Спосіб прогнозування покладів вуглеводнів

Спосіб прогнозування покладів вуглеводнів, що включає проведення 3D-сейсморозвідки, обробку інформації із збереженням дійсних амплітуд, побудову графіків залежності найбільш інформативних атрибутів відбитих хвиль від відстані уздовж осі часу в межах нормального поля, редагування сейсмозаписів на непоздовжніх профілях 3D-зйомки, побудову де тальних розрізів і карт відносних атрибутів в межах продуктивних відкладів та наступне прогнозування і оконтурення покладів нафти і газу на основі аналізу відображення епігенезу відкладів продуктивного розрізу в сейсмічних атрибута х хвильового поля за їх відносними значеннями, який відрізняється тим, що через най C2 2 (11) 1 3 80043 порід, фізико-хімічними і термодинамічними процесами; зв'язок проявлений утворенням в межах антиклінальних і синклінальних структур та в крайовій частині родовищ зон підвищених і понижених механічних напружень, які чергуються між собою. Зонам аномально низьких напружень відповідають ділянки розущільнених порід з підвищеною тріщинуватістю та пористістю, сприятливі для акумуляції нафти, конденсату, газу. В плані їм відповідають концентричні смуги ізометричної або неправильної форми. Комплексний прогноз зводиться до застосування аномалій фізичних параметрів за даними двох-трьох, рідше чотирьох методів, одним з яких є сейсморозвідка. Проте, дана методика має загальний характер через невизначеність критеріїв достатньої кількості методів, що комплексуються, та неконкретність вимог до інтенсивності, спектру, потужності й інших характеристик сигналів кожного методу зокрема. Відомий також спосіб прогнозування нафтогазових покладів [2], який включає сейсмічне профілювання методом спільної глибинної точки і газову зйомку, в якому планове положення і контури зон, що характеризуються швидкістю повздовжніх хвиль до 500м/с і глибиною залягання 100-400м від поверхні землі, визначають за допомогою сейсмічного профілювання, після чого в межах оконтуреної зони проводять фрагментарну газову зйомку на вуглеводні і в разі їх присутності /виявлення/ роблять заключення про наявність покладів нафти чи газу. Перевагою способу є використання сейсморозвідувальних даних з метою виявлення орієнтовного місцезнаходження низькошвидкісних об'єктів, які можуть містити й ділянки газонасичених порід. Другою перевагою є спільне застосування сейсморозвідки, дані якої вказують на місцезнаходження структури в плані, та геохімічних ознак [3], які пов'язані із скупченнями вуглеводнів або шляхами їх міграції і можуть підтверджувати нафтогазоносність пастки. До недоліків способу відноситься обмежена глибина прогнозування та недостатня достовірність зв'язку виявлених комплексних аномалій власне з покладом. Відомо, що в зоні малих швидкостей, пов'язаній, зазвичай, з рихлими відкладами четвертинного віку, у верхніх горизонтах корінного масиву малими швидкостями можуть відрізнятися водонасичені лінзи пісковиків, торфу, лігнітів, виходи підземних вод з колекторів тощо. Ці об'єкти не поєднані з родовищами на глибині. Якщо приповерхневі утворення збагачені органічною речовиною, що окиснюється, тоді біохімічні аномалії газів, у тому числі вуглеводневих, будуть створювати ілюзію наявності покладів вуглеводнів. Тонка діагностика відсіювання хибних геохімічних аномалій від таких, що пов'язані з родовищами, способом не передбачена, хоча, вона існує і наводиться, наприклад, в роботі [4]. Відомі також геоботанічний [5] та біохімічний [6] способи пошуків родовищ нафти та газу. Перший з них передбачає відбір листя дерев спеціальним чином, герметизацію їх в, ємностях, заповнених дистильованою розгазованою водою, 4 дегазацію суміші при температурі 18-20°С та визначення в одержаній газовій фазі вмісту індивідуальних вуглеводнів. Ви ходячи з відомого ефекту поглинання вуглеводнів кореневими системами з грунтови х розчинів, за аномальним вмістом вуглеводневих сполук судять про нафтогазоносність розрізу. Біохімічний спосіб передбачає відбір проб домінуючого виду деревини не менш ніж трьох вікових категорій, визначення в них концентрацій ванадію і нікелю та оцінку перспектив нафтогазоносності площ по їх збільшенню згідно вікових