Спосіб виявлення положення диз’юнктивної дислокації осадочного масиву

Винахід відноситься до технології розвідки родовищ нафти і газу, а саме до способів виявлення та трасування розривних порушень суцільності геологічного середовища нафтогазоносних територій. Відомий спосіб пошуків розломів земної кори, які газують вуглекислим газом (див. Авт. свід. СРСР 599621, М. кл. G01V9/00), згідно якого в зоні передбачуваного або виявленого розлому відбирають проби підгрунтового газу і визначають в них вміст двоокису вуглецю. При аномальній його концентрації додатково проводять аналіз на вміст ізотопів вуглецю 12С, 13С та 14С. По зниженню концентрації 14С і збільшенню відношення вмісту 13С до вмісту 12С роблять висновок, що знайдена аномалія вуглекислого газу обумовлена наявністю розлому у земній корі. Але застосування даного способу обмежене лише тими тектонічними порушеннями, по яких відбувається рух до поверхні Землі вуглекислого газу мантійного походження. Відомий також спосіб виявлення розривних порушень із застосуванням малоглибинної газогеохімічної зйомки (див. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений. Труды совещания по геохимическим методам. М.: Изд. АН СССР. — 1959. — С. 169). Згідно з цим способом про наявність диз'юнктивної дислокації судять по сполученню позитивної і негативної паралельно розташованих протяжних аномалій концентраційного поля легких насичених вуглеводнів у вер хніх шарах осадочної товщі. Недоліком цього способу є те, що він передбачає використання поєднання в межах тектонічного порушення характеристик підвищено проникної для вуглеводнів і малопроникної ділянок. А ця особливість притаманна лише тектонічним порушенням з відносним розущільненням осадочних порід. В тих же випадках, коли в зоні диз'юнктивної дислокації відбувається стиснення тектонічних блоків, що супроводжується відповідним їх ущільненням поблизу площини скидача, зазначеного сполучення позитивної і негативної геохімічних аномалій може і не бути. Крім того, аномально високі концентрації вуглеводнів у верхні х горизонтах геологічного розрізу можуть виникати внаслідок наявності не тектонічного порушення, а підвищеної тріщинуватості порід, викликаної релаксацією механічних напружень, зокрема в зоні розвитку тангенціальної дислокації або в склепінні антиклінальної структури. В таких випадках використання високої концентрації вуглеводнів як індикатора тектонічного порушення може призвести до помилкових висновків. Відомий також спосіб визначення розриву геологічного тіла, в якому малоглибинна газогеохімічна зйомка здійснюється серією паралельних профілів, ортогональних простяганню передбачуваної дислокації. Розташування тектонічного порушення при цьому фіксується за стрибкоподібними змінами концентрацій легких насичених вуглеводнів (див. Наземные геохимические исследования при поисках месторождений нефти и газа. Сборник научных тр удов. М.: Изд-во ВНИИ Геоинформсистем. — 1987. — С. 18-23). Недоліком відомого способу є те, що викликана тектонічним порушенням стрибкоподібна зміна концентрації досліджуваного газу може бути співмірною фоновим варіаціям. В таких випадках важко, або і зовсім не можливо, визначити положення тектонічного порушення. Найбільш близьким до запропонованого способу є спосіб виявлення розривного порушення пластів земної кори шляхом проведення профільної малоглибинної газогеохімічної зйомки з визначенням дискретного емпіричного розподілу на профілі газогеохімічного параметра - концентрації легкого насиченого вуглеводню, згідно якого положення тектонічного порушення - диз’юнктивної дислокації визначають за розташуванням максимального розмаху коливань на досліджуваному профілі значень другої похідної від вихідної функції залежності величини газогеохімічного параметра від координати на профілі (див. Бабаев В.В., Библів О.В., Келеберда B.C., Цимбал О.О. Спосіб виявлення розривного порушення пластів земної кори. Заявка України 96030960. М. кл. 6G01V9/00 // Промислова власність. — 1998. - №3, ч. 1. — С.2 .320.). Даний спосіб не визначає інтервалу величин розмаху коливань значень другої похідної, який ідентифікує тектонічне порушення, а тому будь-яка випадкова завищена аберація фонових варіацій другої похідної може класифікуватися як показник наявності розриву суцільності осадочного масиву. Не враховуються також швидкоплинні зміни у часі концентрацій вільних вуглеводнів у зоні газогеохімічного випробування, які бувають досить значними і при неодночасності відбору газових проб у різних пунктах на досліджуваному профілі можесуттєво порушитися співставність здійснених газометричних вимірювань. Не враховується також належність результатів газометричних досліджень в геологічному середовищі до розряду випадкових величин, в зв'язку з чим побудову графіка вихідної функції за результатами одиничних випробувань не можна вважати до кінця коректною. Така особливість даних випробувань вимагає стохастичного до них підходу, коли конкретне значення вихідної функції знаходять як найбільш ймовірну величину. Задачею винаходу є підвищення вірогідності прогнозування положення диз'юнктивної дислокації за результатами профільної малоглибинної газогеохімічної зйомки. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі виявлення положення диз'юнктивної дислокації осадочного масиву за результатами малоглибинної профільної газової зйомки із встановленням ходу значень другої похідної функції залежності величини газогеохімічного параметра від координати на профілі та ідентифікацією положення диз'юнктивної дислокації з розташуванням максимального розмаху коливань значень другої похідної. При цьому максимальний розмах коливань значень другої похідної, пов'язаний із присутністю диз'юнктивної дислокації, перевищує амплітуду фонових варіацій у 4-15 разів. Другою відмітністю є те, що дискретну величину кожного окремого визначення газогеохімічного параметра в пункті його кількісної оцінки знаходять за результатами накопичення адсорбентом відповідного газогеохімічного інгредієнта (від метану до пропану включно) протягом 1-2 місячних циклів (7-14 діб). Цим забезпечується вилучення впливу на результати вимірювань часового фактору. А кількісна характеристика газогеохімічного параметра у пункті його інструментального вимірювання на профілі визначається середнім арифметичним значенням результатів 16-20 одночасних вимірювань за регулярною сіткою розміщення точок пробовідбору, однаковою за формою і розміром для усіх пунктів спостережень, які утворюють репрезентативну статистичну сукупність, наділену властивостями незалежності та випадковості. На фігура х 1-12 наведено приклади використання способу на двох газових родовищах - Коробочкинському (фіг.1-3) та Яблунівському (фіг.4-6) і на двох непродуктивних структура х - Сиротинській (фіг.7-9) та ПівденноПервомайській (фіг.10-12). Використана в запропонованому способі залежність базується на тому, що диз'юнктивна дислокація виконує функцію шарніра, за посередництвом якого відбувається динамічна взаємодія розділених нею тектонічних блоків. З цієї причини в межах її геологічного тіла змінюються градієнти ряду фізичних, механічних та хімічних характеристик осадочного масиву, в тому числі і проникність порід. З такими змінами пов'язані позитивні збурення параметрів концентраційного поля вільних легких вуглеводневих газів, мігруючих з глибини до поверхні Землі. Виділення змінної складової вихідної функції досягається її диференціюванням. Отримана диференціюванням похідна функція, в силу своєї природи, характеризує швидкість зміни вихідної функції зі зміною аргументу. А ця швидкість збільшується з підвищеним прискоренням в зоні сполучення сусідніх тектонічних блоків. Тому на графіку другої похідної від вихідної функції тектонічне порушення чітко відображається перевищенням її фонови х варіацій розмахом коливання ординат у 4-15 разів. Емпірично з'ясовано, що менший розмір перевищення фону може бути обумовленим неоднорідностями геологічного середовища, а не тектонічними розривами. Частота коливань ординати другої похідної визначається періодичністю розміщення на профілі підвищено провідних ділянок, в той час як їх амплітуда цілком визначається прискоренням, з яким здійснюється зростання або спадання вихідної функції в порушеній диз'юнктивною дислокацією зоні. Реалізація запропонованого способу передбачає використання другої похідної у вигляді неперервної, скінченної функції. А для цього вихідна функція повинна бути неперервною, скінченною та диференційованою. Але отримати експериментальним шляхом таку функцію не можна в зв'язку з тим, що газова зйомка здійснюється лише точковим відбором газових проб через певні інтервали відстані. Тому запропонований спосіб передбачає отримання вихідної функції апроксимацією дискретних емпіричних газометричних даних на всю протяжність профілю. Процедуру апроксимації можна здійснити, наприклад, за допомогою сплайн-функції не менше третього степеня. Важлива особливість запропонованого способу полягає у тому, що пункти газометричних спостережень на профілі розміщують з одним і тим же наперед визначеним інтервалом відстані. При цьому надійність визначення тектонічного порушення буде тим вищою, чим меншим буде інтервал випробувань. І в будь-якому випадку він не повинен перевищува ти 200м. Необхідність ретельного дотримання величини інтервалу розміщення на профілі пунктів відбору проб диктується тим, що в разі порушення принципу рівномірності випробувань може зазнати деформації природний хід другої похідної з появою на ньому додаткових ділянок збурення варіації ординат, пов'язаних не з тектонічним фактором, а зі згущенням мережі спостережень. Ряд викликаних як екзогенними, так і ендогенними