Спосіб пошуку нафти і газу

Спосіб пошуку нафти і газу, що включає відбір проб грунту в пунктах випробувань із літологічно однорідного елювіального гумусного горизонту А1, екстракцію з проб хімічних елементів - індикаторів вуглеводнів в рухомих формах знаходження з наступним визначенням їх концентрацій в екстракті, визначення комплексного показника для кожного пункту випробувань, установлення нафтогазоносних провінцій, областей, родовищ або окремих покладів нафти і газу, який відрізняється тим, що відбір проб здійснюють за квазірегулярною сіткою розміщення дискретних пунктів випробувань, в пунктах випробувань виділяють елементарні площадки, на яких довільним чином вибирають точки однократного випробування, відбір проб у точках випробувань проводять з нижнього шару літологі чно однорідного елювіального гумусного горизонту А1, здійснюють водну екстракцію відібраних проб, у виготовлених з проб водних екстрактах вимірюють концентрацію йодид іону та окислювальновідновлювального потенціалу Eh, крім того в точках однократних випробувань визначають концентрації радіоактивних ізотопів урану, калію, метану та суми його гомологів, при цьому додатково на глибині 1,5-1,7м від поверхні землі вимірюють температуру материнської породи грунту літологічно однорідного елювіального гумусного горизонту А1, за результатами проведених кількісних визначень параметрів концентрації йодид іону, урану, калію, метану та суми його гомологів, окислювальновідновлювального потенціалу Eh та температури знаходять середні арифметичні значення визначених параметрів у дискретних пунктах випробувань квазірегулярної сітки, отримують їх безперервні квазідетерміновані функції' інтерполяцією за геостатичним методом крайгінгу на всю досліджувану територію, при цьому як комплексний показник використовують комплексний показник нафтогазоносності надр, функцію якого розраховують як середню арифметичну величину відповідним чином нормованих квазідетермінованих функцій розподілу визначених параметрів, і за територіальним розміщенням підвищених значень функції комплексного показника установлюють положення нафтогазоносних провінцій, областей, родовищ або окремих покладів нафти і газу. Корисна модель відноситься до методів пошуків корисних копалин і може бути використана для нафтогазової розвідки та пошуків вуглеводнів. Відомий спосіб геохімічних пошуків родовищ нафти і газу [А.с. СРСР № 913313, З МПК G01V9/00, публ. 15.03.1982, Бюл. №10], який передбачає відбір, очищення від органічних решток та подрібнення проб порід. З проб екстрагують рухливі форми хімічних елементів і визначають їх вміст в екстрактах. Згідно аномальних значень концентрації рухливих хімічних елементів в екстрактах виділяють нафтогазоносності структури. Недолік відомого способу полягає в неоднозначності здійснюваних прогнозних оцінок, викликаної' перекриттям пошуково значущих аномалій значною територіальною мінливістю ВМІСТІВ у породах хімічних елементів, пов'язаною з літофаціальною неоднорідністю випробуваного горизонту, обумовленою загальною тектонічною еволюцією осадочного масиву і прямо не пов'язаною з покладами вуглеводнів. Крім того, не окреслене коло хімічних елементів, інформативних для пошуків, в той час як багато з них не проявляють кореляційних зв'язків своїх аномальних збурень з родови h CO 11167 щами нафти і газу. Ця обставина ускладнює інтерпретацію аномалій, які виявляють при застосуванні відомого способу. Відомий геохімічний спосіб пошуків вуглеводнів [Пат. Росії №2097796, 6 МПК G01V9/00, пубп. 27.11.1997, Бюл. №44], який полягає у доборі проб ґрунту в кожній точці спостереження (в пунктах випробувань) з верхнього гумусового (літологічне однорідного елювіального) горизонту А1 і збагаченого залізомарганцевими сполуками горизонту С, екстракції з проб хімічних елементів у рухливих формах знаходження, з проб горизонту А1 здійснюють екстракцію елементівчндикаторів вуглеводнів, зв'язаних з органічними сполуками ґрунту, з проб шару С здійснюють екстракцію елементівіндикаторів вуглеводнів, зв'язаних із залізомарганцевими сполуками, при цьому елементамиіндикаторами виступають як метали (Ni, Co, V, Zn, Мп та ін.), так і неметали (Вг, СІ та ін.), в тій же точці в природному заляганні або з відібраної проби одного з зазначених горизонтів під дією постійного електричного струму здійснюють екстракцію елементів-індикаторів вуглеводнів в електрорухомих формах, з наступним визначенням (аналізом) їх (хімічних елементів) концентрацій в екстракті, визначають концентрації заздалегідь установлених елементів-індикаторів у кожному з екстрактів, виділяють зони з аномально високими концентраціями, виявляють ділянки збігу зон з аномальними концентраціями найбільш контрастних елементівіндикаторів для кожного екстракту, виділяють площі, в межах яких сполучають ділянки збігу, виявлені в різних екстрактах, по положенню цих площ установлюють границі нафтогазоносних провінцій, областей, родовищ або окремих покладів в залежності від масштабу випробування. Недолік відомого способу полягає в недостатній надійності пошуку вуглеводнів через неоднозначність отримуваних при його застосуванні результатів внаслідок значної залежності територіального розподілу у ґрунті багатьох елементів від геохімічних процесів еволюції ландшафту, які не контролюються присутністю чи, навпаки, відсутністю на глибині покладів нафти і газу. Крім того, відомий спосіб не враховує стохастичну природу геохімічних даних і не передбачає можливостей нейтралізації' впливу на результат прогнозної оцінки аномальних аберацій концентраційних полів зони випробувань, які мають ландшафтне походження. Задачею корисної' модепі є підвищення надійності та ефективності пошуків нафти і газу. Поставлена задача вирішується тим, що в способі пошуків нафти і газу, що включає відбір проб ґрунту в пунктах випробувань із літологічне однорідного елювіального гумусного горизонту А1, екстракцію з проб хімічних елементів - індикаторів вуглеводнів в рухливих формах знаходження з наступним визначенням їх концентрацій в екстракті, визначення комплексного показника для кожного пункту випробувань, установления нафтогазоносних провінцій, областей, родовищ або окремих покладів нафти і газу, згідно корисної моделі відбір проб здійснюють за квазірегулярною сіткою розміщення дискретних пунктів випробувань, в пунк тах випробувань виділяють елементарні площадки, на яких довільним чином вибирають точки однократного випробування, відбір проб у точках випробувань проводять з нижнього шару літологічно однорідного елювіального гумусного горизонту А1, здійснюють водну екстракцію відібраних проб, у виготовлених з проб водних екстрактах вимірюють концентрацію йодид-Іону та окислювальновідновлювального потенціалу Eh, крім того в точках однократних випробувань визначають концентрації радіоактивних ізотопів урану, калію, метану та суми його гомологів, при цьому додатково на глибині 1,5-1,7м від поверхні Землі вимірюють температуру материнської' породи літологічне однорідного елювіального гумусного горизонту А1, за результатами проведених кількісних визначень параметрів концентрації йодид-Іону, урану, калію, метану та суми його гомологів, окислювальновідновлювального потенціалу Eh та температури знаходять середні арифметичні значення визначених параметрів у дискретних пунктах випробувань квазірегулярної сітки, отримують їх неперервні квазідетерміновані функції інтерполяцією за геостатичним методом крайгинга на всю досліджувану територію, при цьому в якості комплексного показника використовують комплексний показник нафтогазоносності надр, функцію якого розраховують як середню арифметичну величину від відповідним чином нормованих кваз ідете рм і нова них функцій розподілу визначених параметрів і за територіальним розміщенням підвищених значень функції комплексного показника установлюють положення нафтогазоносних провінцій, областей, родовищ або окремих покладів нафти і газу. Джерелом надходження до ґрунту йоду є атмосферне повітря. Органічні, мінеральні та органо-мінеральні колоїди літологічне однорідного елювіального гумусного горизонту А1 інтенсивно поглинають атмосферний йод, утворюючи різні йодорганічні та йодмінеральні сполуки, які за своїми хімічними властивостями відносяться до йодидів та йодатів. У лужному середовищі, що розвивається над покладами вуглеводнів, рухливі