категорій. Позитивним у згаданих способах є використання специфічного складу вуглеводнів, що мігрують від власне покладів до денної поверхні. Крім того, перевагою згаданих способів є одержання інтегральної інформації, що накопичується у природному рослинному детекторі. На цю інформацію, на відміну від газових зйомок, добові й інші варіації водного та газового режиму гр унтів впливають меншою мірою. Однак, способи, що розглядаються, можуть не фіксувати окремі поклади, приміром, "сухи х" метанових газів та нафт певного складу. Це обумовлено відомою селективною сорбцією парафінових, нафтенових та ароматичних вуглеводнів рослинними організмами. До того ж, деякі поклади будуть пропущені при пошуках в умовах, наприклад, потужної зони інфільтрації кисневих вод, коли рівня грунтового покриву і кореневої системи можуть досягати лише окремі продукти окиснення газового потоку від родовищ. Ще одним недоліком є зміщення ореолів розсіювання вуглеводнів і продуктів їх окиснення грунтовими водами та неможливість визначення вірогідної глибини скупчення вуглеводнів. Найбільш близьким за суттю до запропонованого є спосіб пошуку та оконтурення покладів нафти та газу на основі 3D-сейсморозвідки, що включає збудження сейсмічних коливань на профілях уздовж осі у з кроком, не меншим від довжини сейсмічних хвиль у середовищі, та реєстрацію сигналів на профілях уздовж смуг по осі х, обробку інформації із збереженням дійсних амплітуд, редагування сейсмозаписів на непоздовжніх профілях, побудову розрізів і карт відносних атрибутів та наступне прогнозування покладів нафти і газу на основі аналізу відображення епігенезу відкладів продуктивного розрізу в сейсмічних атрибутах хвильового поля по їх відносних значеннях [7]. Спосіб грунтується на змінах сейсмічних атрибутів продуктивних горизонтів та вміщуючих порід, пов'язаних з епігенетичними процесами, що відбуваються у відкладах навколо покладів вуглеводнів, внаслідок зміни геохімічного потенціалу середовища у зв'язку з міграцією вуглеводнів з покладу, фільтрацією через водонафтові та газоводяні контакти (ВНК і ГВК), по тріщинах та мікротріщинах і дифузією вбік та вгору по розрізу з супутнім вторинним мінералоутворенням на значній відстані від покладу. Найбільш чутливою до зазначених змін в будові геологічного середовища є відносна амплітуда горизонтів на сейсмічних зображеннях. Прототипом передбачено точкове групування сейсмоприймачів при реєстрації сигналів, побудо 5 80043 ва графіків залежності найбільш інформативних атрибутів відбитих хвиль від відстані уздовж осі часу в межах нормального поля, редагування сейсмозаписів на непоздовжніх профілях 3D-зйомки в процесі обробки даних та побудова детальних розрізів і карт відносних атрибутів в межах продуктивних відкладів, що є основою для більш обгрунтованого прогнозування наявності покладів, типу флюїду в них та визначення контурів нафтогазоносності. Поряд з очевидним перевагами він має і суттєві недоліки. Основними з них є: - застосовуються обмежені (по відношенню до глибини досліджень) апертури спостережень, що унеможливлює використання закритичних відбитих та обмінних хвиль для встановлення напрямку розповсюдження та параметрів тріщинуватості масивів гірських порід; - не враховується вплив тектонічних порушень і зон дроблення на перерозподіл міграційних потоків вуглеводнів, інтенсивність епігенезу та, відповідно, контрастність їх прояву в сейсмічних атрибутах; - не приймається до уваги відхилення схеми спостережень від проектних параметрів та нерівномірність бінів при 3D-зйомці, що спотворює динамічні характеристики сейсмічних хвиль та спричиняє появу на розрізах відносних атрибутів хибних аномалій, які можуть ідентифікуватись з вірогідними покладами вуглеводнів; - відсутнє комплексування з дешевими в застосуванні та широко апробованими в різних регіонах методами (дистанційне та наземне спектрофотометрування, приповерхневі геохімічні дослідження), що знижує ефективність прогнозування. В основу запропонованого винаходу поставлено завдання підвищити ефективність прогнозування покладів вуглеводнів за рахунок більш повного використання сейсмічного хвильового поля, врахування впливу тектонічних