чем среднее для Земли или для тектонически стабильных зон. В таких поясах действует механизм, концентрирующий большое, но ограниченное количество энергии и отдающий ее на осуществление активного тектонического процесса. Средняя продолжительность активного цикла оценивается в 2-10® лет. Тепловой поток после завершения активного цикла долгое время не приходит к фоновому значению, что объясняется инерционностью тепловых процессов в недрах планеты. Максимальное повышение температур и тепловых потоков приходится на заключительный этап развития геосинклинали. Аномалии теплового потока имеют нестационарный характер и связаны с глубинными процессами, нарушающими тепловое и динамическое равновесие земной коры и верхней мантии.

Из анализа закономерностей распределения теплового потока и представлений о его природе следует, что термический режим верхних зон земной коры контролируется, главным образом, процессами конвекции в термальной астеносфере, глубина залегания которой зависит от возраста тектонических провинций и генерации тепла в литосфере за счет распада долгоживущих изотопов.

Величина радиогенной генерации тепла определяется концентрацией радиоактивных элементов в геосферах. Модели распределения радиогенного тепла в земной коре можно свести к следующим типам: I) слоистая, с постоянной генерацией тепла в каждой слое, 2а) слоистая, с линейным убыванием тепла в кавдом слое, 2б) слоистая, с непрерывным убыванием тепла по экспоненциальному закону. Вклад радиогенного тепла в общий тепловой баланс литосферы континентов оценивается в среднем в 0,5 мккал/см2с (Нааск, 1983).

По результатам исследований А.А.Смыслова, А.Б.Ронова, A.A. Мигдисова, А.А.Ярошевского и др. представлены сводные данные о радиологической характеристике осадочного чехла Восточно-Европейской, Скифско-Туранской и Западно-Сибирской плит, а также альпийских прогибов Предкавказья. Для указанных территорий нами оценена

оля генерации тепловой энергии в осадочном чехле за счет распа-а радиоэлементов. Для шит она составляет 4-6$ от величины изме-енных потоков тепла. В альпийских прогибах вклад радиогенной енерации тепла в осадочном чехле в общий тепловой поток может остигать 12-20%. Следовательно, для нефтегазоносных провинций, риуроченных к платформенным территориям, до 90-95$ энергии, ыраженной в суммарном потоке тепла, поступает в осадочный чехол з консолидированной коры и верхней мантии.

Экспериментальной- основой определения теплового потока явля-тся высокоточные измерения температуры в скважинах и лабораторию определения теплофизических свойств горных пород. Измерения змпературы для определения геотермического градиента проводятся осле установления теплового равновесия в массиве горных пород, арушенного процессом бурения. Время восстановления в скважине зтественного распределения температуры в большинстве случаев оставляет 8-15 сут. Теплопроводность горных пород измеряется с эгрешностыо от 2 до 10%.

Существенный вклад в изучение теплофизических свойств горных эрод нефтегазоносных провинций СССР внесен работами П.П.Атрощен-э, Т.Аширова, Г.В.Богомолова, С.П.Власовой, Д.И;Дьяконова, Ш.Ф. зхтиева, Г.М.Сухарева, Ю.К.Таранухи, Л.А.Цибули, Б.А.Яковлева и р. Для уточнения представлений о термическом режиме нефтегазо-эсных территорий на лабораторных установках, созданных автором эвместно с Г.Е.Малофеевым, изучены теплофизические свойства пород ¡адочного чехла и фундамента Волго-Уральской, Тимано-Печорской, шадно-Сибирской и Предкавказской провинций. Использовались две i модификаций нестационарного метода измерений, которые называ-?ся соответственно методом регулярного режима первого рода и >тодом двух температурно-временных точек. Определялись темпера-фопроводность, теплоемкость и теплопроводность горных пород.

В пределах Волго-Уральской провинции исследовано более 200 >разцов керна, которым охарактеризованы отложения пермской, ка-(нноугольной и девонской систем, а также единичные образцы крис-1ллических пород. К анализу привлечены материалы теплофизических ¡следований, выполненных Д.И.Дьяконовым и Б.А.Яковлевым. Наиболь-гми коэффициентами теплопроводности (до 9-I0"3 кал/см.с.°С) обдают алевролиты и песчаники с включениями пирита, а наименьшими ;о 4,6-10 кал/см.с.°С) глины и аргиллиты пермского возраста, плопроводность пород изменяется в зависимости от литологии и

определяется их геологическим возрастом, увеличиваясь в однотипных диалогических разностях со стратиграфической глубиной.

Теплофизические свойства пород изменяются по латерали: в центральной части провинции однотипные и одновозрастные породы обладают более высокой теплопроводностью, чем в южной.

В пределах Тимано-Печорской провинции-определены теплофизические свойства около 150 образцов пород, при этом учтены результаты измерений, проведенных Г.П.Волобуевым. Высокой оказалась теплопроводность песчаников и алевролитов ордовикского и силурийского возраста - (5-8)-Ю-3 кал/см.с.°С. В отложениях эйфельско-турнейскбго возраста выделены по литолого-теплофизическим особенностям разреза две зоны, отвечающие Ижма-Печорской и Верхне-Печор-ской впадинам. Более высокой теплопроводностью характеризуются отложения восточной фациальной зоны. В карбонатной формации визей-ско-артинских отложений теплопроводность изменяется от 5,8-Ю-^ до 8,4'Ю-^ кал/см.с.°С и лишь в мергелях снижается до 3,6-Ю-3 кал/см.с.°С. Теплопроводность терригенных пермских отложений сравнительно однородна, при вариациях от 3,8-10 до 5,2-10~3 кал/см. с.°С.

Теплофизические свойства образцов Западно-Сибирской провинцш определялись в воздушно-сухом и водонасыщенном состоянии, поскольку помимо водо- и нефтеносных пластов в осадочном чехле установлены мощные газоносные горизонты. Всего исследовано более 200 образцов горных пород, а также использованы данные У.И.Моисеенко и А.Д.Дучкова. Разброс значений теплопроводности воздушно-сухих образцов составляет (2,3-6,3)-Ю-3 кал/см.с.°С. Максимальными ее значениями характеризуются плотные кварцевые песчаники и известняки, а минимальными - глины. Установлена зависимость между плотностью воздушно-сухих аргиллитов мелового возраста и теплопроводностью, которая выражается линейной функцией Л = Кр + Ь , где К = 2,05 и 6=1,II. Менее четко устанавливается влияние плотности на теплопроводность других типов пород, что указывает на существенную роль минералогического состава в процессах кондук-тивной теплопередачи. Оценка влияния влажности на теплопроводность горных пород показала, что увеличение теплопроводности за счет водонасыщзния достигает 30$. Составлены сводные геолого-теп-лофизические разрезы по районам Сургутского, Нижневартовского и Александровского сводов, которые служат основой для различных геотермических построений и могут использоваться при проектировании

термических способов воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи.

В Предкавказской провинции теплофизические свойства пород, помимо автора, изучались Г.М.Сухаревым, С.П.Власовой, Ю.К.Тара-нухой, А.С.Джамалбвой, И.Г.Киссиным и др. Исследовано более 1000 образцов и получены данные о теплофизических свойствах разреза Западного, Центрального и Восточного Предкавказья. В результате установлена дифференциация теплопроводности пород по стратиграфическому разрезу. Терригенные плиоценовые, верхне- и сред-немиоценовые отложения характеризуются теплопроводностью от 2,8-Ю-3 до 5,6*10~3 кал/см.с.°С, причем пониженными-значениями обладают глинистые породы. Стабильна теплопроводность глинистой серии нижнемиоценово-олигоценового возраста (майкопская серия). Здесь величина теплопроводности составляет (3,18-3,30)»10 кал/ см.с.°С. Только в районах Ставропольского свода и Невинномысского вала в низах разреза свиты, за счет увеличения пёсчанистости, теплопроводность возрастает до (3,6-4,5)•Ю-3 кал/см.с.°С. Вниз по разрезу теплопроводность увеличивается, составляя (6,0-6,5)» 10 кал/см.с.°С в известняках меловых отложений и (6-7)«Ю-3 кал/ см.с.°С в сланцах юрского возраста.

Выполненные теплофизические исследования горных пород характеризуют литологические разрезы осадочного чехла нефтегазоносных провинций с различным возрастом консолидации.земной коры. Получены данные для пород разного возраста от докембрия до неогена,. относящиеся к формациям разного типа - платформенным и геосинклинальным. Итоговые результаты могут быть использованы для выделения в разрезе осадочного чехла пород-коллекторов и пород-покрышек. Величины теплопроводности нефтегазоупорных глинистых пород в 1,5-2 раза ниже, чем в нефтегазоносных песчаных коллекторах или в трещиноватых карбонатных пластах. В частности, материалы теплофизики и термометрии были с успехом применены для выделения в разрезе юго-восточных районов Западной Сибири битуминозных аргил-литовых пород баненовской свиты, которые по данным электрометрии практически не отличаются от вмещающих толщ.