йодиди частково окислюються до нерозчинних у воді йодатів. При кислій реакції ґрунту за межами збагаченої вуглеводнями зони концентрація йодидів зростає, а йодатів зменшується. Такі особливості розподілу йодних сполук, обумовлюють те, що над покладами вуглеводнів спостерігаються від'ємні аномалії концентрацій у ґрунті активного йоду (йодид-юну), в той час як за межами реакційної зони, породженої впливом на ґрунт надлишку вуглеводнів, притаманна більш висока його концентрація. Як засвідчив практичний досвід, над родовищами вуглеводнів у межах північного борту південно-східної частини Дніпровсько-Донецької западини середній вміст активного йоду у ґрунті знижується у 2-3 рази порівняно з непродуктивними ділянками. Такий контраст у територіальному розподіпі концентрацій активного йоду дозволяє використовувати його як показника нафтогазоносності надр. Інформативним у нафтогазопошуковому відношенні є також окислювально-відновний потенці 11167 ал Eh, значення якого в ґрунті над родовищами нафти І газу відчутно знижується у порівнянні з фоном. Причина такого зниження полягає у локальному розвитку лужності ґрунту над покладами вуглеводнів. Середні величини зниження потенціалу Eh на родовищах України сягають 50-70мв, що складає 15-25% від середніх фонових значень. Такі масштаби від'ємних приростів електродного потенціалу дозволяють використовувати його як індикатора родовищ нафти і газу. Викликана присутністю надлишку нафтидів над покладами нафти і газу територіальна диференціація показника кислотності ґрунту відповідним чином впливає на розподіл концентрацій радіоактивних ізотопів урану та калію. У кислому середовищі за межами родовищ нафти і газу мінерали урану, зокрема ураніл, мають високу рухливість і легко виносяться водними потоками за межі зони окислення. У лужних обстановках над покладами вуглеводнів ураніл переходить у нерозчинну водою форму - уранініт і фіксується середовищем. Цей процес ініціює надходження додаткових порцій уранілу з кислого оточення, внаслідок чого відбувається накопичення уранініту в зоні посиленої міграції вуглеводнів, яке фіксується відповідним зростанням гаммавипромінювання урану. Вуглеводні, що надходять до ґрунту з глибини, частково утилізуються мікроорганізмами з виділенням вуглекислого газу, який взаємодіє з головними породоутворюючими мінералами - польовими шпатами та гідрослюдами, внаслідок чого наявний в них калій переходить у вільну форму і вимивається з ґрунту інфільтраційною водою. Це обумовлює зменшення концентрації в ґрунті радіоактивного калію над родовищами нафти і газу і відповідне зниження інтенсивності його гаммавипромінювання. Перепади концентрацій в ґрунті радіоактивних ізотопів урану та калію, викликані хімічним впливом покладів нафтидів на осадочний матеріал, сягає 10-15 % у порівнянні з фоновими величинами. При цьому стандартна девіація варіацій результатів вимірювань не перевищує 2-3%. Це дає можливість використовувати їх як показників нафтогазоносності надр. Мігруючі від покладів до даної поверхні вуглеводневі гази в основному поглинаються і перетворюються геологічним середовищем. Частково вони проникають до грунту і далі переходять в атмосферу. Це дає можливість використовувати концентрації метану та суми його гомологів як прямих показників нафтогазової продуктивності надр. Метан і його гомологи мають принципово відмінні між собою механізми міграції в осадочному масиві, у зв'язку з чим їх концентраційні поля розглядаються як відносно самостійні характеристики і використовуються для прогнозування нафти і газу. У залежності від геологічних умов та особливостей методики відбору проб контрастність генерованих покладами нафти і газу аномалій концентраційних полів метану та суми його гомологів буває різною. В основному на родовищах України коефіцієнти контрастності знаходяться в діапазоні 1,5-5,5. Температурний нафтогазопошуковий сигнал 6 формується процесами тепломасопереносу та окислення вуглеводнів на шляхах їх висхідної міграції. Збурення температурного поля нижче зони добових коливань температури на глибині 1,5-1,7м від поверхні Землі в основному відбувається внаслідок окислення вертикального потоку вуглеводнів