порушень і зон дроблення, а також особливостей методики і технології проведення сейсмічних спостережень на динамічні характеристики хвиль та комплексування з «легкими» методами, зокрема, дистанційним і наземним спектрофотометруванням та приповерхневими геохімічними дослідженнями. Поставлене завдання вирішується тим, що в способі прогнозування покладів вуглеводнів, який включає проведення 3D-сейсморозвідки, обробку інформації із збереженням дійсних амплітуд, побудову гра фіків залежності найбільш інформативних атрибутів відбитих хвиль від відстані уздовж осі часу в межах нормального поля, редагування сейсмозаписів на непоздовжніх профілях 3Dзйомки, побудову детальних розрізів і карт відносних атрибутів в межах продуктивних відкладів, наступне прогнозування і оконтурення покладів нафти і газу на основі аналізу відображення епігенезу відкладів продуктивного розрізу в сейсмічних атрибута х хвильового поля по їх відносних значеннях, згідно винаходу, через найбільш перспективні аномалії типу «поклад» (АТП) задають спеціальні контрольні профілі, орієнтовані під різними кутами по відношенню до основних порушень, 6 профілі відпрацьовують з апертурою спостережень, що передбачає реєстрацію як докритичних так і закритичних відбити х поздовжніх та обмінних хвиль, за результатами обробки цих даних попередньо оцінюють параметри анізотропії та напрямки зон тріщинуватості порушень у покладвміщуючому геологічному середовищі, отримані дані використовують для багатоазимутального повнохвильового моделювання, результати останнього залучають для редагування сейсмічних записів по контрольних профілях та даних 3D-зйомки, в подальшому проводять повторну обробку відредагованих сейсмозаписів та формують поля сейсмічних атрибутів, останні коригують за відхилення фактичної схеми спостережень від проектних параметрів та встановленої нерівномірності бінів за даними моделювання, по відредагованих та скоригованих полях уточнюють значення відносних сейсмічних атрибутів, будують детальну об'ємну модель ореолів вторгнення вуглеводнів, узгоджують її з даними наземної і дистанційної спектрофотометричної та приповерхневої геохімічної зйомок, після чого уточнюють контури АТП в розрізі та плані, а по співпадінню характерних аномалій з місцями виходу векторів слідів потоків вуглеводнів і площин зміщувачів на денну поверхню за результатами комплексування сейсморозвідки та зазначених вище "легких" методів більш ефективно, в порівнянні з прототипом, прогнозують наявність покладів вуглеводнів. В порівнянні з прототипом спосіб має наступні відмінні ознаки: 1. Внутріметодне підвищення достовірності виділення АТП шля хом: - відпрацювання спеціальних контрольних профілів, орієнтованих під різними кутами по відношенню до аномалії типу «поклад» з апертурою спостережень, що передбачає реєстрацію як докритичних так і закритичних відбитих поздовжніх та обмінних хвиль, що дозволяє отримати більш достовірну інформацію про розміщення та структуру тектонічних порушень і епігенетично змінених зон продуктивного геологічного розрізу на сейсмічних зображеннях, в тому числі у верхній частині розрізу; - редагування сейсмічних записів на контрольних профілях та матеріалах 3D-зйомки сприяє зменшенню завад, викликаних впливом тектонічних порушень, у тому числі безамплітудних; - коригування полів сейсмічних атрибутів за відхилення схеми спостережень від проектних параметрів та встановленої нерівномірності бінів за даними моделювання дозволяє при наступній обробці даних 3D-зйомки відсіяти аномалії, пов'язані з порушеннями технології та недосконалостями методики проведення польових робіт; - використання дистанційних і геохімічних критеріїв різного генезису і глибинності та вивчення характеру зв'язку з джерелом аномалії підвищує ймовірність виділення аномалій, пов'язаних з покладом, і діагностики хибних та опосередкованих акумуляцій хімічних елементів та сполук; 2. Міжметодне комплексування на основі: - залучення дистанційного та наземного спектрофотометрування та приповерхневих геохімічних 7 80043 досліджень дає змогу більш достовірно встановити контури АТП в розрізі і по площі та диференціювати її на складові, а саме, джерело вуглеводнів, зони