Метод измерения теплового потока (4 ), использованный в работе, основан на измерении в одном и том же интервале разреза скважины геотермического градиента (дгас! т) и теплопроводности пород ( Я ). В результате, тепловой поток определялся как произведение с), = Д • уга<£ Т . при построениях и геолого-геофизической

интерпретации использованы наблюденные значения теплового потока, а обобщения и анализ выполнены по однородным геолого-тектоническим структурам. Теоретическая база исследований теплового потока, изложенная в работе, послужила фундаментом при обобщениях и интерпретации фактического материала по конкретным нефтегазоносным провинциям и на ее основе выполнен анализ особенностей распределения параметров теплового поля в земной коре нефтегазоносных районов. Результаты теплофизических исследований положены в основу расчетов теплового потока в пределах нефтегазоносных территорий, что позволяет установить и количественно оценить величину термоаномалий на месторождениях УВ.

ГЛАВА П. ТЕПЛОВОЙ ПОТОК НА НЕФТЯНЫХ, ТАЗОВЫХ И ГА30К0ЦЦЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОНТИНЕНТОВ

Проблеме изучения теплового поля нефтегазоносных территорий посвящено большое количество исследований как в СССР, так и за рубежом (Афанасьевидр., 1973; Беляков, 1949; Богомолов и др., 1972; Дьяконов, 1958; Ерофеев, 1970; Каланко, 1977; Макаренко и др., 1972; Осадчий и др., 1976; Сухарев и др., 1969; Хребтов, 1959; Чекалюк и др., 1974; Яковлев, 1979; Klemme •, 1972,1975; Majorowicz, Jessop , 1981 и многие другие). Однако в них практически отсутствует анализ распределения теплового потока. Это объясняется относительно слабой изученностью теплового потока на месторождениях УВ и спорадичностью его измерений в пределах нефтегазоносных провинций Мира, что не позволяет по результатам одиночных наблюдений придти к однозначным выводам.

Предпринята попытка восполнить этот пробел и с этой целью разработана методика обобщения и анализа определений теплового потока на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях континентов. Рассмотрены результаты исследований теплового потока, которые освещают закономерности его распределения в нефтегазоносных провинциях, приуроченных к областям разновозрастной складчатости и особенности его изменения в осадочном чехле нефтегазоносных территорий, на основе чего выводятся заключения об энергетике процессов нефте- и газообразования. Влияние нефтегазо-носности на тепловой режим верхней части земной коры в областях пефтегазонакопления оценено путем исследования теплового режима непродуктивных и нефтегазоносных структур. Цель исследования -

выявление в этом параметре той его составляющей, которая соответствует энергетическим процессам генерации УВ из РОВ и геотермических эффектов, сопровождающих формирование залежей нефти и газа. Информация об энергетических эффектах, связанных с генерацией УВ, может быть получена путем поинтервального анализа теплового потока, проходящего.через толщи нефтегазоматеринских пород.

К настоящему времени на нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождениях континентов выполнено более 600 измерений теплового потока, которые использованы при обобщениях и анализе. Подавляющее число измерений теплового потока на континентальных плитах приурочены к положительным структурам. Искажения теплового поля, вызванные структурным фактором, в равной мере характерны для продуктивных и непродуктивных структур. Поэтому сопоставление величин теплового потока на месторождениях УВ с данными его мировых распределений в основных тектонических зонах континентов (Поляк, Смирнов, 1968) позволяет обнаружить и оценить геотермический эффект нефтегазоносности.

Основная масса определений теплового потока выполнена на нефтегазовых месторождениях Европы, Азии и Америки, а по остальным тёрриториям сведения ограничены. При составлении однородных выборочных множеств значений теплового потока использована в качестве критерия наиболёе общая геологическая характеристика - возраст тектогенеза. Дифференциация данных о тепловом' потоке на продуктивных структурах по этому принципу позволяет охарактеризовать месторовдения УВ, приуроченные к областям дорифейской, палеозойской, мезозойской и кайнозойской складчатости.

В областях дорифейской складчатости на нефтегазоносных структурах выполнено 158 определений теплового потока, который варьирует от 0,74 до 1,83 мккал/см^с. Арифметическое среднее распределения составляет 1,14*0,02 мккад/см^ с при стандартном отклонении 0,20. Выборки для нефтяных и отдельно для газовых месторождений отличаются от общей совокупности. Для нефтяных месторождений концентрация величин теплового потока происходит в интервале от 0,90 до 1,20 мккал/см^с при арифметическом среднем распределения 1,11*0,02 мккал/см2с и стандартном отклонении 0,16. Для газовых и газоконденсатных месторождений арифметическое среднее выше, чем в общей совокупности и составляет 1,18*0,04 мккал/ см^с, а величина стандартного отклонения равна 0,21. Газы месторождений, принятых во внимание в анализируемых выборках, принад-

лежат термокаталитической зоне газообразования (Высоцкий, Оленин, 1964 и др.).

В областях палеозойской складчатости на нефтегазовых месторождениях выполнено 130 определений-теплового потока. Из всех фаз палеозойского тектогенеза наиболеё охарактеризована герцинская эпоха складчатости. Минимальное и максимальное значения в этой

о

.выборке составляют соответственно 0,80 и 1,74 мккал/см с. Арифметическое вреднее равно 1,42-0,02 мккал/см^с. при стандартном отк-•лонении 0,19. На нефтяных месторождениях среднее значение теплового потока ниже, чем для общей совокупности и составляет 1,38* 0,02 мккал/см^ с при стандартном отклонении 0,15. На газовых и ' газоконденаатных месторождениях величина арифметического среднего составляет 1,44*0',02 мккал/см^ с при стандартном отклонении 0,17. Цдесь газы также принадлежат к термокаталитической зоне (Чахмах-чев, Виноградова, 1980).

К областям мезозойской складчатости отнесены Каневско-Бере-занская зона поднятий - структура в теле герцинской Скифской плиты, и активизированная в мезозое зона Северо-Американской платформы в районе Западно-Канадского осадочного бассейна (бассейн Прерий). Каневско-Березанская зона поднятий по результатам геологических исследований (Хаин, Славин, 1971) и по'геотермическим данным. (Кутас, Смирнов, 1974) рассматривается как область древнеким-мерийской складчатости. В бассейне Прерий средняя величина теплового потока составляет 1,77 мккал/см с ( Majorowicx, Jessop ,1981), в то время как для Северо-Американской платформы она составляет -■ 0,96 MKtaVcM^c ( Jessop, Lewis , 1978). На основании результатов измерений теплового потока, сопоставленных с кривой, отражающей связь между его величинами и возрастом тектонических структур (Поляк, Смирнов, 1968), бассейн Прерий отнесен к активизированному в мезозое участку древней платформы.

Всего в указанных районах выполнено 28 измерений теплового потока, из них 8 на нефтяных месторождениях, а остальные на газовых и газоконденсатных. Среднее значение теплового потока на нефтяных месторождениях равно 1,59 мккал/см^с, а на газовых 1,67* 0,06 мккал/см^с. В связи с ограниченностью числа определений, полученные средние значения являются условными.

В области кайнозойской складчатости на нефтегазовых месторождениях предгорных прогибов,и межгорных впадин установлено 181 значение теплового потока. Подавляющее число определений выполнено

на нефтеносных структурах, и среднее значение в этой частной выборке совпадает со средним для всей совокупности, составляя 1,13* 0,02 мккал/см^с при стандартном отклонении 0,26. На газовых месторождениях Внешней зоны Предкарпатского прогиба арифметическое среднее составляет I,02 мккал/см^с, т.е. меньше, чем для нефтеносных структур. Здесь газы относятся к верхней зоне газообразования, и пониженные величины теплового потока имеют принципиальное значение для понимания энергетики'процессов нефтегазогенерации.

В обрамлениях горно-складчатых сооружений миогеосинклинальных зон, по данным 22 определений, величины теплового потока изменяются от 1,42 до 2,29 мккал/см с, а среднее'составляет 1,71* 0,05 мккал/см2с при. стандартном отклонении 0,26. Мировое среднее значение теплового потока для рассматриваемой зоны выше, чем для месторождений УВ, к ней приуроченных.

В зонах кайнозойского вулканизма (Закарпатский прогиб, Большая Венгерская впадина, Камбейский бассейн и др.) по данным 55 значений теплового потока на нефтегазовых месторождениях среднее составляет 1,98*0,05 мккал/см^с при стандартном отклонении 0,39, что также ниже мирового среднего, характерного для этой зоны.