мікроорганізмами. Викликані цим процесом перепади температури на зазначеній глибині сягають кількох градусів і можуть успішно використовуватися для прогнозування покладів нафти і газу. Перераховані вище інформативні в нафтогазопошуковому відношенні параметри є відносно незалежними між собою величинами. Вони слабо корелюють між собою і спільною особливістю для них є те, що під дією мігруючих з глибини вуглеводнів усі вони зазнають тих чи інших аберацій своїх значень, які в принципі можна використовувати для прогнозних нафтогазопошукових цілей. Але пряме їх використання у цьому напрямку не може бути ефективним. У геологічному середовищі діє багато різноспрямованих процесів, які визначають значну неоднорідність характеристик його речовинного наповнення. У зв'язку з цим ті чи інші кількісні оцінки властивостей осадочних порід наділені високим рівнем невизначеності. Тому домінантна особливість геохімічних показників нафтогазоносності надр полягає в їх належності класу випадкових величин, кожне визначення яких має розглядатися як окрема реалізація стохастичного експерименту, наділена певною ймовірністю появи. У такому разі поверхня значень будь-якого з них, побудована за результатами одиничних вимірювань, є випадковою функцією І наявним в ній аномальним та фоновим ділянкам також притаманні ознаки випадкових проявів, детермінований підхід до яких не може бути коректним. Саме з цим пов'язана низька ефективність застосування способів прогнозування покладів нафти і газу, в яких не враховується імовірнісна природа кількісної геологічної інформації. Специфіка пошуків вуглеводнів за результатами біля поверхневих випробувань полягає у тому, що від неї" вимагається детермінований прогнозний результат на основі використання інформації, позбавленої однозначності. Подолання такого протиріччя можна досягти на шляху перетворення випадкових функцій у детерміновані. Можливість подібного переходу витікає із закону великих чисел, згідно якого сукупна дія великого числа випадкових факторів забезпечує результат, який майже не залежить від випадку. При цьому середнє арифметичне серії паралельних випадкових визначень досліджуваного параметра прямує до його математичного очікування, якщо їх кількість збільшується до безмежності. Математичне очікування позбавлене невизначеності, притаманної" випадковій величині, і задається аналітичне відповідною формулою. Середнє арифметичне є статистичною оцінкою математичного очікування і воно тим менше відрізняється від нього, чим більша кількість паралельних визначень в ньому представлено. Тому 10-15 одночасних довільним чином організованих визначень досліджуваних 11167 8 параметрів у кожному пункті випробувань на досліджуваній території забезпечують високий рівень наближеності їх середніх арифметичних до ВІДПОВІДНИХ математичних очікувань. Отримання неперервних функцій розподілу середніх величин визначених параметрів на досліджуваній площі здійснюють інтерполяцією розрахованих дискретних результатів за допомогою геостатичного методу крайгинга [Дж. С. Девис. Статистический анализ данных в геологии. В двух книгах. Книга 2. М.: Недра. - 1990. - С.110-132]. Цей метод використовує інформацію з напівваріограми для знаходження оптимальної множини ваг, для оцінки поверхні в точках, відмінних від точок випробувань. Так як напівваріограма є функцією відстані, то ваги змінюються відповідно до координат точок випробування. Особливо важливим в методі є те, що він забезпечує вимірювання похибки або невизначеності поверхні, зображуваної в Ізолініях. лій, серед яких можуть бути і ті, які не мають прямого зв'язку з покладами вуглеводнів. У запропонованому способі поля визначених параметрів, побудовані як квазідетермінованс функції територіального розподілу їх середніх значень, розглядаються як наділені відповідними ймовірностями випадкові реалізації нафтогазопошукового стохастичного експерименту по визначенню математичного очікування їх генеральної сукупності. Правомірність такого розгляду обумовлена тим, що визначені параметри є слабо корельованими між собою величинами, кожна з яких є специфічним, випадковим по своїй суті, відображенням природного