епігенетичних змін (канали і бар'єри міграції), а також вичленити неоднорідності, не пов'язані безпосередньо з родовищами. - побудови об'ємної моделі АТП, яка дозволяє цілеспрямовано виконати статистичне накопичення корисних сигналів різних методів та виключення сигналів-завад і підвищити достовірність оцінки перспектив нафтогазоносності по виявлених АТП. Всі перераховані ознаки в порівнянні з прототипом є новими і їх застосування дозволяє вирішити поставлене завдання. Суть способу пояснюється рисунком, де на Фіг.1 показана схема проведення спеціальних контрольних сейсмічних досліджень. Для пояснення прийняті наступні позначки: коефіцієнти відбиття поздовжніх хвиль 1 для однорідної товщі; коефіцієнти відбиття поздовжніх хвиль при розташуванні профілю вподовж 2 та впоперек 3 тріщинува тості; коефіцієнт відбиття обмінних хвиль 4 для однорідної товщі; коефіцієнти відбиття обмінних хвиль 5, 6 при розташуванні профілю вподовж та впоперек тріщинуватості відповідно; денна поверхня 7; геологічне середовище 8; сейсмічні границі 9; тектонічні порушення 10; пікет збудження 11 коливань; сейсмоприймачі 12; промені падаючої 13 хвилі; промені висхідної 14 хвилі; критичний кут i 15; полігон зйомки 3D 16; профілі 17 сейсмічних зображень; положення тектонічного порушення в плані по базовому відбиваючому горизонту 18а та виходу площини зміщувача під четвертинні відклади 186; контрольні профілі впоперек порушення порід 19; контрольний профіль під кутом 45 до порушення 20; контрольний профіль вподовж порушення порід 21. З рисунка Фіг.1а, побудованого на основі моделювання, видно, що в залежності від напрямків розповсюдження зон тріщинуватості (порушень) та азимуту профілю співвідношення інтенсивності відбитих поздовжніх 1, 2, 3 та обмінних 4, 5, 6 хвиль в закритичній області суттєво відрізняється. Завдяки цьому з'являється можливість більш достовірно встановлювати на сейсмічних зображеннях тектонічні порушення та визначити їх фізичні властивості. На рисунку Фіг.1б приведена схема спостережень на профілі, де видно, що пікети прийому 12 коливань розташовуються як в докритичній області, так і в закритичній частинах хвильового поля стосовно найбільш глибокого відбиваючого горизонту. Для визначення загальної апертури прийому коливань попередньо визначають критичний кут 15 падіння сейсмічних хвиль на зазначеній вище границі 9. Реєстрацію сейсмічних променів 14 висхідних хвиль, що відповідають критичному куту 15, виконують на відстані від пікету збудження 11 коливань згідно формули: Xкр=2Htgi (1) де Η - глибина найбільш глибокого горизонту, і - критичний кут. 8 Проте такої апертури буде недостатньо для надійного визначення положення та фізичних властивостей порушень. Тому базу реєстрації коливань збільшують шляхом заміни кута і в формулі (1) на величину (і+і/2). Останнє витікає з результатів моделювання. В такому випадку максимальне віддалення сейсмоприймачів від джерела коливань складає: Xmaх=2Htg(i+i/2) (2) Для скорочення загальної апертури спостережень дослідження виконують з виносом, що визначається формулою: Xmin=2Htg(i/2) (3) Цього достатньо для простежування хвиль в області, де коефіцієнти відбиття хвиль на профілях з різними азимутами орієнтації досить близькі. На рисунку Фіг.1в приведена схема розміщення контрольних профілів в межах полігону 3Dзйомки. Як видно з рисунка, контрольні профілі розміщують в переважній більшості впоперек порушень, 2-3 профілі впоперек порушень та як мінімум по одному профілю під кутом 45° до напрямку розповсюдження основного порушення. В разі більш складної їх конфігурації в плані та неоднакової простежуваності по глибині (глибин згасання амплітуд розломів) число контрольних профілів збільшують, проте принцип розташування профілів залишається тим же, тобто основну частину контрольних профілів проектують впоперек порушень, що досліджуються. Основним завданням в процесі обробки даних є виділення на зображеннях тектонічних порушень, визначення напрямів та параметрів зон тріщинуватості гірських порід і їх співвідношення з продуктивними горизонтами (покладами). Останнє визначає можливий тип пастки і відповідну аномалію АТП, збереження покладів вуглеводнів. На