Тепловой поток на нефтегазовых месторождениях, расположенных в зонах грязевого вулканизма'(Западно-Туркменская и Куринская впадины), варьирует от 0,91 до 2,23'мккал/см2 с при среднем значении 1,52*0,04 мккал/см с и стандартном отклонении 0,29.

Результаты проведенных обобщений показали, что присутствие в пластах УВ приводит к повышению плотности теплового потока прак-ически независимо от возраста складчатости зон нефтегазоносности. Только в областях, сопряженных с обрамлениями кайнозойских горно-зкладчатых сооружений и в зонах кайнозойского вулканизма средние значения теплового потока на 2,5-10% выше, чем в расположенных здесь нефтегазоносных структурах. Итоги статистического анализа триведены в табл.1 и по ним можно сделать ряд заключений.

Сопоставление значений теплового потока в областях, к которым приурочены месторождения УВ, с его мировыми средними значе-1иями по конкретным геолого-тектоническим областям обнаруживает юложительный геотермический эффект нефтегазоносности. Этот эффект !е постоянен и происходит его однонаправленное и непрерывное уве-шчение от древних структур к молодым альпийским прогибам. Так, 1а нефтегазоносных структурах дорифейских плит величина превыше-

ния теплового потока над его -мировым средним составляет 10$. На герцинских плитах геотермический эффект нефтегазоносности достигает 14,5/? и в нефтеносных структурах областей мезозойской складчатости возрастает до 15,5$. Равная величина превышения отмечена в альпийских прогибах. В зонах кайнозойского вулканизма и обрамлений горно-складчатых сооружений нефтегазоносные структуры спорадичны, и их тепловое поле контролируется фоновым тепловым потокок

Полученный аналитический материал (табл.1) позволяет рассмотреть изменения теплового потока по отношению к мировому среднему для тектонических областей раздельно по нефтеносным и газоносным структурам. Общая тенденция нарастания величины геотермического эффекта, обусловленного процессами генерации УВ и формирования их залежей, прослеживающаяся от древних к более молодым структурам, сохраняется в обеих выборках. Однако для нефтеносных структур этот эффект в 1,5-2 раза ниже, чем для газоносных. Эти различия в величинах геотермического эффекта приводят к контрастам в распределении температур и геотермических градиентов, что дает основание для использования геотермических показателей при прогнозной оценке земель раздельно на нефть и газ.

Данные табл.1 дают возможность проследить за изменением во времени геотермического эффекта, обусловленного нефтегазоносностью недр, т.е. оценить изменения величин геотермических аномалий в зависимости от возраста складчатости территорий, к которым приурочены нефтегазоносные структуры. Материалы, на основе которых оцени валось изменение во времени геотермических аномалий над залежами . УВ, приведены на рис.1. Здесь на графике по оси ординат в процентах отложены величины изменения теплового потока над нефтегазоносными структурами ( ) по отношению к мировым средним ( Ц ), характеризующим конкретные области складчатости, а по оси абсцисс возраст складчатости территорий, к которым приурочены нефтегазоносные структуры.

Кривая 1-1 на рис Л, отражающая изменение теплового потока над нефтегазоносными структурами, имеет три ветви, причем до своего слияния они характеризуют его дифференциацию в областях кайнозойской складчатости. Две нижние ветви этой кривой выражают изменение теплового потока над нефтяными структурами, приуроченными к обрамлениям горно-складчатых сооружений и зонам кайнозойского вулканизма. Здесь величины теплового потока на нефтяных месторождениях оказываются ниже характерных для тектонических зон, к ко-

Таблица I

Распределение теплового потока на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях континентов -

Тектонические области, к которым приурочены месторождения нефти, газа и газоконденсата. Число наблюдений Значения теплового потока , мкхал/см2с 1Ьменение теплового потока по отношению к мировому среднему, в 3

/»¿л. - А ах. • 6 • Ч" мировое среднее общая совокупность нефтяные месторождения газовые и газоконденсатных ыесторож-. дения

Области докеыбрнйсхой

складчатости (плиты) 153 0,74 1,33 1,14 0,20 ' Х,П 1,18 1,04 + 9,6 + 6,7 + 13,4

Области палеозойской

складчатости (плиты) 130 1,00 1,74 1.42 0,19 1,38 1,44 1.24 + 14,5 + 11,3 + 16,1

Области мезозойской склад-

чатости и активизированные

в мезозое (плиты) 23 1,40 1,96- 1,64 0,16 1,59 1,67 1.42 + 15,5 + 12,0 + 17,6

Области кайнозойской

складчатости и активизи-

рованные в кайнозое:

Предгорные лрогибч и

моторные впадины 181 0,53 1,94 1,13 0,26 1,13 1,02- 0,93 + 15,5 ♦ 15,5 + 4,0

Обраиленил горно-складча-

тых сооружений 22 1,42 2,29 1,71 - 1,67 - 1,75 - 2,5 - ?,5 _

Зоны грязевого вулканизма 61 0,91 2,23 1.52 0,29 1,52 - - _ _

Зоны кайнозойского вулка-

низыа 55 1.12 2,37 1,93 0,39 1.93 2,02 2,20 - 10,0 - 10,0 • - 8,2

Значение теплового потеха: С}. - » сумме на месторождениях УВ, на нефтяных месторождениях, ^ - на газовых и гооконденсатных

месторождениях; 6* ■ - стандартное отклонение.

ИЗМЕНЕНИЕ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА НАД НЕФТЕГАЗОНОСНЫМИ СТРУКТУРАМИ

V

1612-а

4

-а —12 -1Б

п

1"1 -НЕФТЕНОСНЫЕ СТРУКТУРЫ: М- ГАЗОНОСНЫЕ СТРУКТУРЫ .

10 юо юоо 1. ЮВЛЕТ

V Рз X э т р с 1) ы А

I' 4 О

торым они приурочены. И это понятно, поскольку в этих областях происходит крупномасштабное перераспределение глубинной энергии и ее активный вынос к поверхности, ,3а счет активного проявления в подобных зонах тектоно-магматических процессов, нефтяные скопления в них спорадичны и ассоциированы с наименее термически напряженными районами, удаленными от очагов магматизма. Верхняя ветвь кривой 1-1 показывает непрерывное убывание величины аномалий теплового потока во времени, т.е. их зависимость от возраста стабилизации зон, к которым приурочены нефтегазоносные структуры.

Для газоносных структур характер изменений теплового потока отражает кривая П-П на рис.1. Повсеместно над газоносными структурами, в сравнении с нефтеносными, величина аномалий оказывается большей. Анализ выборок теплового потока над газоносными структурами по конкретным тектоническим зонам показывает, что в областях разновозрастной складчатости, где газы относятся к термокаталитической зоне их образования, над их месторождениями происходит закономерный и непрерывный рост величины превышения теплового потока по отношению к мировому среднему в таких областях с уменьшением возраста тектонической стабилизации. В области кайнозойской складчатости обнаружены иные закономерности в распределении теплового потока. При их анализе учтены материалы о неоднородности теплового поля этой тектонической зоны, что нашло отражение в дифференциации ее тектонических структур (рис.1). Для газовых месторождений, сопряженных с верхней зоной газообразования (Внешняя зона Предкарпат-ского прогиба, Ставропольский свод и Невинномысский вал) средняя величина теплового потока оказалась ниже характерного для тектонических зон, к которым они приурочены. Эти особенности энергетики верхней зоны газообразования отражены в виде нисходящих ветвей П-П на рис.1.

В результате установлено, что энергетика процессов образования газовых и газоконденсатных скоплений УВ в термокаталитической зоне резко отличается от энергетики образования их скоплений в биогенной зоне и верхней зоне газоконденсатных систем. Процессы нефтегазообразования, происходящие в высокотемпературной термокаталитической зоне, сопровождаются экзотермическими эффектами, которые находят отражение в тепловом поле и приводят к формированию положительных аномалий на региональном фоне. Процессы газообразования в биогенной зоне и верхней зоне газоконденсатных систем практически не влияют на тепловое поле тектонических структур.

Другая сторона поставленной проблемы исследования теплового потока заключается в выявлении з нем той его составляющей, которая соответствует процессам генерации УВ из РОВ. Предполагается (Халинко, 1977), что геохимические процессы, развивающиеся в стадию диагенеза осадков, вместе с которыми трансформируется органическое вещество, являются эндотермическими. По Н.А.Еременко (1983), до момента первичной миграции УВ возможный расход энергии, связанный с преобразованием РОВ, направлен на преодоление энергети-. ческого порога для самопроизвольных реакций, разрыв сорбционных связей, разрушение молекулярных связей в образующихся молекулах, реакции синтеза УВ. С помощью номограммы для определения влияния осадконакопления и эрозии на приповерхностный тепловой поток (Макаренко и др., 1972) оценено время развития этапа преобразования РОЗ в изначальной системе осадок-ОВ-вода. В соответствии с полученными оценками, начальный этап преобразования ОВ в осадках ограничен периодом времени от 5 до 10 млн.лет и происходящие на этом этапе физико-химичесгае процессы почти исключительно обеспечиваются внутренними источниками энергии, заключенными в органическом веществе.

