Геотермічні критерії

Геотермічні критерії дозволяють оцінювати перспективи нафтогазоносності надр з погляду розподілу теплового поля.

Характер розповсюдження природного теплового поля в надрах нафтогазоносних басейнів визначається переважно тектонічними, літологічними і гідрогеологічними факторами.

Регіональний геотермічний фон, що зумовлений переважно інтенсивністю генерації тепла в земних надрах, має різко відмінний характер у різних геолого-тектонічних зонах земної кори. Фактичний матеріал показує, що при формуванні геотермічного режиму великих регіонів вирішальний вплив має вік тектоногенезу. Найбільшими величинами температури і геотермічних градієнтів при інших рівних умовах характеризуються області передових прогинів альпійської складчастості, у межах яких значення геотермічного градієнту і теплового потоку в середньому в 2–3 рази більше, ніж на ділянках щитів або давніх платформ. Величина геотермічного градієнту в межах давніх кристалічних щитів і масивів, зазвичай, не перевищує 0,6–1°С на 100 м. У розрізах платформних регіонів геотермічний градієнт в середньому змінюється від 1 до 2,5°С на 100 м, в геосинклінальних областях, зонах крайових прогинів і районах молодої складчастості – від 2,5 до 10°С на 100 м.

На характер теплового поля нафтогазоносних басейнів великий вплив має літологічний фактор, що зумовлено різним питомим тепловим опором окремих типів порід, які складають геологічні розрізи. Диференціація порід за питомим опором дає можливість виділяти в розрізах теплоізолювальні (глинисті різновиди, вугілля, газонасичені пухкі породи та ін.) і теплопровідні (метаморфічні, магматичні, галогенні породи та ін.) товщі порід.

На розподіл теплового поля глибинних надр нафтогазоносних басейнів важливий вплив мають пластові води, які маючи високу теплоємність, при циркуляції в різно нагрітих породах, зумовлюють перерозподіл тепла в басейні. У процесі руху від областей живлення пластові води вбирають тепло навколишніх порід і піднімаються на прилеглі до прогинів антиклінальні ділянки. Амплітуда такого підйому може досягати декількох кілометрів. Далі нагріті води, рухаючись до областей розвантаження, можуть бути дреновані різного виду тектонічними порушеннями. У цьому випадку пластові води, частково розвантажуючись по тріщинах, можуть зумовити у відкладах, що залягають вище, аномально високе значення теплового поля. В результаті подібного розподілу теплової енергії області інфільтрації і прилеглі до них райони стануть охолодженими, а зони розвантаження – прогрітими за рахунок надходження нагрітих вод із глибоких депресій.

У зв’язку з цим, виявлення зон розвантаження пластових систем, у межах яких при сприятливих умовах можуть формуватися поклади нафти і газу, має практичне значення. На основі інтерпретації геотермічних матеріалів можна виявити ймовірні області живлення, стоку і розвантаження різних водоносних комплексів, що має принципове значення при оцінці перспектив нафтогазоносності. До неперспективних відносяться землі, які прилягають до областей інфільтрації і характеризуються пониженим температурним режимом. З віддаленням від областей живлення з ростом температур і гідрогеологічної закритості надр перспективи нафтогазоносності покращуються.

У різних районах на регіональному геотемпературному фоні можуть спостерігатися зони з аномально високими значеннями теплового поля, що приурочені до тектонічно ослаблених ділянок, з якими пов’язана регіональна нафтогазоносність.

Ці зони, переважно, є областями міжпластового розвантаження пластових вод і вуглеводнів, і фіксуються на загальному фоні аномаліями підвищених температур і понижених геотермічних ступенів. Вказана залежність повинна враховуватись при оцінці перспектив нафтогазоносності як великих територій, так і локальних площ. З температурними аномаліями, зазвичай, збігаються газогідрогеохімічні та гідродинамічні аномалії, які свідчать про вертикальне розвантаження підземних вод.

Геотермічні аномалії спостерігаються на локальних структурах, заповнених нафтою чи газом. Наявність позитивних локальних температурних аномалій над покладами нафти і газу пов’язується з міжпластовими перетоками флюїдів, впливом екзотермічних процесів, деструкції вуглеводнів у покладах, термодинамічним ефектом нагрівання нафти у процесі її міграції (ефект джоуля-Томпсона), конвективним переносом тепла в багатопластових покладах та іншими процесами.

Для оцінки перспектив нафтогазоносності великих геоструктурних елементів необхідно побудувати серію схем розподілу фонових регіональних температур на різноглибинних зрізах. Дослідження розподілу і виявлення закономірностей зміни геотермічних параметрів (щільностей теплового потоку, геотермічних градієнтів, температур на однакових зрізах) по площі регіонів, дозволяє виділяти ділянки з різною геотермічною активністю. Зони з підвищеними значеннями геотермічних градієнтів і температур на зрізах найбільш сприятливі для нагромадження і зберігання нафтових покладів, причому чим нижча геотермічна активність, тим на більшій глибині можуть знаходитись чисто нафтові продуктивні горизонти. У областях з високими значеннями теплового поля формуються переважно газові родовища.

3.7 Природні нафтогазопрояви

Природні нафтогазопрояви є важливою прямою ознакою наявності в надрах скупчень нафти і газу. До природних нафтогазопроявів відносяться різного роду сліди нафти та газу на земній поверхні. Нафтогазопрояви проявляються в природі в різноманітних формах і масштабах, але завжди вони пов’язані зі скупченнями нафти і газу в надрах.

Серед класифікацій природних нафтогазопроявів найбільшої уваги заслуговує класифікація, запропонована А.Я. Кремсом (табл. 3.4).

Таблиця 3.4