цьому ж етапі оцінюють вплив порушень на структуру первинних сейсмічних записів та інтегральну картину на зображеннях 3D-зйомки. Суттєвим елементом аналізу хвильового поля та визначення параметрів тріщинуватості порід є повнохвильове моделювання. Однією з його реалізацій може слугувати відомий пакет "Tesseral". Кінцевою метою проведеного аналізу є ідентифікація окремих частин сейсмічних зображень з впливом тектонічних порушень та виключення їх з атрибутного аналізу, націленого на встановлення сліду ефузійнодифузійного потоку у вигляді епігенетично змінених порід, або редагування первинних записів контрольних профілів та матеріалів 3D-зйомки відповідно до зміни коефіцієнта відбиття в залежності від азимуту профілю. На цьому етапі вирішальна роль відводиться моделюванню. Для підвищення ефективності прогнозування виконують корекцію полів сейсмічних атрибутів за відхилення схеми спостережень від проектних параметрів, а також встановленої за результатами моделювання нерівномірності бінів. Така корекція особливо необхідна в тому разі, коли відповідні поправки перевищують фоновий рівень атрибутів. 9 80043 Атрибутний аналіз сейсмічного хвильового поля, незважаючи на відому ефективність, однак є недостатнім для прогнозування покладів вуглеводнів. Виявлені аномалії можуть бути пов'язані не лише з епігенетичними змінами порід під дією потоків вуглеводнів чи "тр уб дегазації"" над нафтогазовими родовищами, але й з іншими неоднорідностями. Тому в процесі прогнозування покладів вуглеводнів виникає необхідність залучати порівняно дешеві, але ефективні методи. До таких методів відноситься дистанційне та наземне фотометрування, в основі якого лежить аналіз оптичних характеристик рослинності за матеріалами аерокосмічних зйомок та наземних досліджень. Морфологічні зміни рослинного покриву в районі покладів вуглеводнів призводять до змін їх оптичних характеристик (спектрів відбиття і флуоресценції, індикатриси розсіювання, тощо), що знаходить відображення на відповідних картах параметрів у вигляді аномалій в певних частинах спектру електромагнітного випромінювання. З тією ж метою залучають прямі геохімічні методи, що базуються на вивченні вільних та сорбованих вуглеводнів та невуглеводневих газів в приповерхневій частині розрізу. Завершальним етапом прогнозування є визначення глибини і місцеположення продуктивної частини розрізу та типу вуглеводневого флюїду в полі відносних амплітуд на основі вивчення товщин зони відновлювання (по наявності "яскравих плям" на зображеннях). Над покладами нафти потужність відновлюваної зони складає близько до 200300м, над покладами газу - 500-600м і більше. Для тих же цілей залучають ЗАВ-аналіз (залежність амплітуди від відстані). Спосіб реалізується наступним чином. На площі, де виконана 2,5 або 3D-зйомка, виділяють тектонічні порушення, що контролюють вірогідні поклади вуглеводнів, або, навпаки, призводять до їх розформування. Порушення апроксимують кусково-лінійними відрізками. Ортогонально до них задають контрольні профілі довжиною, яка не менше ніж у 2 рази перевищує глибину досліджень з кожної сторони від порушення. Кількість таких профілів визначають по кількості зламів на апроксимаційній лінії. В залежності від довжини прямих ліній в межах порушення та поведінки сейсмічних атрибутів число профілів може бути або зменшено або збільшено. Крім основних задають контрольні профілі вподовж порушень (23 профілі) та під кутом біля 45° до порушень, число останніх не перевищує кількості основних контрольних профілів. Проводять повнохвильове азимутальне моделювання з параметрами анізотропії середовища (e, d),що максимально наближені до умов проведення досліджень. При цьому використовують апріорні дані, отримані при бурінні свердловин безпосередньо на площі досліджень та на суміжних площах, дані геофізичних досліджень свердловин та результати сейсморозвідки за попередні роки. По результатах моделювання (для поздовжніх та обмінних хвиль) визначають залежності Арр(Х) та Aps(X) для випадків однорідної товщі та розміщення профілів упоперек та вподовж анізотропних 10 ділянок. Обчислюють також похідні залежності Арр впод./Арр однор., Арр впоп./Арр однор., Aps впод./Aps