К оглавлению	УДК 553.98.04:550.36
	© П. Г. Мехтиев, 1990

Геотермические предпосылки нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов (на примере западного борта Южного Каспия)

П.Г. Мехтиев (Каспморнефтегаз)

Геотермический режим западного борта Южного Каспия частично освещен ранее [2, 3]. Однако в последнее время с глубин 5,5-6,5 км получены новые фактические данные, которые подтверждают взаимосвязь между геотермией, геолого-гидрогеологическими условиями региона и нефтегазоводоносностью (рис. 1 и 2). Так, сураханская свита, где геотермический градиент имеет максимальное значение, характеризуется как зона высокоминерализованных, высоконапорных хлоркальциевых вод, пород наибольшей глинистости и высокого градиента поровых (и местами пластовых) давлений без промышленной нефтегазоносности. Балаханская свита, где геотермический градиент (G_гр) имеет сравнительно меньшее значение, соответствует зоне несколько менее минерализованных, более подвижных, менее напорных переходного типа вод и относительно более песчанистых пород с промышленным скоплением нефти и газа. Свита «перерыва» характеризуется сравнительно большими величинами G_гр, распространением в основном щелочных (гидрокарбонатно-натриевых) вод, высокой песчанистостью, а также промышленной нефтегазоносностью вмещающих пород.

Однако в разрезе нижнего отдела продуктивной толщи (ПТ) (НКП свита), где выделены промышленные скопления газоконденсата и местами нефти, G_гр еще увеличивается, песчанистость уменьшается, воды также щелочные, содержание сульфат-иона повышается. Увеличение G_гр и содержание сульфата имеют место также в ПК свите, что, по-видимому, связано с наличием промышленных скоплений нефти и газоконденсата. На это следует обратить внимание в практике поисковых работ. Взаимосвязь между свойствами пластовых флюидов и геолого-гидрогеологическими, термобарическими их условиями отмечается также и по площади (табл. 1).

Наблюдается определенная зависимость геотермических параметров от характера распределения флюидов. Так, на структуре Булла-море, где в горизонте VII открыты промышленные газоконденсатные скопления, G_гр сравнительно выше, чем на складках Сангачалы-море, Дуванный-море, о-в Булла (табл. 2).

Наличие газоконденсатных залежей в VII-VIII горизонтах месторождения Булла-море увязывается с увеличением G_гр, сульфатностью вод и повышением содержания метана с северо-запада на юго-восток в пределах структур северной части Бакинского архипелага [2].

Изменение температуры наблюдается также в зависимости от тектонического строения складок (рис. 3). Об этом свидетельствуют резкие различия геотермических показателей на разных тектонических блоках. Изучение на единых срезах (на разных глубинах) распределения теплового потока свидетельствовало, что наиболее высокие значения температур приурочены к сводовым частям складок.

Геотермические показатели отражают также зависимость теплового поля от литолого-фациальной характеристики отложений. Так, например, по определенным стратиграфическим интервалам наиболее высокие значения геотермической ступени наблюдаются в зоне увеличения значений кажущегося удельного сопротивления и процента песчанистости (рис. 4). Глины монтмориллонитового состава характеризуются большей теплопроводностью.

Как установлено ранее [2], от свода к крыльям и в направлении с северо-запада на юго-восток в антиклинальных зонах минерализация вод уменьшается, а содержание метана в составе газа увеличивается. В том же направлении повышаются песчанистость пород и значения геотермической ступени.

Согласно имеющимся данным, с течением времени в процессе эксплуатации по скважинам, пробуренным на законтурных и приконтурных участках по VII горизонту, наблюдаются увеличение плотности нефти, повышение температуры и общей минерализации вод, что, по-видимому, связано с влиянием высокотемпературных, менее минерализованных вод, движущихся со стороны депрессии (из законтурной части залежи). (Это подтверждается также изменениями свойств и состава нефти и газа.

В пределах северо-восточных крыльев структур Сангачалы-море, Дуванный-море и о-в Булла, где G_гр высокие, пластовые воды более минерализованы, нефти легкие, а разрез сравнительно глинистый (см. табл. 1).

Сводовые части структур в основном характеризуются высоконапорностью и высокими значениями G_гр. В связи с этим представляет интерес факт приуроченности более минерализованных пластовых вод и легких нефтей к сводовым частям структур.

Значения геотермической ступени со стратиграфической глубиной (см. рис. 2) и по площади местами меняются неравномерно (как в сторону увеличения, так и уменьшения), что также свойственно изменению минерализации пластовых вод и плотности УВ-скоплений [3].

Анализ фактических температурных замеров показывает, что одни и те же глубины характеризуются различными температурами и, наоборот, на разных глубинах местами наблюдаются близкие значения температур. Так, при аналогичных глубинах температура в миоценовых отложениях на 10-15° выше, чем в разрезе ПТ (см. рис. 4).

Следует отметить, что местами наблюдается аномальное изменение температуры в присводовых участках и в зоне грязевулканических проявлений. Например, на структуре Камень Персиянина в скв. 3, пробуренной в зоне грязевулканических проявлений, на глубине 3700 м температура (в процессе бурения) достигла 90 °С.

Как видно из приведенных данных (см. табл. 2), на больших глубинах (до 6,4 км) температура не превышает 107 °С, т. е. фактически гораздо меньше (примерно в 1,5 раза), чем предполагалось. Однако в отличие от разреза ПТ в миоцен-олигоценовых отложениях температура возрастает. Так, в скв. 550 Сангачалы-море в интервале 4580-5487 м зафиксировано 87-108 °С. Известно, что промывочный раствор снижает температуру стенок бурящихся скважин. Этот эффект оценивался в пределах 16-30 °С [3]. С учетом вышеизложенного эти данные имеют практическое значение при выборе рецептуры бурового раствора, а также при проведении изоляционных работ и тампонажа спущенных промежуточных и эксплуатационных колонн.