стану геологічного середовища. У своїй генеральній сукупності визначені параметри характеризують повною мірою його детерміновані властивості, одна з яких полягає у збуренні усіх можливих кількісно оцінюваних характеристик під впливом легких вуглеводнів, мігруючих до денної поверхні від покладів нафти і газу. Поверхні середніх характеристик визначених параметрів, побудовані методом крайгинга, у першому наближенні є приблизними зображеннями відповідних цілком детермінованих поверхонь функцій математичних очікувань. Причому невідповідність їх останнім буде тим меншою, чим більша кількість незалежних між собою визначень отримують у точках випробувань. У значеннях квазідетермінованих функцій параметрів, побудованих за результатами інтерполяції результатів дискретних визначень, нафтогазоносні структури проявляють себе приростами значень функції. Такі прирости класифікуються як індивідуальні індикатори покладів вуглеводнів. Але морфологія поверхонь значень квазідетермінованих функцій визначається не тільки мігруючими вертикально вуглеводнями. Значною мірою вона залежить від територіально» неоднорідності ландшафту місцевості, у зв'язку з чим у зоні геохімічних випробувань присутні геохімічні аномалії поверхневого походження, які нерідко перевищують за розмірами та інтенсивністю нафтидогенні аномалії. До того ж останні, як правило, зазнають значних деформацій під впливом ландшафтних процесів. Але, що особливо важливе, так це те, що кожний із досліджуваних параметрів є лише частковим відображенням властивостей геологічного середовища, на яке сильно впливають випадкові за своею природою дисипативні процеси. Випадковий характер квазідетермінованих функцій визначених параметрів обумовлює можливість застосування щодо них апарату математичної статистики з метою отримання притаманного їм детермінованого показника. Але поєднання в єдину статистичну вибірку допустиме лише щодо якісно однорідних сукупностей. А це вимагає певних перетворень досліджуваних параметрів з метою отримання з них споріднених показників нафтогазоносності. З цією метою здійснюють згідно запропонованого способу нормування індивідуальних квазідетермінованих функцій визначених параметрів, яке дозволяє отримання з них безрозмірних величин. Причому на присутність покладів вуглеводнів нормовані функції реагують тільки позитивними абераціями своїх значень. Така трансформація наділяє функції формальними ознаками якісної спорідненості і перетворює їх в набір випадкових варіантів комплексного показника нафтогазоносності. Якщо число нормованих параметрів збільшувати до безмежності, то в такому разі їх середнє арифметичне прямуватиме до позбавленого ознак випадковості математичного очікування генеральної сукупності. Нейтралізацію впливу неін формати в них для пошуків нафти і газу аномалій досліджуваних полів на прогнозний результат часто здійснюють простим, але з формального боку недостатньо обґрунтованим, накладанням одного випадкового поля на інше і до розряду перспективних зараховують ті їх ділянки, на яких засвідчено перетини наявних в них аномальних збурень. Але такий підхід не можна вважати за коректний, оскільки зіставляються різні за походженням і різні за пошуковою інформативністю, до того ж випадкові за своєю природою поля, тому наявні в них аномалії рідко коли перетинаються. У такому разі за критерій позитивної нафтогазо пошукової оцінки вимушені брати ті ділянки, на яких зафіксовано певну територіальну наближеність між собою тієї чи іншої групи анома Так як у запропонованому способі кількість використовуваних параметрів фіксована, то функція середнього арифметичного для "їх квазідетермінованих функціональних поверхонь виступає як наближена оцінка математичного очікування, яке тільки і може бути детермінованим на досліджуваній території комплексним показником нафтогазоносності. Формування з нормованих індивідуальних квазідетермінованих функцій комплексного показника нафтогазоносності як оцінки функції математичного для них очікування дозволяє, з одного боку, посилювати нафтидогенні аномалії, а з іншого подавляти аномалії випадкових індивідуальних полів, які генетичне не пов'язані з покладами