однор., Aps впоп./Aps однор. Будують сейсмічний розріз в межах найбільш зануреної частини відкладів, що досліджуються, та моделюють сейсмічні промені, що відповідають критичному куту, потім визначають найбільш оптимальну схему спостережень з урахуванням формул (2 і 3). Відпрацьовують основні контрольні профілі, проводять їх первинну обробку, після чого редагують розміщення решти контрольних профілів. Після відпрацювання профілів проводять детальний атрибутний аналіз по кожному з них, порівнюють дані з результатами моделювання і визначають анізотропні властивості середовища в межах тектонічних порушень та найбільш вірогідні напрямки тріщинуватості. Крім того, вивчають вплив тріщинуватості на значення сейсмічних атрибутів на матеріалах 3D-зйомки і редагують ви хідні сейсмозаписи по контрольних профілях та дані 3D-зйомки. Редагування виконують шляхом введення коригуючи х поправок в інтервалах сейсмозаписів, що відповідають тріщинуватим інтервалам згідно виразу DА = К æ Ао - А а ö ç рр рр ÷ è ø (4) тут Ао та Аа - амплітуди хвиль відповідно рр рр для однорідної товщі та для тріщинуватої товщі за даними моделювання при азимуті, що співпадає з конкретним контрольним профілем системи 3Dзйомки; К - коефіцієнт, що ув'язує модельні та фактично спостережені дані і може бути обчислений по відношенню амплітуд хвиль в докритичній частині хвильового поля. К=Аспос./Амод. (5) Поправочні коефіцієнти за схему відпрацювання та нерівномірність бінів, визначені на основі моделювання, також вводять в поля атрибутів до визначення відносних значень. На відкореговані поля наносять сейсмічні границі (завідомо прив'язані), вподовж яких в межах вузьких часових вікон (0,020-0,040с), вивчають поведінку того чи іншого атрибуту по спеціальній технології, що забезпечує побудову розрізів та карт відносних сейсмічних параметрів. Ця процедура значно зменшує вплив завад різного типу, що пов'язані з методикою і технологією проведення робіт та поверхневими умовами. На картах відносних атрибутів виділяють та оконтурюють вірогідні поклади вуглеводнів і оточуючих їх змінених зон, а по розрізах уточнюють деталі їх будови. Цей етап завершується формуванням об'ємної моделі нафтогазового резервуару, який може включати також ускладнюючі елементи, а саме - тектонічні порушення і зони плікативної та ділятансійної тріщинуватості, зони катогенетичних перетворень, літологостратиграфічні екрани і ділянки підвищеної прони 11 80043 кності в товщі порід, що перекривають поклад. Залежно від типу флюїду, масштабів нафтогазоносності, тектонічної порушеності, віку родовищ і інших причин конфігурація та інтенсивність прояву покладів і їх облямування буде відрізнятися [8]. Наприклад, покладам нафти буде відповідати порівняно невелика (200-300м) відновлювальна зона ("яскраві" плями) на розрізах відносних амплітуд, яка переходить зверху в окиснювальну зону ("тьмяні" плями). Над покладами газу висота (товщина) відновлювальної зони значно більша і може сягати 700-800м. Для визначення типу флюїду залучають також ЗАВ-аналіз. Контури покладу в плані визначають по ділянках різкоградієнтної зміни сейсмічних атрибутів (зокрема поля відносних амплітуд). Приклад реалізації способу. Для реалізації способу в повному обсязі необхідна постановка спеціальних досліджень з проектуванням та постановкою всього комплексу робіт. Частково запропонований комплекс може вважатись випробуваним на Кадницькій площі (північний борт ДДЗ), де в різний період проводились дослідження 2D-сейсмікою, дистанційне (багатозональна космічна зйомка) та наземне фотометрування, а дещо пізніше - геохімічні дослідження в приповерхневій зоні (глибина 1м та 3м) на вміст вільних та сорбованих вугле воднів, а також наземні виміри концентрації і потоків вуглеводневих газів, ртуті, гелію і ін. в ґрунта х і гр унтотвірних породах. Дослідження проводились в зв'язку з рекомендацією на буріння 4-х залежних свердловин в межах тектонічного блоку, що виділявся на основі досліджень 2D-сейсміки Східно-Українською геофізичною розвідувальною експедицією ДГП "Укргеофізика". Сучасні сейсмічні дослідження 3D не проводились, тому була виконана лише обробка матеріалів по наявних профілях. Всього