Взгляды исследователей на энергетику процессов преобразования 03 в зоне катагенеза менее определенны и суммируя их можно заключить, что на ранней стадии катагенеза эффект процессов эндотермический, а тепловой эффект конечной стадии экзотермический. Неопределенность представлений предполагает естественным проследить за процессами поглощения, либо генерации тепловой энергии в зоне катагенеза в различных интервалах глубин нефтяных скважин. "

Еще на раннем этапе обобщения данных о тепловом потоке (Поляк, Смирнов, 1968) были отмечены определенные тенденции его изменения в вертикальном направлении. При анализе геотермического градиента в литолого-стратигрэфических комплексах различных нефтегазоносных- провинций былс обращено внимание на его увеличениэ в нижних горизонтах осадочного чехла. В сочетании с данными о теплопроводности горных пород эти материалы указывали на повышение теплового потока в нижних зонах. Так, в Тимано-Печорской провинции на территории Ижма-Печорской впадины фоновые значения теплового потока изменяются ст 1,00 до 1,35 мккал/см^с. В доманиково-кыновских отложениях на структурах Восточный Савинобор, Мичаю, Пашня, Большая Пера и др. величины теплового потока дают значе-

р

ния от 1,55 до 2,21 мккал/см с, в то время как в верхних горизонтах тех же структур его значения варьируют от 1,15 до 1,40 мккал/ см^с. Подобные вариации теплового потока с глубиной обнаруживаются на ряде площадей на территории Западно-Сибирской плиты. 3 пределах Волго-Уральской провинции на нефтегазоносных площадях величина теплового потока в разрезе каменноугольных и фаменеких отложений составляет 1,0-1,2 мккал/см^с, тогда как в низах фран-ского яруса она равна 1,6-г1,8 мккал/см^с. Однако здесь же в зонах отсутствия нефтегазоносности в разрезе 'осадочного чехла тепловой поток по вертикали не изменяется. Во всех нефтегазоносных, провинциях повышение теплового потока приурочено к толщам, в которых реализовывались процессы нефгегазогенерации. Из этих данных следует, что тепловой поток увеличивается только в нефтегазоматеринских свитах, т.е. там, где происходили, либо продолжаются процессы нефтегазообразования, и увеличение теплового потока в разрезе подобных толщ может рассматриваться как индикатор этих процессов.

Представленные материалы-свидетельствуют о том, что в процессах нефтегазообразования участвуют независимые от регионального теплового поля источники внутренней энергии,- заключенные в РОВ. Этот факт подтверждает высказанную А.¿.Добрянским (1947) идею о том, что в процессах преобразования РОВ-и генерации жидких и газообразных УВ значительная роль принадлежит внутренней энергии самого органического вещества. По Н.А.Еременко (1983), С.Г.Неручеву и др. (1986), внутренняя энергия органического вещества, накопленная в процессе фотосинтеза, служит важным фактором его превращения в процессе катагенеза.

ГЛАВА Ш. ТЕПЛОВОЕ ПОЛЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЛ, ПРИУРОЧЕННЫХ К ОБЛАСТЯМ РАЗНОВОЗРАСТНО.! СКЛАДЧАТОСТИ

Тепловое поле верхних зон земной коры в различных геотектонических структурах характеризуется разнообразными параметрами и отражает действие многочисленных причин, анализ которых дает информацию о строении и эволюции земной коры и более глубоких гори-. зонтов, контролирует-процессы литогенеза, определяет развитие природных систем, позволяет судить о направлении миграции флюидов и т.д. Изученность теплового поля нефтегазоносных провинций на территории СССР не равномерна, что связано со сложностью проведения экспериментальных исследований и возможностью осуществления мас-

совых качественных термометрических измерений. С целью наиболее полного освещения геотермических условий нефтегазоносных провинций, приуроченных к областям разновозрастной складчатости, нами исследованы: в областях дорифейской складчатости - Волго-Ураль-ская провинция, в областях рифейской складчатости - Тимано-Печор-ская, палеозойской - Западно-Сибирская и Северо-Кавказская, в областях кайнозойской складчатости - передовые прогибы СевероКавказской провинции. По кавдой из этих провинций уже выполнено значительное количество измерений температур и геотермических градиентов в осадочном чехле. В значительно меньшей степени были освещены вопросы, связанные с особенностями распределения теплового потока; в данной главе мы попытались восполнить этот пробел и выявить возможности геотерщи при оценке перспектив нефтегазо-носности территорий.

Волго-Упальская нефтегазоносная провинция в пределах Русской платформы выражена Волжско-Камской антеклизой, фундамент которой сложен-магматическими и метаморфическими породами архея,'местами переработанными в раннем и среднем протерозое, и-впадинами Пред-уральского прогиба. В истории становления осадочного чехла обратим внимание на события, определившие термический режим и термическую эволюция этой провинции.

Формирование рифей-вендского структурного этажа происходило на заключительном этапе геосинклинального развития антеклизы, а чем свидетельствует повышенный магматизм слагающих его формаций, и к этому этапу произошло максимальное повышение температур и тепловых потоков в верхних частях земной коры. Все это указывает на развитие в отложениях рифей-венда температур, которые обеспечили высокую степень преобразования РОВ и заметно снизили нефте-генерационный потенциал. Следующий этап термальной активизации литосферы в эйфельско-франское время связан с формированием Башкирского, Татарского и других сводов, и проявлением андезито-ба-зальтового вулканизма в микрограбенах, ограничивающих эти своды, т.е. в недрах произошло повышение температуры, способное обеспечить образование очагов магмы. По расчетам, релаксация подобного теплового импульса происходит за время 100 млн.лет и влияние термальной активизации литосферы на верхние зоны земной коры сказывалось до конца девонского - начала карбонового времени. Аналогичная термическая ситуация возникла в позднефранское время в зоне формирования Камско-Кинельской системы прогибов. Начиная со

¡реднекаменноугольного времени и до пермского Волжско-Камская ан-геклиза развивается как типичная платформенная структура, в пределах которой прогрев осадочных толщ происходит под влиянием нормального геотермического градиента.

Для изучения связей между особенностями термического развития Волжско-Камской антеклизы и ее геотермическим режимом оценен галловой поток в 91 пункте этой территории. Разброс значений теп-ювого потока оказался весьма большим - от 0,67 мккал/см2с в пределах Северо-Татарского свода до 1,83 мккал/см2с в зоне Медведицах дислокаций. Причинами колебания теплового потока могут быть различия в генерации радиогенного тепла в консолидированной коре, 1 также явления, связанные с термальной активизацией литосферы за разных этапах геологической истории антеклизы.

Сравнение теплового потока в пределах Волго-Камской антеклизы с тепловым потоком на смежных с ней западных территориях платформы показало, что в зонах нефтегазоносности положительная тер-юаномалия составляет 11%, и позволило связать эту аномалию с процессами нефтегазогенерации в разрезе осадочного чехла.

В распределении теплового потока не устанавливается четкой ззаимосвязи его величин со структурами осадочного чехла Волго-Рральской провинции. Крупнейшие элементы второго порядка характеризуются значениями, близкими к I мккал/см с. Наблюдается определенная тенденция увеличения теплового потока с севера на юг, з сторону Прикаспийской впадины, от 0,75-0,80 до 1,2-1,4 мккал/ зм2с. В системе Камско-Кинельских прогибов тепловой поток в сред-?ем составляет 1,11 мккал/см2с, а в прогибах, претерпевших пере-, стройку в послевизейское время, его средние значения.достигают 1,2 мккал/см^с. В пределах Предуральского прогиба разброс значений теплового потока большой - от 0,54 до 0,98 мккал/см^с при снижении величин с севера на юг, которое обусловлено гидродинамическим фактором.

Анализ распределения температур в кровле фундамента Волго-Уральской провинции (Геотермическая карга СССР, 1972; Ерофеев, Е969) показал, что геотермическая обстановка определяется структурно-тектоническим фактором и распределение температур находится з прямой зависимости от рельефа фундамента. Сопоставление современных температур с максимальными палеотемпературами обнаружило различия между ними на территории антеклизы в 60-130°С,. а во

впадинах Предуральского прогиба более 150°С.