причинами циклічних процесів в надрах Землі, зокрема спричинені космічними взаємодіями місячні, сонячні та галактичні припливи, обумовлюють складний пульсуючий характер дегазації планети з чітко означеними добовою, тижневою та більш тривалими ритміками. В зв'язку з цим інструментально вимірювані газогеохімічні параметри зони випробувань зазнають квазіперіодичних коливних змін у часі як результат суперпозиції усієї гами осцилюючих впливів на вертикальний вуглеводневий потік. А так як процедура газогеохімічних випробувань здійснюється послідовно в певних дискретних часових інтервалах, то в зв'язку з цим може суттєво порушуватися принцип співставності результатів вимірювання концентрації вуглеводнів у пробах, розділених між собою у просторовому та часовому вимірах. Бо в такому разі різні пункти спостережень будуть кількісно оцінюватися при різній інтенсивності дегазаційних процесів. Щоб виключити вплив на результати профільної газометрії пульсацій дегазації Землі, пов'язаний із розподіленістю у часі процедур пробовідбору, запропонований спосіб передбачає одноразовий відбір усіх проб шляхом накопичення порціями адсорбенту вільно мігруючих до поверхні Землі вуглеводнів протягом тривалого періоду, який охоплює 1-2 місячні цикли (7-14 діб). Даний інтегральний спосіб забезпечення співставності розподілених у просторі газогеохімічних даних використовують при геохімічних пошуках родовищ нафти і газу (див. Бабаев В.В., Келеберда B.C. Використання інтегрального геохімічного методу для виявлення малих скупчень природного газу в південно-східній частині ДДЗ // Нафтова і газова промисловість. — 1995. — №1. — С.10-12). В зв'язку з неоднорідністю властивостей геологічного середовища, у якому відбираються проби для газового аналізу, досить значними варіаціями характеристик пробовідбору, а також наявністю інструментальних похибок газоаналітичного обладнання результати малоглибинної газометрії відносяться до категорії випадкових величин. Правомірність такого твердження засвідчена дослідно-методичними роботами на території Дніпровськодонецької западини, які показали, що з довірчою ймовірністю 0,95 відносна величина середнього квадратичного відхилення для 20 паралельних пробовідборів в одному пункті спостережень склала для метану вільного ґрунтового газу, відібраного за допомогою спеціального адсорбенту (активного рекупераційного вугілля марки АРВ, ГОСТ 8703-74), 36%. При цьому максимальний результат даної серії вимірювань перевищив мінімальний більше як у 7 разів. Подібний результат отримано і для гомологів метану. Така особливість газогеохімічних даних обумовлює те, що будь-який одиничний результат газометрії не може мати самостійного інформаційного значення. Найбільш вірогідну кількісну геохімічну характеристику пункту випробування згідно запропонованого способу отримують як середньоарифметичну величину 16-20 одночасних вимірювань, які утворюють репрезентативну статистичну сукупність даних, наділену властивостями незалежності та випадковості. Досягають репрезентативність статистичної вибірки, яка характеризує показну величину геохімічного параметра у пункті випробування, відбором проб за спеціальною схемою, яка забезпечує незалежність і випадковість отримуваної статистичної вибірки даних. Ця схема являє собою довільно вибрану прямокутну сітку із 16-20 пробовідбірних точок, рівномірно розміщених на випробовуваній ділянці. Відстань між сусідніми точками на ортогональних лініях прямокутника складає 1-2 метри. Чим більша кількість точок випробування у пункті спостережень, тим вірогіднішою стає його газогеохімічна характеристика. Зазначена кількість проб (16-20), які необхідно одноразово відібрати у п ункті газометричних спостережень з метою забезпечення репрезентативності газогеохімічної характеристики пункту спостереження, продиктована тим, що при зменшенні її величини різко зростає похибка вибіркової середньої арифметичної, яка, як відомо, визначається формулою e=± ts , n -1 де e - зазначена похибка, t - ймовірність отримання фактичної похибки, яка не виходить за межі підрахованих границь (має табличне значення і є величиною, обернено пропорційною кількості спостережень), s - середньоквадратичне відхилення у вибірці, n - обсяг вибірки (див. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. М.: Недра. — 1966. — С. 164-165.). А при збільшенні кількості проб різко зростає обсяг польових робіт, в зв'язку з чим втрачається оперативність досліджень. Можливість ефективного практичного використання запропонованого способу була перевірена на території двох продуктивних (Коробочкинській та Яблунівській) і двох непродуктивних (Сиротинській та ПівденноПервомайській) структура х Дніпровсько-донецької западини. При цьому досліджувалися відомі диз'юнктивні дислокації. Профільна газова зйомка виконувалася у ґр унтовому шарі з накопиченням на адсорбенті (активному рекупераційному вугіллі марки АР-В) вільних легких насичених вуглеводнів. Інтервал розміщення пунктів пробовідбору склав 200м. В кожному пункті відбір газових проб здійснювався на ділянці квадратної форми площею 9м 2, в межах якої за регулярною сіткою розміщувалося 16 пробовідбірних пристроїв. Відстань між сусідніми точками пробовідбору - 1м. За результатами газового аналізу відібраних проб для кожного пункту інструментальних спостережень підраховувалися середньоарифметичні значення концентрацій метану, етану і пропану. Ці середні статистичні величини були тими дискретними значеннями, за якими визначався хід вихідної функції профільного розподілу концентрації кожного із зазначених газів. Характер вихідних функцій і других від них похідних по усіх досліджених газах виявилися ідентичними. На фіг.1-12 наведено результати застосування способу з використанням даних по метану. Вер хніми графіками на фігурах (позиції 1, 6, 11, 16) зазначено криві вихідних функцій, отримані за допомогою кубічних поліномних сплайнів. Нижніми графіками (позиції 2, 7, 12, 17) - других похідних. Під графіками розміщено відповідні їм умовні геологічні розрізи із зазначенням на них місцезнаходження відомих тектонічних порушень. Позиції 3, 8, 13, 18 зображають поверхню Землі, позиції 4, 9, 14, 19 - дислоковані розривними деформаціями стратиграфічні горизонти, позиції 5, 10, 15, 20 - діючі диз'юнктивні дислокації. Перетин газогеохімічним профілем трьох відносно провідних тектонічних порушень на Коробочкинському газоконденсатному родовищі дав результати, представлені на фіг.1-3. Всі три порушення на ній відобразилися максимумами коливання ординат другої похідної. Причому активніші ліве і праве порушення дали перевищення варіації фону відповідно у 15 і 12 разів. Менш активне середнє - перевищило їх у 4 рази. Результати дослідження малопровідного екрануючого газові поклади порушення на Яблунівському газоконденсатному родовищі показано на фіг.2. Розмах коливання ординат другої похідної в зоні динамічного впливу тектонічного порушення на фіг.4-6 перевищив його фонову величину у 7 разів. Результати вивчення відносно малопровідного порушення на непродуктивній Сиротинській структурі проілюстровано на фіг.7-9. В даному випадку досліджувалася зона стикування двох блоків з різною інтенсивністю дегазаційних процесів. Максимальний розмах коливання значень другої похідної перевершив на фіг.3 фонову величину у 13 разів. Причому обидва стиковані блоки виразилися мінімумами другої похідної. Приклад перетину геохімічним профілем двох підвищено провідних диз'юнктивних порушень на непродуктивній Південно-Первомайській структурі наведено на фіг.10-12. Крива вихідної функції на фіг.10-12 має три чітко означених максимуми, крайні з яких пов'язані з присутністю тектонічних порушень, а середній став наслідком плікативної деформації залягання пластів в склепінні згортки. Тому перші два з них виразилися на графіку другої похідної максимальними розмахами коливань ординат. На лівому порушенні він перевершив варіації фону у 10 разів, а на правому - у 6. Показово, що середній максимум вихідної функції відзначився на фіг.10-12 мінімумом другої похідної. Цей результат засвідчив те, що максимальні концентрації самі по собі ще не можуть бути доста тнім свідченням присутності диз'юнктивної дислокації. Даний висновок підтверджується також результатами, представленими на фіг.7-9, де максимуму ви хідної функції на лівому, опущеному, блоці відповідають мінімальні значення другої похідної. Таким чином, наведені приклади практичного використання запропонованого способу засвідчили ефективну індикацію диз'юнктивної дислокації осадочного масиву по розташуванню максимального розмаху коливань значень другої похідної, який перевищує фонові варіації у 4-15 разів. Перевага запропонованого винаходу полягає у тому, що він може застосовуватися для трасування тектонічних порушень, не залежно від міри їхньої ущільненості та здатності проводити вертикальні газові струмені. До того ж надійність способу не залежить від того, де саме пролягає диз'юнктивна дислокація - в межах родовища вуглеводнів, чи на непродуктивній ділянці. Така можливість забезпечується тим, що дегазація Землі відноситься до числа універсальних глобальних процесів і тією чи іншою мірою нею охоплена вся територія планети. Особливо інтенсивно вона проходить в зонах промислового нафтогазонакопичення, вивчення тектонічної порушеності яких за допомогою запропонованого способу виявлення диз'юнктивних дислокацій забезпечить суттєве підвищення якості прогнозування покладів вуглеводнів. Адже розривні порушення суцільності геологічного середовища відіграють важливу роль у розміщенні, формуванні та забезпеченні схоронності родовищ нафти і газу, в зв'язку з чим визначення їх просторового положення має значну практичну цінність.