задіяно 14 профілів. По кожному з профілів були побудовані розрізи відносних амплітуд та карти аномалій (типу покладу) для основних сейсмічних горизонтів 2 башкирського (Vб2), серпуховського ( Vв1 ), візейського (Vв2-n) ярусів карбону та кори вивітрювання фундаменту. За матеріалами багатозональної космічної зйомки і наземного спектрофотометрування Інститутом геологічних наук НАН України побудовані карти оптичних аномалій різного ступеня інтенсивності. Геохімічні дослідження, що виконувались Українським державним геологорозвідувальним інститутом та Інститутом геології і геохімії горючих копалин НАНУ завершились побудовою карт вмісту вільних та сорбованих вуглеводнів на глибині 3м та 1м та карт вмістів газів в грунтах і потоків газів з надр в атмосферу. На рисунку Фіг.2 (на 2-х листах) приведені фрагменти деяких з отриманих карт в районі свердловини 1, яка була першою пробурена в межах Кадницького блоку ще до завершення комплексних досліджень. На фрагментах карт прийняті наступні позначення: 12 Фіг.2а - 1 - ізогіпси відбиваючого горизонту VB2- n(C1 v2), 2 - розривні порушення, 3 - незгідні скиди; прогнозні поклади: 4 - нафта, 5 - конденсат, 6 - газ; Фіг.2б - 1 - контури оптичних аномалій; 2 - перспективні ділянки за даними дистанційної (космічної) зйомки для постановки деталізаційних робіт; Фіг.2в - вміст вільних вуглеводнів на глибині 3м: 1 - менше умовного фону (0,0005 об'ємного відсотка), 2 - 0,0005-0,01об.%, 3 - аномалії більше 0,01об.%; вміст вільних вуглеводнів на глибині 1м: 4 - менше умовного фону (0,0005 об'ємного відсотка), 5 - 0,0005-0,1об.%, 6 - аномалії більше 0,01об.%; Фіг.2г - вміст сорбованих вуглеводнів на глибині 3м: 1 - менше умовного фону (0,005см 3/кг породи), 2 - 0,005-0,01см 3/кг, 3 - аномалії більше 0,01см 3/кг; вміст сорбованих вуглеводнів на глибині 1м: 4 - менше умовного фону (0,005см 3/кг породи), 5 - 0,005-0,1см 3/кг, 6 - аномалії більше 0,1см 3/кг. Карта виділених аномалій типу покладу за даними сейсмічних досліджень по верхньовізейському горизонту (Фіг.2а), яка в найбільшій мірі характеризує продуктивність кори вивітрювання фундаменту, свідчить про те, що свердловина 1 розташована за межами аномалії типу покладу (АТП). За даними ГДС розріз кори вивітрювання характеризувався як нафтогазонасичений, проте при випробуванні свердловини промислових припливів вуглеводнів не отримано. На рисунку Фіг.2б зображені результати дистанційних і наземних фотометричних досліджень на тій же площі. З північного заходу від свердловини виділена незначна оптична аномалія, що складається з трьох ділянок. Можна зробити висновок, що свердловина знаходиться не в оптимальних умовах. Результати приповерхневих гео хімічних досліджень на вміст вільних та сорбованих вуглеводнів (Фіг.2в,г) також не дають підстав говорити про оптимальність закладення свердловини. Зокрема, на карті вмісту вільних вуглеводнів аномалія в районі свердловини відсутня, на карті ж вмісту сорбованих вуглеводнів на глибині 1м спостерігається дещо підвищений вміст (0,005-0,1см 3/кг), на глибині ж 3м вміст вуглеводнів нижче фону. Підвищений вміст вуглеводнів на обох глибинах відмічається на півночі та північному заході (в районі ділянки виконаного буріння). Отримані дані по комплексуванню методів вказують на неоптимальність закладення свердловини №1. Згідно приведених матеріалів більш обгрунтованим було б буріння свердловини на 1,01,2км на північний захід. В цілому ж ділянка, де розташована свердловина Кадницька-1, не є найбільш перспективною на даній площі. Наступним кроком є співставлення та порівняльний аналіз сейсмічної об'ємної моделі покладу та поєднаних з нею зон вторинних змін порід під дією вуглеводнів з площівною інформацією «легких» методів - спектрофотометрії та геохімічних досліджень. При цьому закартовані параметри наземних зйомок співставляють з конфігурацією покладу і суміжних з ним зон тріщинуватості, «сто 13 80043 вбів дегазації» і «ореолів вторгнення» вуглеводнів та інших каналів міграції. Далі по векторах міграційних каналів визначають проекції виходу слідів міграції вуглеводнів на денну поверхню, ото тожнюють відповідні оптичні і геохімічні аномалії з відповідними елементами