Рассмотрены причины, вызвавиие повышение температуры в период становления осадочного чехла и сделана попытка определить время, в которое произошли эти термальные события. При этом оказалось возможным сделать качественные заключения о масштабах реализации нефтегазоматеринскими свитами продуцирующего потенциала, что необходимо для практики нефтепоисковых работ.

Так, во впадинах Предуральского прогиба повышение температур произошло к концу раннепермского 'времени и связано с замыканием Уральской геосинклинали и формированием прогиба. С геоэнергетических- псз-щй перестройка структурного плана обусловлена действием дополнительного теплового источника в период развития геосинклинали, за счет чего тепловой поток достигал значений 3,3 мккал/ см^с. Последующее погружение низкотеплопроводных осадков на глубины более 3 км приводит к становлению максимальных температур в течение ранне;: перми - конца триаса. Период становления максимальных палеотеыператур связывается с интенсивной нефтегазогене-рацией и с развитием процессов латеральной миграции из высокотемпературных зон прогиба в сторону стабильных участков антеклизы.

Для объяснения причин возникновения и установления времени становления максимальных палеотемператур в осадочном чехле антеклизы по данным палеогеотермических исследований оценены величины палеотеплового потока. По тектоническим структурам юга антеклизы палеотепловой поток изменяется от 1,2 до 2 мккал/см^с. На ЮжноТатарском своде и в Бузулукской впадине наиболее реальной причиной, которая обусловила повышение палеотеплового потока до 2 мккал см^с, является проявление вулканизма в эйфельско-раннефранское время и среднефранско-ранневизейское время. Локальное проявление на поверхности продуктов вулканизма является следствием термальной активизации литосферы, т.е. увеличения выноса глубинной энергии в пределах обширных зон, что интенсифицировало генерацию УВ и привело к формированию их залежей. В палеозойском комплексе генерация УВ могла быть связана и с зонами раздвига коры, к которым приурочены многочисленные микрограбены, осложняющие сводовые поднятия. В зонах растяжения коры произошло повышение регионального теплового потока, что повлияло на генерацию УВ.

Анализ тепловой истории Волго-Уральской провинции позволил представить качественную картину развития на ее территории нефте-генерационных процессов, осуществить их временную привязку к оп-

эеделенным тектоно-магматическим событиям и тем самым наметить наболев перспективные зоны для поисков залежей ТВ различного £азо-зого состояния. Все выделенные по результатам анализа терглической !стории зоны генерации УЗ характеризуются положительными аномали-зми теплового потока (Юяно-Татарский, Жигулевско-Пугачевский сво-Ш и Бузулукская впадина), тогда как участки, удаленные от зон генерации (Камский свод, Верхне-Камская впадина), отличаются г.ппги-«альными величинами. Эти материалы позволяют связать повышение теплового потока на конкретных структурах с процессами нефтегазо-)бразования в разрезе осадочного чехла.

На примере Бузулукской впадины рассмотрена возможность использования результатов геотермических исследований для прогноза разового состояния УВ в залежах. С этой целью исследована взаимосвязь между свойствами нефтей и пластовыми температура;.:;:. Экстра-толяцня полученных результатов в область высоких температур показала, что современная температурная граница существования жидких ГВ составляет около 100°С и соответствует глубинам 4500-4700 ;.:. 3 Золее высоких температурных условиях вероятно существование газг-«онденсатных либо газовых залежей, что будет контролироваться, три прочих равных условиях, величинами пластовых давлений.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Тепловой п^тчн з пределах провинции установлен в 28 пунктах. Максимальнее ветчины приурочены к восточному склону Тимана, где они достгг^от [,5-1,7 мккал/см^с. В №)ма-Печорской впадине величины теплового тотока варьируют от 1,12 до 1,41 глккал/см^с и во всех случаях товышенные значения 1,35 мккал/см^с) связаны с гранитными интрузиями. В районе Омра-Сойвинского поднятия фиксируется отрицательная аномалия, амплитуда которой составляет 1,5°С/100 м. В результате интерпретации гидрогеотермических материалов установлено, 4То отрицательная термоаномалия вызвана охлаждающим влиянием подземных вод, продвигающихся со стороны Тимана. Аналогичная по генезису термоаномалия установлена в районе Седуяхинского выступа, полоса пониженных значений теплового потока протягивается через Зерхнепечорскую впадину в направлении Печоро-Кожвинского мегавала з здесь его величины изменяются от 0,80 до 1,12 мккад/см^с.

Среднее значение теплового потока для Печорской экзагональ-ной впадины оказалось равным 1,25 дакал/см^с и совпало со средними величинами для Прикаспийской и Североморской впадин. Следовательно,

крупнейшие синеклизы углов платформ на рифейском основании характеризуются специфическими величинами теплового потока, отличающими их от более древних структур Восточно-Европейской платформы.

Материалы о тепловом потоке провинции позволяют идентифицировать в ее пределах две группы термоаномалий - региональные и локальные. Региональная аномалия приурочена к Тиману и восточной зоне его погружения, а локальные - ассоциируются с нефтегазоносными структурами.

Для выяснения причин формирования региональной аномалии по профилю ГСЗ, пересекающему Тиман и прилегающую синеклизу, расчи-тано распределение температур в консолидированной земной коре. Подъем изотерм соответствует Тиманской антеклизе и здесь температуры в основании земной коры приближаются к 800°С. Температурный максимум асимметричен и сдвинут в сторону Ижма-Печорской впадины. В направлении Восточно-Европейской платформы происходит понижение температуры в основании земной коры вдвое. Определена величина теплового потока, генерируемого в верхней мантии, которая в Притиманском прогибе близка к 0,15 мккад/см^с, а под Тиманской антеклизой составляет около 0,70 мккал/см^с, что характерно для областей недавней тектонической активизации. Нестационарность теплового поля Тимана связана с возросшей к концу палеозоя - началу мезозоя тектонической активностью, сопровождающейся интенсивным поднятием территории. Наличие нестационарных аномалий теплового потока предполагает существование кратковременного тепловыделения в ограниченных объемах в земной коре, либо в верхней мантии. Параметры источника уточнялись путем сопоставления расчетных результатов с материалами по истории развития Тиманской анте-клизы. Согласно расчетам, образование очага повышенной температуры оказалось приуроченным к глубинам не менее 150 км. Время, определяющее начало действия источника, оценивается в 250-25 млн.ле'; Таким образом, в тепловой истории Ижма-Печорской впадины, в зоне, примыкающей к Тиманской антеклизе, по крайней мере, дважды создавались благоприятные термические условия для нефтегазообразования. Первый этап был связан со временем замыкания Тиманской геосинклинали и продолжался вплоть до девонского времени, а второй - с действием нестационарного источника тепла, возникшего на рубеже Перми и триаса.

Для исследования формирования локальных термоаномалий составлена серия карт распределения частных значений градиентов и тем-

ератур на глубинах 2000 и 3000 м. По этим данным, в зоне неста-донарных температур на территории северо-восточных районов про-инции прогнозируется наличие скоплений УВ в виде газогидратных орм. В зоне станционарных температур совместная интерпретация еолого-геотермических материалов дала возможность для основных труктур провинции оценить их перспективы нефтегазоносности, вы-елить зоны на протяжении Шапкино-Юрьяхинского, Лайского и Кол-инского валов под акваторией Печорского моря, в пределах Хорей-ерской впадины и во впадинах Предуральского прогиба.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция охарактеризована есьма ограниченным объемом качественной термометрической инфор-ации. При интерпретации материалов, помимо достоверности данных ермометрии, по мнению ряда исследователей (Немченко и др., 1973; зстеров и др., 1982; Курчиков, Ставицкий, 1986), необходимо учи-ивать нестационарность теплового режима, обусловленного климати-вским фактором. По вопросу о введении поправок на влияние палео-лимата отсутствует единое мнение. В итоге, величина климатичес-ой поправки у разных авторов оказываете^ неодинаковой (Любимова, Э68; ^Баор , 1971; Курчиков, Ставицкий, 1979; МаЗда^!^ , 983). Для исключения субъективности при внесении поправок в вы-исления теплового потока и снижения ошибок за счет нестационар-зсти, которую вносят климатические процессы, нами при расчетах абраны интервалы разреза, приуроченные .к глубинам более 1000 м, це влияние искажений теплового поля минимальное.

