8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу

У нафтогазоносних областях з розвитком інтенсивної склад­частості в окремих горизонтах часто фіксується підвищення геотермічного градієнта в напрямку від крил до склепіння складок. Деякі дослідники по­яснюють це перенесенням тепла внутрішньорезервуарним рухом вод із синклінальних ділянок складок до склепіння. Водночас інші дослідники наявність підвищених значень геотермічних градієнтів у кульмінаційних ділянках складчастих структур пов'язують з тим, що тектонічні напруження у склепіннях складок при складкоутворенні значно перевищують текто­нічні напруження на крилах антикліналей, які формуються, і на цих ділян­ках у процесі формування склепінь механічна енергія перетворюється у теп­лову інтенсивніше.

У Дніпровсько-Донецькій западині, в передгірських прогинах Великого Кавказу, на Апшеронському півострові та в інших нафтогазоносних облас­тях відзначається підвищений температурний режим у зонах нафтогазона-громадження. Це явище пояснюється перенесенням тепла у відкладах із синкліналей в напрямку антиклінальних піднять у процесі вторинної внут-рішньорезервуарної міграції флюїдів в умовах формування покладів нафти і газу, а також диференціації флюїдів за густиною. Цей погляд добре узго­джується із встановленою закономірністю збільшення коефіцієнтів аномаль-ності пластових тисків у природних резервуарах у напрямку від крил до склепінь локальних структур, що пов'язано з міграцією флюїдів у цьому на­прямку в колекторах в процесі складкоутворення. Підвищення температур­ного режиму в зонах нафтогазонагромадження відбувається також у резуль­таті виділення тепла під час окиснення нафти на водонафтових контактах.

Розподіл температур в окремому природному резервуарі відображають на картах ізотерм (рис. 8.1). Ізотерми — це лінії рівних температур у пев­ному пласті або природному резервуарі.

Виявлені закономірності розподілу температурних режимів у відкладах використовують як допоміжні критерії для прискорення розкриття скле­піння складок і виявлення зон нафтогазонагромадження.

Велику роль у справі прогнозування перспектив нафтогазоносності ві­діграють палеогеотермічні дослідження. Вони полягають у визначенні темпе­ратур у відкладах у геологічному минулому для виявлення товщ, в яких мо­гла відбуватися генерація вуглеводнів із органічної речовини.

Орієнтовно палеотемператури встановлюють за результатами вивчення твердих включень органічної речовини, які містяться у досліджуваних від­кладах. Ступінь і характер перетворення органічної речовини залежить від тих термобаричних умов, в яких вона знаходилась у вмісних породах у гео­логічному минулому. Під дією палеотемператур органічна речовина зміню­ється, потім породи, в яких знаходиться ця речовина, охолоджуються до рівня сучасних температур, причому ступінь змін органічної речовини за­лишається сталим. У цьому полягає суть палеогеотермічного методу, який дає змогу робити висновки щодо наявності максимальних температур у по-

передні часи у досліджуваних відкладах. Під час вивчення нафтогазоносних товщ палеогеотермічний метод зводиться переважно до визначення оптич­них властивостей твердих складників органічної речовини, які входять у мікрокомпоненти груп гумініта, вітриніта і мінтиніта. Ступінь термогене-тичного перетворення органічної речовини гумінітів і вітринітів визнача­ють за показником оптичного відбиття, а груп мінтиніту — за люмінесцен­цією, кольором і прозорістю цієї речовини. Різниця між палеотемперату-рою і сучасною температурою у відкладах коливається в широких межах і, за даними СІ. Сергієнка, на контактах із застиглими інтрузіями досягає іноді 800 °С.

Розподіл палеотемператур у тому чи іншому горизонті графічно зобра­жують на палеогеотермічних схемах або картах. Лінії, які проходять через точки з однаковими значеннями палеотемператур, називають палеоізотер-мами. Для зручності вивчення зміни палеотемператур по вертикальному розрізу того чи іншого району введено поняття палеогеотермічного гра­дієнта. Це приріст палеотемператур на 1000 м в інтервалі між двома палео-геотермічними неузгодженнями. Лалеогеотермічне неузгодження — це різ­ниця палеотемператур у розрізі досліджуваного району між будь-якими відкладами, що залягають вище і нижче розмитої поверхні, яка засвідчує наявність перерв в осадонагромадженні в літогенетичному процесі геоло­гічної історії району або області.