моделей нафтогазовміщуючої частини геологічного середовища та відсіюють аномалії іншого походження, наприклад, ландшафтні та техногенні. На Фіг.3-5 наведені схеми співставлення глибинної геофізичної моделі аномалії типу «поклад» (темного кольору) (а), відповідного часового сейсмічного зображення (б) та фрагментів карт (в) і графіків (г) розподілу в гр унтах на глибині 0,7м газоподібної ртуті Hg (Фіг.3), метану СН 4 (Фіг.4) та коефіцієнта жирності вуглеводневих газів, сорбованих дебітомірними трубками (Фіг.5). Останній дорівнює відношенню вмісту важких вуглеводневих газів S ВВ (з етану) до вмісту метану в даній суміші газів. Цей показник найбільш достовірно відображає нафтогазоносність глибинних горизонтів, оскільки важкі вуглеводні у верхній частині розрізу, у т.ч. гр унтах, не утворюються. Співставлення наведено для субмеридіонального сейсмічного профіля 16, який розташований в західній частині ділянки і захоплює крайову частину аномального геохімічного поля (див. Фіг.2). На Фіг.3 видно, що південна тектонічна границя Кадницької складки з Кузьмичівською структурою проявлена аномаліями ртуті, поширеними до сейсмічного пікету №60. Зона вторинних змін порід під дією вуглеводневого потоку відображена слабоконтрастним плавним збільшенням концентрації газоподібної ртуті в гр унтах, що відповідає сучасним моделями ртутних аномалій над покладами [9]. Фіг.4 показує, що потік метану реєструє частину зони тектонічного порушення (зі зміщенням) і характеризується аномаліями слабкої контрастності - місця катагенетичних перетворень, наближені до денної поверхні. Тобто, вектор потоку метану зміщений відповідно до конфігурації «ореола вторгнення» вуглеводнів у вміщуюче середовище. Фіг.5 підтверджує, що певна частина важких вуглеводнів мігрує також по площині зміщувача порушення, однак основний потік, пов'язаний з ймовірним покладом, зосереджений між пікетами 72-135 профілю 16. Таким чином, проведений аналіз від'ємних результатів буріння свердловини Кадницька-1 на основі комплексування сейсморозвідки, наземного 14 та дистанційного спектрофотометрування і приповерхневої геохімічної зйомки, а також визначення перспективного в нафтогазоносному відношенні інтервалу по профілю 1624 40 90 (СУГРЕ) свідчать про доцільність застосування запропонованого комплексу для прогнозування родовищ нафти та газу. Впровадження способу в повному обсязі від проектування і постановки польових робіт до обробки даних та комплексної інтерпретації дозволить підвищити ефективність пошуковорозвідувальних робіт на нафту і газ в районах, що характеризуються складною тектонічною будовою. Джерела інформації 1. Карус В.Е., Кузнецов О.Л., Киричек М.А. Проблема поисков месторождений нефти и газа прямыми геофизическими и геохимическими методами: достижения и перспективы / Сов. Геология, 1981, №3. - С. 3-6/. 2. Способ прогнозирования нефтегазовых залежей / Е.Е. Земцов, Я.П. Маловицкий, Н.П. Шкирман, А.Н. Коробейник. А.С. СССР, №972452. G01V11/00. Опубл. 07.11.82г./. 3. Методика комплексного прогнозирования нефтегазоносных локальных структур / В.А. Аверьев, Р.И. Андреева, Е.К. Балицкая и др. - Киев: Наук, думка, 1982. - 196с./. 4. Старобинец И.С. Формирование аномальных геохимических полей на непродуктивных площадях и критерии их поисковой оценки / Геология нефти и газа, 1992, №3. - С.40-43/. 5. Геоботанический способ поиска нефти / Г.Ю. Валуконис, В.Г. Лизанец. А.С. СССР, №1402996. GOIV9/00. Оп убл. 15.06.88г./. 6. Биогеохимический способ поиска нефтегазоперспективных площадей / Г.Ю. Валуконис. А. С. СССР, №1755233. G01V9/00. Оп убл. 15.08.92г./. 7. Спосіб пошуку та оконтурювання покладів вуглеводнів / Н.Я. Мармалевський, Г.В. Мегедь, С.Г.Семенова, О.І. Семенець, Д.М. Ковальов. Деклараційний патент України №67031Α. GOIV1/00, GOIV1/28. Оп убл. 15.06.2004p. /прототип/. 8. Сахибчареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989. - 260с. 9. Фурсов В.З. Выявление и оценка наложенных геохимических аномалий ртути на закрытых территориях при МГХК-200 / Методические рекомендации, М., 2001, - 153с./. 15 80043 16 17 Комп’ютерна в ерстка О. Гапоненко 80043 Підписне 18 Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601