В результате экспериментальных определений значения тепло-эго потока расчитаны в 89 пунктах на территории Западно-Сибирской шиты. Минимальные его величины, менее I мккал/см^с, приурочены южным районам и междуречью Иртыша и Оби, а максимальные зна-эния до 1,69 мккал/см с образуют ряд зон в районе Красноленин-кого свода, Березовских дислокаций и на участках, примыкающих к эенгойско-Колтогорскому рифту. Среднее значение теплового потока чя Западно-Сибирской плиты составляет 1,35*0,18 мккал/см^с и называет на превалирующую роль герцинской складчатости в станов-знии структур фундамента. Распределение величин теплового потока жазывает достаточно тесное их соответствие тектонической схеме ,С.Суркова и О.Г.Жеро (1981). Неоднородность теплового поля тек-знических структур плиты определяется историей геологического 1звития, причем в пределах относительно молодых структур влияние жтонического фактора на величину теплового потока является ре-

шавдим. Различия в энергетике процессов, происходящих в земной коре и более глубоких горизонтах, отражаются на размещении зон генерации УВ различного фазового состояния и геохимическом облике нефтей.

В поле теплового потока взаимосвязь этого параметра с фазовн состоянием УВ выглядит следующим образом. В зонах региональных ег максимумов распространены газовые, газоконденсатные и реже залежи легких нефтей. Это подтверждается на примере северной части Ураль ской системы, где в зоне Березовских дислокаций тепловой поток превышает 1,4 мккал/см^с. Поле повышенных тепловых потоков протягивается в район Ямальской нефтегазоносной области, в зону преимущественного распространения газовых и газоконденсатных скоплений. Аналогичный региональный максимум фиксируется в пределах Усть-Енисейской области. Наконец,.с зоной повышенного теплового потока связаны залежи нефтей пониженной плотности' в районе Крае-ноле нинского свода.

В области максимальной концентрации скоплений жидких УВ в центральной части плиты тепловой поток близок к фоновому для Цент рально-Западносибирской системы. Здесь в северных районах установлены крупнейшие по запасам залежи газа и газоконденсата. На значительный прогрев низов осадочного чехла этих районов указывает обширная зона палеотемператур свыше 200°С (Горшков, 1982). Считается, что РОВ в таких условиях находится в главной зоне газе образования. Для объяснения причин формирования высокотемпературной зоны нами привлечена термальная модель D.McKenzie (1978] согласно которой в период растяжения земной коры в литосфере возникают высокие термальные градиенты. Релаксация таких градиентов дает времена до 100 млн.лет ( Cochran , 1983).'В итоге, максимальные температуры в породах базальных.горизонтов севера плиты сохранились до середины мелового времени. С их становлением связан мощный процесс газообразования в породах юрского возраста. Малоперспективные на поиски залежей земли приурочены к зонам пониженного теплового потока в южной части плиты.

Проанализирована взаимосвязь между современным термическим режимом недр и физико-химическими свойствами нефтей в залежах, приуроченных к конкретным тектоническим структурам плиты. При использовании данного методического приема учтен фактор времени, о1 ражажцийся в продолжительности и интенсивности воздействия тепла на залежи УВ, приуроченные к энергетически разнородным зонам.

) всех тектонических структурах наблюдается уменьшение плотности !$тей с ростом пластовых температур, однако внутри однородных гмпературных интервалов нефти разнородных тектонических структур сличаются по плотности. Максимальными плотностями характеризу-гся нефти месторождении, приуроченных к Центрально-Западносибир-юй системе. В идентичных температурных зонах, на месторождениях зат-Хантымансийского срединного массива и Уральской системы, где зпловой поток выше, плотность нефтей снижается. Следовательно, иотность нефти - как отражение обобщенных ее свойств, изменяется э только в зависимости от температурных условий, но связана с ветчиной теплового потока, контролирующего литификацию пород и ка-агенез РОВ. Полученные результаты показывают, что тепловое поле целом, а не только температуры в залежах, определяют физико-хи-ические свойства нефтей.

На фоне региональных термоаномалий на территории плиты' суще-твуют многочисленные локальные аномалии, одна из которых приуро-ена к Салымскому району и контрастно выражена в отложениях баже-овской свиты. Для исследования причин формирования этой термоано-алии изучены теплофизические свойства различных по структуре по-од - массивных и микрослоистых аргиллитов свиты. Теплопроводность, истоватых аргиллитов оказалась низкой (0,85-1,6)-Ю-3 кал/см.с.°С, для массивных составила (3,5-4,3)-Ю-3 кал/см.с.°С. Существова-ие различий в теплопроводности между указанными типами пород поволило представить геотермическую модель свиты, которая ^споль-ована для оценки мощности ее проницаемых зон. По данным о тепло-роводности оценена роль этого параметра в формировании темпера-•урных аномалий в кровле свиты. В предположении, что свита сложена 'олько низкотеплопроводными породами, температуры в ее кровле да-)т аномалию не более 8°С. Реальные величины термоаномалий значи-■ельно превышают расчетную величину, карта распределения темпера-ур в кровле свиты, на Салымском месторовдении показывает, что т-гамальные и максимальные их значения составляют ЮЗ°С и 134°С, а »определение подчиняется структурному плану. Наряду с этим, выяв-юны особенности теплового поля, присущие только этой структуре. Гак, при равной гипсометрии поднятий температурные максимумы от-гечаются не на всех куполах. В западной части структуры два купо-т, расстояние между которыми 15 юл, характеризуются температура-га в- сводовой части П4°С и 131°С. В скважинах южной части структуры» расстояние между которыми 5 км, температура отличается на

25°С. Наиболее реальной причиной формирования термоаномалии могли быть конвективные процессы, обусловленные вертикальной миграцией УВ. Наличие контрастной термоаномалии, существование зоны АВЦЦ в отложениях свиты, отсутствие следов релаксации этих явлений приводит к заключению о том, что процессы, сформировавшие аномалию, протекали в недавний этап геологической истории.

С проблемой формирования термоаномалии в отложениях баженов-ской свиты'прямо связаны представления об отражении процессов нефтегазогенерации в геотемпературном поле (Неручев и др., 1980; 1986). Однако анализ качественного термометрического материала показал, что термоаномалии, выраженные в снижении температуры с глубиной в-породах, подстилающих свиту, отсутствуют. Тем не менее, • автор разделяет общетеоретические представления С.Г.Неручева и др, (1980, 1986) о возможности проявления экзотермических эффектов нефтегазообразования в тепловом поле нефтегазоносных бассейнов.

Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция. В этом регионе началось региональное картирование теплового потока в СССР (Макаренко, Смирнов, Сергиенко, 1968). Всего выполнено более 140 измерений теплового потока, разброс значений которого велик - от 0,65 до 3,38 мккал/см^с. Однако они хорошо группируются по величинам, типичным для тектонических зон. Тепловой поток закономерно возрастает от осей прогибов к их крыльям. Если по направлению к Скифской плите рост происходит плавно, то в зоне сочленения с Большим Кавказом величины теплового потока изменяются вдвое на небольших расстояниях. В прогибах велика роль нестационарных процессов осад-конакопления в формировании теплового поля. За счет этого температура в прогибах и прилегающих к ним глубокопогруженных зонах впадин на глубине I км на 5-7°С ниже, а на глубине 3 км на 15-20°С ниже, чем следует исходя из стационарного распределения температур. В подобных структурах современные температуры максимальны за всю прошедшую геологическую историю. В прогибах оценена глубина залегания изотермы +200°С и тем самым определено положение зоны исчезновения нефтяных скоплений. Глубины положения изотермы +200°С варьируют от 6400 до 8500 м. В юрских отложениях отмечены АВПД, и данные о глубинах залегания УВ в жидкой фазе следует рассматривать как минимально возможные.

По результатам изучения теплового поля сделан ряд заключений относительно существования зон генерации и направлении миграции УВ. Рассмотрена взаимосвязь между физико-химическими свойствами

эфтей в залежах и пластовыми температурами, а также взаимосвязь змператур с закономерностями распространения скоплений УВ в оса-эчном чехле Скифской плиты и альпийских-прогибов. На Скифской • оите выделены четыре температурные зоны, различные по насыщению 3. В верхней зоне с температурами до 70°С распространены газовые топления. В следующей зоне с температурами до П0°С сконцентри-эваны газоконденсатные залежи. Для третьей зоны с температурами э' 140°С характерны нефтяные скопления и ниже при температурах до 30°С встречаются преимущественно газоконденсатные залежи. В аль-зйских прогибах нефтяные залежи распространяются по всему изучен-эму бурением разрезу до глубин залегания изотермы +200°С.

В итоге исследования нефтегазоносных провинций установлено врастание напряженности термического режима и увеличение выноса шла из земной коры и более глубоких зон в верхние горизонты в травлении от .древних тектонических структур к молодым. Во всех зовинциях обнаруживается влияние нефтеносности на термический ;жим осадочного чехла, что выражается в повышении 'плотности теп-)вого потока, превосходящего на 10-20$ величину мирового средне), характерного для конкретных .тектонических зон. В исследован-IX провинциях установлено участие глубинных процессов генерации шла в образовании УВ различного фазового состояния. Процессы, зязанные с термической активизацией литосферы, создают в осадоч->м чехле региональные термоаномалии. Однако РОВ в породах не ос-штся инертным по отношению к региональному тепловому полю. Неф-згазообразование в толщах,инициированное глубинными термическими злениями, развивается при участии внутренней энергии ОВ. Об Этом зидетельствуют положительные аномалии теплового потока на регио-1Льном фоне.

