Геотермический режим
Cтраница 3
ГЛАВНАЯ ЗОНА НЕФТЕОБРАЗО-ВАНИЯ ( ГЗН) - глубинно-катагене-тическая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза нефтеобразования. Во всех бассейнах ГЗН приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца ПКз ( Б3) до конца МК2 ( Г) или до начала МКз ( Ж) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗН фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 2 - 3 км в платформенных областях до 3 - 6 км в глубоких впадинах и альпийских прогибах. Используя эти данные, можно по па-леотектоническим реконструкциям восстановить пространственное положение ГЗН для любого этапа развития бассейна. [31]
Поздняя стадия находит свое выражение в формировании вдоль восточной периферии бассейнов протяженной складчато-надвиговой системы и в создании вдоль нее цепочки прогибов, наложенных на платформенный чехол и частично на внешние элементы складчатой системы. Эта стадия охватывает поздний палеозой, а для северной части Баренцево-Печорского бассейна триас и юру. Распределение нефтегазоносности в бассейнах зависит от увеличения мощности их осадочного выполнения, форма-ционного состава отложений, геотермического режима. Нефтеносность нижних горизонтов может снижаться, а верхних - увеличиваться. В баренцевоморской части Баренцево-Печорского бассейна основная нефтегазоносность в изученной части разреза связана с мезозоем. [32]
Геотемпературное поле Западно-Сибирского осадочного бассейна не может быть с достаточной полнотой изучено традиционными геотермическими методами по двум основным причинам. Во-первых, термометрическая информация позволяет охарактеризовать температурные условия недр только с точностью до 2 - 3 С. Поэтому одна из основных задач, сформулированная и частично решенная в работе, заключается в разработке новых методов интерпретации данных, позволяющих на фактическом материале получать геотермические характеристики, удовлетворяющие требованиям мировых стандартов. Во-вторых, геотермический режим в основном нестационарный. Резкая изменчивость по разрезу величины отклонения геотермических градиентов от нормальных ( до 30 - 50 %) ставит под сомнение правомерность повсеместно используемого подхода к описанию вариаций плотности теплового потока по неисправленным определениям параметра. Различие в 25 % и более по одним и тем же пунктам, возникшее только вследствие использования разными исследователями термометрической информации по опорным горизонтам, залегающим на разных глубинах, - наиболее яркое тому подтверждение. [33]
Толькинский район изучен значительно слабее. На Севе-ро - Еркальской площади температура пород увеличивается от 64 С до 89 С на глубинах от 1 98 км до 2 95 км. В других пунктах охарактеризо-ванность разреза составляет не более 0 2 - 0 3 км. Однако и приведенных данных достаточно для констатации факта о более напряженном геотермическом режиме в Толькинском районе по сравнению с Тазовским. [34]
На 13 из 19 разведочных площадей Уренгойского района температуры замерены в интервале от 1000 - 1200 до 3000 м и более. Особенно много данных получено в пределах Уренгойского месторождения. Достаточно полно охарактеризованы разрезы отложений на Еньяхинской, Находкинской, Оликуминской, Песцовой, Пырейной, Юрхаровской и некоторых других площадях. Максимальная температура 106 С зафиксирована на глубине 3480 м в скв. Из приведенных материалов видно, что напряженность геотермического режима в Уренгойском районе существенно ниже, чем в двух рассмотренных выше. [35]
Одной из важнейших особенностей геотемпературного поля Западно-Сибирского бассейна является его существенная нестационарность, возникшая в результате воздействия резких вариаций климата в поздне-четвертичное время. Без учета этого фактора не могут быть достоверно определены особенности структуры современного теплового поля и палео-геотемпературных режимов. Как правило, при изучении геотермии отдельных бассейнов оценке влияния вариаций климата в четвертичный период уделяется недостаточное внимание. Приводимые материалы позволяют пересмотреть сложившееся представление о незначительной роли этого фактора. Учитывая, что в четвертичное время климатические условия во многих крупных регионах были такими же, как в Западной Сибири, предложенные методические приемы будут полезны при изучении особенностей их геотермического режима. [36]
Возвращаясь к материалам о содержании УВ в ОВ материнских пород Узбекистана, можно сделать вывод о том, что в условиях Ферганской и Сурхандарьинской впадин нижняя граница распространения скоплений жидких УВ в палеогеновой толще, характеризующейся наличием сапропелевого ОВ, приурочена примерно к глубине 5 км. Ниже должны быть лишь газовые залежи. Подобный вывод уже был сделан нами ранее на основе качественного анализа геохимических показателей рассеянного ОВ и подтвержден в последующем материалами глубокого бурения. Если на глубинах 4 5 - 4 7 км ( Ниязбек, Тер-гачи) обнаружена нефть, то на глубинах более 5 5 км ( Чуст-Пап, 5676 м) открыты газовые залежи. Приведенный анализ закономерностей изменения содержания УВ в ОВКЛ на больших глубинах количественно конкретизирует нижнюю границу возможного обнаружения скоплений нефти в регионе и объясняет причину их сохранности. Естественно, что в районах с иным геотермическим режимом указанная граница может быть сдвинута в ту или иную сторону. [38]
На рис. 8.15 приведена схема предельных температур ( и глубин) существования УВ залежей флюидов разного состава в условиях прогрессирующей термической и каталитической деструкции УВ. Резников предельные температуры существования нефтяных залежей рассматривает в зависимости от возраста отложений и давления. Так, для залежей в олигоценовых отложениях эти температуры составляют 250 - 260 С, а для нижнемеловых 170 - 180 С, в условиях проявления АВПД интервал предельных температур повышается соответственно до 280 - 290 С и 200 - 210 С. Глубинное положение уровня предельных температур определяется геотермическим режимом бассейна. [39]
Страницы: 1 2 3