вуглеводнів. Локальні позитивні збурення територіального розподілу функції комплексного показника зіставляються з положеннями відповідних нафтогазоносних геологічних структур і є високоінформативними їх індикаторами. На Фіг. наведено приклад реалізації способу 11167 пошуків нафти і газу на Аксютівській площі, розташованій у межах Північного борту Дніпровськодонецької западини. Площа належить Рокитнянсько-Коробочкинській повздовжній структурнотектонічній зоні, де відкрита ціла низка родовищ вуглеводнів: Юліівське, Караванівське, Островерхівське, БезлюдІвське та ін. її геологічна будова аналогічна будові суміжних площ, де свердловинами розкриті відклади кам'яновугільної', нижньопермської, тріасової, юрської", крейдяної", палеогенівської, неоген і всько'і та четвертинної систем, які трансгресивне залягають на розмитій поверхні фундаменту. Покрівля фундаменту залягає на глибині 4100м. У межах Аксютівської площі сейсморозвідкою виявлено перспективну Аксютівську напівзамкнену антиклінальну згортку в нижньокам'яно-вугільних відкладах, приурочену до піднесеного блоку фундаменту і обмежену з півночі незгідним дугоподібним скидом амплітудою 25-50м. Південне крило згортки круте і протяжне, а північне практично відсутнє. Західна перикліналь слабко виражена, але протяжна. Фіксується вона незгідним скидом. Східна перикліналь коротка, ускладнена поперечним малоамплітудним скидом. За аналогією з Коробочкинським, Юліївським, Скворцівським, Островерхівським та Безлюдівським родовищами основні перспективи нафтогазоносності Аксютівської' прогнозної структури очікуються у колекторах візейського та серпухівського ярусів нижнього карбону і в зоні розущільнення порід кристалічного фундаменту. За результатами малоглибинних комплексних нафтогазопошукових досліджень Аксютівської площі було побудоване поле значень функції комплексного показника як узагальненої оцінки математичного очікування, властивого усій доступній спостереженням сукупності параметрів середови 10 ща. У полі значень комплексного показника виділено 4 аномалії": БезлюдІвську, Аксютівську, Борову та Західно-Васищівську. Перша з них у плані відповідає положенню однойменного родовища вуглеводнів, а три інші - прогнозним пошуковим об'єктам. У межах аномалій середня величина комплексного показника склала 0,61ум.од. при стандартній девіації 0,04ум.од. За межами аномалій ці показники дорівнюють 0,44ум.од. при 0,07ум.од. ВІДПОВІДНО. Коефіцієнт варіацій аномальних значень 6,6%, за межами аномалій він сягнув 20,5%. Поріг аномальності - 0,17ум.од., що в 4,2 рази перевищує стандартну девіацію в межах аномалій і в 2,4 рази - в межах фону. За результатами нафтогазопошукових робіт на Аксютівській площі запропонованим способом охарактеризовано як високо перспективні нафтогазопошукові об'єкти підняття, які територіальне відповідають положенням Аксютівської", Борової та Західно-Васищівської аномаліям. У пробуреній після виконання комплексних малоглибинних досліджень пошуковій свердловині 1-Аксютівській промислово-геофізичними роботами виділено 2 газоносні пласти, 7 газонасичених і 3 - з невизначеним характером насичення. Для більш детального визначення геологічної будови та нафтогазоносності Аксютівської ПЛОЩІ планується пробурити ще п'ять свердловин 1в. Аномалії територіального розподілу функції комплексного показника генетичне пов'язані лише з покладами вуглеводнів, розташовані безпосередньо над ними І не контролюються геохімічними процесами еволюції ландшафту. Технічний результат від застосування запропонованого способу дозволяє підвищити надійність та ефективність пошукових робіт на нафту та газ. 11 12 11167 1 - свердловини: а) яка розкрила газоносні відклади, б) яка не розкрила газоносні відклади, в) проектна;2 -тектонічні порушення на рівні підошви візеиського ярусу; З - ізогіпса підошви візеиського ярусу; 4 - контур аноиалії розподілу коиплексного параиетра; 5 - шкала значень коиплексного параиетра, уи. од. Фіг. Комп ютерна верстка Д Дорошенко Підписне Тираж 26 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул Урицького, 45, м Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності вул Глазунова, 1, м К ш в - 4 2 , 01601