Установлены принципиально различные возможности использова-!я геотермической информации для оценки перспектив нефтегазо-)сности конкретных территорий. Так, в древних структурах данные ютермии возможно применять только на качественном уровне для ¡аляза эволюции теплового поля. С омоложением возраста зон неф-¡газоносности геотермия использована для прямых оценок перспек-ш нефтегазоносности, а именно для установления границы исчез-)вения скоплений жидких УВ в разрезе осадочного чехла. В этом ¡матривается соотношение мевду методами витринитовой термометрии геотермией, что открывает путь для комплексного использования

информации об эволюции теплового режима регионов с целью оценки перспектив их нефтегазоносности.

ГЛАВА 1У. ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КАЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР '

Использование геотермических показателей при прогнозе нефтегазоносности регионов обусловлено ведущей ролью, которую тепловое поле играет на этапах образования УВ, их аккумуляции в залежах и в последующих процессах разрушения сформировавшихся скоплений. Существуют многочисленные материалы, в которых геотермические показатели использованы в нефтегеодогических целях (Аширов, 1984; Борзасеков, 1969; Гурари и др., 1972; Дьяконов, 1958; Кор-ценштейн, 1964; Мехтиев и др., 1971; Осадчий и др., 1976; Сует-нов и др., 1975; Хребтов, 1959; Яковлев, 1979 и др.,). На основе материалов по геотермии конкретных территорий в работе рассмотрен: явления, которые приводят к перераспределению тепла и формировани] термоаномалий над нефтегазоносными структурами. Разработанные пре, ставления о причинах формирования кондуктивных и конвективных аномалий положены в основу при использовании геотермических показателей нефтегазоносности недр. В табл.2 сведены показатели, позволяющие методами геотермии оценить условия формирования залежей УВ и их сохранения в течение геологической истории.

Геотермические методы оценки условий Формирования залежей УВ

Геотермические„показатели концентрац&и_в_породах_РОВ1. физическая сущность этих показателей заключена в том, что ОВ харак- . теризуется резко отличными от горных пород коэффициентами теплопроводности. Так, значения теплопроводности концентрированных фор! ОВ (угли) в 5-10 раз меньше в сравнения с горными породами. В интервалах залегания насыщенных РОВ пород, за счет снижения теплопроводности, резко возрастают значения геотермического градиента, а на региональном фоне возникают положительные аномалии, позволяющие оконтурить области распространения максимальных концентраций РОВ. Эти выводы подтверждены обширным материалом теплофизи-ческих исследований пород, а практическое их приложение реализовано ьа примере анализа распределения градиента в отложениях тюменской свиты Нюрольской впадины.

£еотершческие_показатели образование УВ_из. РОВ. Экзотермические эффекты, возникающие в нефтегазопродуцирующих толщах, развиваются за счет внутренней энергии РОВ. Методическим приемом

хаолица с

Геотермические методы прогнозной оценки нефтегазоносности недр

Геологические факторы или геолого-физические процессы Геотермические показатели

Тепловой.ноток Геотермический градиент Пластовая температура

МЕТОДЫ

Концентрация в породах РОВ

Образование УВ из РОВ

Вторичная миграция УВ и их аккумуляция в породах-коллекторах:

а) вертикальная миграция

б) латеральная миграция

ОЦЕНКИ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ.ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Контрастная поло-

Контрастная положительная аномалия

Контрастная положительная аномалия Слабая положительная аномалия

жительная аномалия Контрастная положительная аномалия

Контрастная положительная аномалия Слабая положительная аномалия

Контрастная положительная аномалия Слабая положительная аномалия

со ю.

МЕТОД!

Геологические условия образования и сохранения залежей

а) наличие ловушки

б) наличие покрышки

Разрушение скоплений УВ

ОЦЕНКИ УСЛОВИЙ СОХРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Положительная аномалия

Положительная аномалия

Положительная аномалия (терриген-ные отложения). Отрицательная аномалия (галогенные и /

хёмогенные отложения).

Положительная аномалия

Отрицательная аномалия (газ). Положительная аномалия (нефть).

1ля изучения этих процессов по геотермическим данным является детальное поинтервальное определение геотермического градиента и теплопроводности горных пород и на этой основе исследование распределения теплового потока по разрезу скважин. Увеличение теплового потока в интервалах, залегания нефтегазогенерационных толщ ларкирует процессы недавнего, либо доныне протекающего образования УВ.

Геотермиче£Кие_показатели процессов вторичдой шграции_УВ л их_а^уму.ля1щи_в_породах-коллекторахл. При вертикальной миграции ГВ над их залежами возникают значительные по амплитуде - от 10 до 20°С температурные аномалии, аномалии геотермического' градиента я теплового потока. В интервалах вертикальной фильтрации флюидов формируются зоны пониженных значений геотермического градиента. 1роцессы вертикального перемещения флюидов наглядно проявляются три геотермических методах картирования. Так, в прогибах Предкавказья при фоновых значениях теплового потока в I мккал/см2с ано-лалии над структурами, где происходит вертикальная миграция УВ, достигают 1,5-1,7 мккал/см^с. На нефтегазовых месторождениях, сформированных при латеральной миграции УВ термоаномалии близки ¡с' обусловленным эффектом структуры.

Геотермические методы оценки условий сохранения залежей УВ эснованы на использовании геотермических показателей для выделения в региональном поле термоаномалий, обусловленных структурным эффектом локальных поднятий, а также данных термометрии скважин цля литолого-физического расчленения разрезов и выделения интервалов залегания пород-покрышек и пород-коллекторов. Максимум тер-дааномалии, определяемой структурным эффектом ловушки, соответствует своду поднятия. Контрастность аномалии остается постоянной по разрезу для "сквозных" поднятий и увеличивается с глубиной цля погребенных. Аномалии, связанные со структурным эффектом ловушки, свидетельствуют о благоприятных геологических предпосылках цля обнаружения скоплений УВ. В основе корреляции литологически однородных толщ лежит физическое явление, заключающееся в дифференциации пород-коллекторов и пород-покрышек по тепловым свойствам. Из-за различий в теплопроводности, величины термальных градиентов в глинистых породах-флюидоупорах в 1,5-2 раза выше, чем в песчаных, либо карбонатных коллекторах. Геотермические показатели используются при изучении переформирования скоплений УВ. В газоносных структурах, где происходит диссипация газовых залежей,

в результате адиабатического эффекта над ними возникают отрицательные аномалии (Борзасеков, 1969), которые служат диагностическим признаком нарушенности флюидоупора над ловушками УВ.

Размещение залежей УВ в зависимости от геотермических условий верхних зон земной коры. Обнаружена эмпирическая связь между геотемпературным полем и нефтегазоносностью, заключающаяся в том, что на фоне повышенных термических показателей, характерных для зон нефтегазоносности, нефтяные месторождения ассоциированы с зонами пониженных, а газовые - с зонами повышенных их значений (Ерофеев, 1970; Сергиенко, 1971; Осадчий и др., 1976). В качестве одной из причин дифферецированного размещения залежей УВ рассматривается (Н.А.Еременко, С.П.Максимов, И.И.Нестеров и др.) различная проницаемость пород-покрышек над нефтяными и газовыми скоплениями. В геотемпаратурном поле'эффекты, вызванные различиями в теплопроводности отличающихся по качеству флюидоупоров, ведут к дифференциации градиентов и температур над месторождениями нефти и газа. Другой причиной различий может быть разноглубинность миграции жидких и газообразных УВ. Газы, мигрирующие с больших глубин, имеют большую температуру, и величины термоаномалий над их скоплениями больше, чем над залежами нефти. Помимо этого, газовые месторождения тяготеют к зонам воздымания, к которым приурочены положительные аномалии температур.

Рассмотренные материалы свидетельствуют о том, что геотермические исследования нефтегазоносных территорий должны использоваться в практике нефтегазопоисковых работ на различных этапах геолого-разведочного процесса, для оценки локальной и региональной нефтегазоносности недр, в том числе при раздельном прогнозировании земель на нефть и газ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итогом проведенного исследования является комплексное доказательство участия теплового режима недр и его важнейшего параметра - теплового потока - в процессах образования УВ, формирования и сохранения их скоплений в верхней части разновозрастных блоков земной коры, к которым приурочены нефтегазоносные провинции. Этот вывод основан на следующих заключениях:

I. Важнейшим фактором, определяющим геологическую эволюцио и тектоническую активность Земли, является внутриземная тепловая

энергия, что следует из анализа фундаментальных исследований по проблемам геоэнергетики. Тепловой поток отражает потери внутреннего тепла Земли и является основным параметром для изучения связей теплового поля с тектонической активностью, сейсмичностью и другими геолого-геофизическими явлениями с- целью выяснения основных закономерностей формирования и размещения месторождений полезных ископаемых, в том числе месторождений углеводородов.