Кроме того, материалы об изменении температуры дают еще большую уверенность (в комплексе с другими геолого-гидрогеохимическими критериями) в наличии нефти на больших глубинах. Отмеченное подтверждается тем, что на месторождениях Бакинского архипелага с глубин порядка 6000 м получены притоки нефти. В СССР известны [1] скопления жидких УВ (температура 295 °С, глубина 7550 м).

Геотермобарические признаки свидетельствуют о наличии промышленных скоплений нефти и газа на территории Южного Каспия. Об этом же говорит и наличие среди продуктов грязевых вулканов, выносимых с больших глубин (10-15 км), обломков нефтегазонасыщенных пород.

В свете вышеизложенного необходимо ускорить сверхглубокое поисково-разведочное бурение для решения вопроса о перспективах нефтегазоносное™ глубокозалегающих комплексов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Еременко Н.А. Развитие принципов теории формирования залежей углеводородов // Геология нефти и газа.- 1984,- № 12.-С. 18-24.

2. Мехтиев П.Г. Закономерности распределения скоплений углеводородов на площадях Бакинского архипелага в зависимости от геолого-гидрогеологических особенностей структур и химизма пластовых вод / Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз,- ВНИИОЭНГ,- 1981.

3. Нариманов А.А. Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов западного шельфа Южного Каспия / Обзор. Сер. Геол. и разв-ка морск. нефт. и газ. м-ний / БНИИЭгазпром.- 1985,-Вып. 1.

Abstract

New evidence suggesting changes in temperature in the subsurface of the area under consideration is provided. A relationship has been established between reservoir fluids, their composition and properties and geologic-hydrogeologic and thermobaric conditions of fields. The prospects of the formation of hydrocarbon accumulations at great depths not yet tapped by drilling are being evaluated positively. On the basis of these results, further prospecting for oil and gas accumulations is mostly associated with the buried zones of the basin.

Таблица 1. Данные, характеризующие взаимосвязь между геотермией, гидрогеохимией и литологией вмещающих пород VII горизонта ПТ по скважинам структуры Дуванный-море

Глубина фильтра, м	Общая минерализация воды, моль/л	Плотность нефти, кг/м^3	Содержание метана, %	Значение кажущихся удельных сопротивлений разреза, Ом-м	Геотермический градиент, ºС/100 м	Рпл/Ргидр
2821-2815	0,513	884	91,4	20	2,2	1,23
3991-3935	0,602	Законтурная	-	30	1,75	1,13
4456-4394	0,472	»	-	24	1,80	1,14
3740-3735	0,576	882	91,6	23	1,96	1,16
4249-4222	0,527	890	95,9	27	1,35	1,18
4257-4210	0,54	Законтурная	-	14	1,85	1,17
2217-2200	0,632	871	93,2	45	2,47	1,49
4637-4617	0,569	Законтурная	-	12	1,82	1,12

Таблица 2. Распределение температур, замеренных в процессе бурения на больших глубинах

Площадь	Глубина, м	Температура, °С	Горизонт, свита	Характер флюида НГ, ГК, В	Литология	Местоположение скважины на структуре
Сангачалы-море	5215	91	VII	нг	ПАП*	СВ крыло
»	5520	103	КС	-	Глины	» »
Дуванный-море	5108	97	ПК	в	ПАП	» »
»	5480	94	VIII	ГК	»
Площадь 8 Марта	5140	94	VII	нг	»	» »
»	5350	105	VII	нг	»	ЮЗ крыло
»	5476	97	нкг	-	Глины	СВ крыло
»	5730	94	КС	-	»	ЮЗ крыло
О-в Булла	5544	93	VIII	ГК	ПАП	СВ крыло
»	5546	99	VII	в	»	ЮЗ крыло
»	6362	104	VII	-	»	»
Булла-море	5100	84	V	НГ	»	СВ крыло
»	5276	90	V	нг	»	»
»	5794	92	VII	ГК	»	»
»	5937	96	VIII	ГК	»	»
»	6000	97	Балахан.	-	Глины	ЮЗ крыло
»	6127	105	VII	ГК	ПАП	С В крыло
»	6142	105	VII	ГК	»	»
»	6322	97	VII	ГК	»	»
»	6370	107	VIII	в	»	»
Камень Игнатия	5600	102	VII	-	ПАП	СВ крыло
Бахар	5450	99	ПК	нг	»	»
Лок-Батан-море	5120	98	ПК	в	»	»

ПАП - песчано-алевритовые породы с чередованием глинистых слоев.

Рис. 1. Графики, характеризующие взаимосвязь между свойствами пластовых флюидов с термобарическими и литологическими условиями.

- плотность нефти; G_rp-геотермический градиент; Рпл/Ргидр - отношение пластового давления к гидростатическому

Рис. 2. Изменение геотермических показателей по стратиграфическим глубинам.

1 - глина, 2 - песок, 3 - песчаники; T - температура; S - геотермическая ступень

Рис. 3. Изменение геотермических показателей в VII горизонте по поперечному профилю структуры о-в Булла

Рис. 4. Сопоставление каротажных диаграмм и термограммы разреза миоценовых отложений площадей Дуванный-суша и Сангачалы-море