При геотермических исследованиях определяются температурный фактор в катагенетическом преобразовании ОВ пород, миграции УВ, их фазовое состояние в залежах, проводится оценка прогнозных и промышленных запасов нефти и газа, а также использования подземных вод.

При достаточном разнообразии методических приемов обобщения фактических геотермических данных малое внимание уделялось выяснению закономерностей изменения пластовых температур по отдельным стратиграфическим подразделениям и водонапорным комплексам, т. е. получению той информации, которая необходима для оценки прогнозных запасов УВ и осуществления направленного поиска нефти, газа и конденсата. Составление геотермической карты для главного целевого объекта поисково-разведочных работ на нефть и газ в Западном Узбекистане – верхнеюрской карбонатной формации, или ВКФ – позволило выявить три основные геотемпературные зоны, условно разграниченные изотермами 80 и 120°С (рисунок).

Границы первой зоны с температурой ниже 80 °С контролируются в основном Бухарским пароградным и Тяньшанским краевым разломами. В северо-западной части территории изотерма 80 °С практически совпадает с границей Бухарского разлома, а в юго-восточной она несколько смещена к северу от последней. Здесь резкие изменения приведенных напоров и минерализации подземных вод (особенно по меловым водонапорным комплексам) свидетельствуют о проявлении экранирующей роли Бухарского разлома, которая несколько слабее выражена в юго-восточной части территории.

Третья геотемпературная зона (более 120 °С) совпадает с областью максимальных глубин залегания ВКФ, отражая наименьшую удаленность объекта от глубинного источника тепловой энергии. Значительно большая удаленность второй зоны относительно третьей от области создания инфильтрационного напора является дополнительным свидетельством преобладания элизионного режима водообмена в юрском водонапорном комплексе Бешкентского прогиба. Не менее интересна особенность третьей зоны – наличие локальной геотемпературной аномалии в районе, Шуртанского газового месторождения, происхождение которой объясняется адиабатическим расширением газа при формировании залежи.

Используя приведенные геотермические данные, можно изложить некоторые суждения о роли геотемпературной зональности в размещении УВ-скоплений изученного объекта. Приуроченность минимума растворимости газообразных УВ в воде к температурам 90–120 °С [2] вместе с преобладанием рассолов и близостью пластовых давлений к условным гидростатическим во второй геотемпературной зоне указывают на наиболее благоприятные условия фазового обособления газообразных УВ из подземных вод и сохранения их скоплений в этой зоне. В северо-западном направлении фазовое состояние УВ в залежах этой зоны постепенно смещается в сторону преобладания газообразных: в результате выпадения жидких УВ из газоконденсатных растворов при снижении пластовых температур и давлений и хроматографического эффекта на путях их миграции газоконденсатно-нефтяные месторождения (Южный Кемачи, Расылкудук и др.) сменяются на преимущественно газоконденсатные (Чандыр, Кандым, Аккум и др.).

Высокая растворимость УВ в термальных водах зоны АВПД ограничивает возможности их фазового обособления из подземных вод условиями предельной насыщенности вод УВ. Эти условия обеспечиваются в Бешкентском прогибе максимальной плотностью эмигрировавших УВ и преобладанием крепких рассолов. Вместе с тем, как установлено В.В. Кушнировым [3], эти же термобарические условия способствуют формированию ретроградных газожидкостных систем, типичных для месторождений, Шуртан, Северный Нишан, Гирсан и др. В соответствии с геохимической моделью формирования УВ-месторождений в юрских отложениях Западного Узбекистана, разработанной А.М. Акрам-ходжаевым [1], важную роль в фазовом состоянии залежей играют масштабы миграции газообразных УВ из нижне-среднеюрской терригенной формации в верхнеюрскую карбонатную, определяющие как преимущественную газоконденсатность последней, так и сохранение первичных нефтяных скоплений в ней. По мнению Д. Сиражитдинова [4], при латеральной миграции ретроградных газонефтяных растворов за пределы высокотемпературной зоны с АВПД неизбежны процессы ретроградной конденсации, обеспечивающие формирование газоконденсатнонефтяных залежей в пограничной зоне (месторождения Кокдумалак, Северный Майманак и др.).

Рассмотренные выше представления о причинах наблюдаемой зональности в размещении месторождений УВ различного фазового состояния в ВКФ Западного Узбекистана базируются на термодинамических расчетах, составным элементом которых являются геотермические данные. Вместе с тем приведенные сведения могут быть полезными при обосновании выбора промывочных жидкостей и цементных растворов, подсчете прогнозных и промышленных запасов УВ-сырья, выборе наиболее эффективной системы разработки месторождений и использовании подземных вод в энергетических и других целях.

1. Акрамходжаев А. М. Нефть и газ – продукты преобразования органического вещества.– М.: Недра.– 1982.
2. Корценштейн В. Н. Растворенные газы подземной гидросферы.– М.: Недра.– 1984.
3. Кушниров В. В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах.– Т.: Фан.– 1987.
4. Сиражитдинов Д. Закономерности пространственного размещения типов нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях Западного Узбекистана // В кн.: Литология и геохимия мезозоя Узбекистана.– Т.: САИГИМС.– 1980.– С. 100–105.

а – палеозойские породы; б – глубинные разломы; месторождения: в – газовые, г – газонефтяные, д – газоконденсатные, е – газоконденсатнонефтяные, ж – нефтяные; з – непродуктивные площади; и – в числителе – порядковые номера месторождений и площадей, в знаменателе – средние величины пластовой температуры; к – геоизотермы, °С. Названия месторождений и площадей: 1 – Аккум, 2 – Кандым, 3 – Чандыр, 4 – Чукуркуль, 5 – Акджар, 6 – Юлдузкак, 7 – Южный Кемачи, 8 – Кокдумалак, 9 – Расылкудук, 10 – Шумак, 11 – Карабаир, 12 – Северный Майманак, 13 – Гирсан, 14 – Северный Нишан, 15 – Сарыча, 16 – Шуртан, 17 – Кошкудук, 18 – Адамташ