2. Тепловое поле осадочного чехла нефтегазонасных провинций характеризуется аномальными' показателями, что обнаружено в результате обобщения данных и анализа определений теплового потока на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, приуроченных к областям разновозрастной складчатости континентов.

Установлен положительный геотермический эффект нефтегазонос-ности, заключающийся в повышении теплового потока над залежами УВ, интенсивность которого возрастает с омоложением возраста консолидации земной коры тектонических структур, к которым приурочены нефтегазоносные провинции. Тенденция нарастания интенсивности геотермического эффекта сохраняется при дифференциации структур на нефте- и газоносные. Однако для газоносных структур этот эффект в 1,5-2 раза выше, что обусловлено процессами газогенерации в термокаталитической зоне и конвективным выносом тепла при миграции газа в область его аккумуляции. Другая причина, определяющая геотермический эффект нефтегазоносности, заключается в проявлении экзотермических процессов, обусловленных генерацией УВ из РОВ пород, инициированной глубинным тепловым потоком и развивающейся при участии внутренней энергии органического вещества.

3. Глубинная тепловая энергия, генерируемая в низах земной коры и верхней мантии, участвует в образовании УВ различного фазового состояния, что установлено исследованиями тепловых потоков ■л температур в нефтегазоносных провинциях СССР, возраст консолидации земной коры которых последовательно изменяется от дорифей-зкого до кайнозойского (Волго-Уральская, Тимано-Печорская, Западно-Сибирская, Северо-Кавказская нефтегазоносные провинции).

4. Теоретические проблемы исследования теплового потока нефтегазоносных провинций реализованы для практики при разработке комплекса геотермических показателей, которые рекомендованы к

яспользованию в качестве критериев при прогнозной оценке нефтегазоносности недр в регионах, приуроченных к разновозрастным блокам земной коры.

Основные публикации по теме диссертации

1. Глубинный тепловой поток и тектоническое строение Предкавказья. - Докл. АН СССР, 1968, т.183, № 4, с.901-904 (совместно с Ф.А. Макаренко и Я.Б.Смирновым).

2. Геотермическая зональность состава нефтей Восточного Предкавказья. - Докл. АН СССР, 1970, т.193, № I, с.188-191 (совместно с Ф.А.Макаренко).

3. Тепловой поток на территории Предкавказья. --В кн.: Тепловой режим недр СССР. М., Наука, 1970, с.137-152 (совместно с Ф.А. Макаренко и Я.Б.Смирновым).

4. Интерпретация.результатов исследования геотемпературного поля в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты. - Нефть и газ Тюмени, 1970, № 8, с.16-19 (совместно с Б.П.Ставицким и Г.Д. Гинсбургом).

5. Гидрогеотермический режим недр Восточного Предкавказья. М., Наука, 1971, с.152. Монография.

6. Взаимосвязь нефтеносности с геотемпературным полем Предкавказья. - Геология нефти и газа, 1971, № II, с.20-24 (совместно с Г.Т.Юдиным).

7. Принципы геотермических исследований в областях нефтегазонос-ности (на примере Восточного Предкавказья). - Тр. ИГиРГИ,

. вып.З, М., Недра, 1972, с.66-84.

8. Определение теплофизических свойств горных пород осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. - Нефтяное хозяйство, 1972,

№ 2, с.33-37 (совместно с'Г.Е.Малофееевым и Н.С.Сабанеевой).

9. Геотемпературное поле Предкавказья и его влияние на свойства нефтей. - Сов.геология, 1972, № 4, с.102-117 (совместно с Ф.А.Макаренко и Я.Б.Смирновым).

10.Обзор данных по тепловым потокам в СССР. - В сб.: Тепловые потоки из коры и верхней мантии Земли, № 12, М., Наука, 1973, 0.154-195 (совместно с Е.А.Любимовой, Б.Г.Поляком и-др.).

11.Геотемпературное поле Западно-Сибирской плиты. - Тр. ИГиРГИ, вып.4, М., 1974, с.239-249 (совместно с В.И.Роменко).

12.Тепловой поток на нефтяных, газовых и газоконденсатных место-роадениях континентов. - Докл. АН СССР, 1974, т.214, № I,

с.173-175 (совместно с Ф.А.Макаренко).

13.Глубинный тепловоГ поток в локальных нефтегазоносных структурах континентоь. - Изв. АН СССР, сер. геол., 1974, № Г,

с.70-77 (совместно с Ф.А.Макаренко).

14.Тепловой поток в Закавказье. - Докл. АН СССР, 1975, т.222,

№ 3, с.665-668 (совместно с А.А.Аватисьянц и Ф.А.Макаренко).

15.Тепловое поле нефтегазоносных районов Предкавказья. - Изв. АН СССР, сер. геол., 1976, № 2, с.149-155 (совместно с В.Н.Матвиенко).

16.Влияние теплового поля на нефтегазоносность мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. - Изв. АН СССР, сер. геол.,

№ I, с.104-114.

17.Тепловое поле и его влияние на физико-химические свойства нефтей Куйбышевского Поволжья. - Геология нефти и газа, 1978, № II, с.52-58 (совместно с А.П.Высоцкой).

18.Условия формирования залежей тяжелых нефтей и возможность гидратообразования в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции. - Геология нефти и газа, 1982, № 8, с.33-35 (совместно с В.И.Майдаком).

19.Методика и результаты определения теплового потока в зоне сочленения докембрийской Восточно-Европейской и палеозойской Западно-Сибирской платформ. - В кн.: Применение геотермии в региональных и поисково-разведочных исследованиях. Свердловск, УНЦ, 1983, с.27-33 (совместно с Я.Б.Смирновым и В.Е.Сальниковым).

20.Тепловое поле Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. -Изв. АН СССР, сер. геол., 1983, № 5, с.113-126.

21.Геотермические аномалии зон нефтегазонакопления. - Сов.геология, 1983, № 12, с.24-31 (совместно с В.Н.Матвиенко).

22.Геотермия. Тепловое поле.нефтегазоносных провинций СССР. -

В кн.: Справочник по геологии нефти и'газа. М., Недра, 1984, с.267-294.

23.Тепловое поле в зонах рифтогенеза и его влияние на нефтегазоносность. - В кн.: Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.,.Наука, 1988, с.150-153.

24.Аномалии теплового потока в нефтегазоносных структурах. -Изв. АН СССР, сер. геол., 1988, № 2, с.115-124.

25.Термические эффекты, сопровождающие залежи углеводородов.-Геотермические исследования. Тр. Международного симпозиума соц. стран по геотермическим исследованиям и использованию термальных вод в народном хозяйстве. Тбилиси. Мецниереба,-1989, с.84-91 (совместно с В.Н.Матвиенко и др.).

26.Пр:\.-.?:::::г .зэ«;;-р uicuioJobiix зон гготормгчоскиь: :.;этсдог.:. - Геологхл нефт:: газа, 1369, 2, с.6-10 (совмзстно с В.Г.Осадч;;;.;, Г.Л.Куксовшл и др.).

27.Abyssal heat flow in local oil- and gas-Vearin« continental structures.- Internat. Geol. Hev., 1975. v. 17, Л 17 (coauthor F.A.r.iakarenko). pp. 249-255.

28.Geoisotherms at the depth of 1 km In central and eastern durope. Scale 1:10.000.000. - Budapest, Tubl. House of the Hungarian Acad, of Sci., 1976 (coauthor G. I.'',uachidze, R.L. Kutar et al.).

29.The heat field of petroliferous regions of Ciscaucasia. -Internat. Geol. Hev., 1977, v. 19, " 0 (coauthor V. f.'atvienko). pp. 907-992.

30.1nfluece of the thermal field on oil-gac content of I.:ero-soic rocks of the .'.'ent Siberian riatform. - Internat. Geol. :tev,, v. 20, N 9. pp. 1102-1110.

31 .Formation conditions for heavy oil pools and possible hyorate formation in the northeastern part of the Timan-Pechora province. - Internat. r*eol. i!ev., 1903, v. 21, В 12, (coauthor V.'. "aydak). pp. 1390-1392.

32.!.!ap of heat flow on the territory of the 'JS5U. - Comission for the geological map of the world. Mull. 32, 1903, Paris, Prance, (coauthor Ya.^.Smirnov, V.T.^îalobaev et al.).