Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Высокоточная гравиразведка. С целью прямых поисков залежей нефти и газа применяется также метод высокоточной гравиразведки. Предпосылкой для использования этого метода является различие плотностей между нефте- и газонасыщенными породами по сравнению с теми же породами, насыщенными водой. Указанное различие зависит от физических особенностей коллекторов, физического состояния нефти и газа и плотности пластовой воды. Названные факторы создают локальные минимумы силы тяжести, которые фиксируются при высокоточной гравиметрической съемке. Гравитационный эффект, вызванный газовой залежью, согласно теоретическим расчетам и опытно-методическим полевым съемкам, может колебаться от нескольких сотых мил- лигала до 1,5-2,5 мгл. Эффект от нефтегазовых и нефтяных залежей измеряется величиной от сотых миллигала до 1,5 мгл. Современная гравиметрическая аппаратура при точности съемки ±0,02-0,03 мгл позволяет уверенно регистрировать указанные аномалии. Теоретические предпосылки использования высокоточных гравиметрических исследований были проведены на значительном количестве площадей в различных регионах стра ны. Залежи нефти и газа в большинстве случаев фиксируются появлением небольшого минимума на фоне общего гравитационного максимума, вызванного структурой, либо выпола- живанием этого максимума. Высокоточные гравиметрические исследования с целью прямых поисков могут использоваться для месторождений с большими суммарными газонасыщенными (>50 м) и нефтенасыщенными (>200 м) мощностями до глубины 3000 м. Однако следует отметить, что появление локальных минимумов силы тяжести в сводах локальных структур может быть связано не только с газонефтеносностью разреза, но также с разуплотнением в присводовых частях поднятий, наличием зон трещиноватости и повышенной пористости. Кроме этого, к осложняющим факторам могут относиться гравитационные влияния, обусловленные плотностной неоднородностью поверхностного слоя, осадочной толщи, тектонических нарушений, а также плановое несоответствие структурных этажей. Указанные факторы сильно затрудняют применение гравиметрических исследований при прямых поисках залежей газа и нефти. Повышение эффективности высокоточной гравиметрии для прямых поисков может быть достигнуто с внедрением скважинных высокоточных гравиметров, которые могут дать полную плотностную характеристику разреза над залежью и вне контура и решить вопросы о структурном эффекте, литологическом строении разреза и о разуплотнении пород над сводовыми частями структур. Электроразведка. При прямых поисках залежей нефти и газа делается попытка использования также метода электроразведки. Предпосылкой для этого является значительное различие электрических свойств газо- и нефтенасыщенных коллекторов и вмещающих их пород. Для многих местоскоплений нефти и газа электропроводность газоносных коллекторов в десять раз, а нефтяных в три раза меньше, чем водоносных пород. В силу вышеуказанного над газовыми и нефтяными залежами кривые вертикального зондирования характеризуются локальным увеличением кажущегося сопротивления. Как показывают проведенные опытно-методические работы в различных регионах, наиболее дифференцированные кривые получаются при замерах постоянным током при дипольных зондированиях (ДЭЗ, ТЭЗ и др.). Метод частотного зондирования на переменном токе (Ч3) имеет меньшую разрешающую способность и небольшую глубину проникновения тока. При современном развитии методов электроразведки можно обнаруживать только крупные залежи мощностью более 100 м на глубинах до 2 км в районах с простым низкоомным геоэлектрическим разрезом. В районах со сложным геоэлектрическим разрезом, представленным чередованием тер- ригенных и карбонатных пород, проведение работ значительно осложняется. Для прямых поисков может быть также использован метод вызванной поляризации. Основанием для этого является то, что залежи углеводородов обычно сопровождаются ано- малийным распространением сопутствующих сульфидных минералов, обусловливающих повышенные значения вызванной поляризации. Магниторазведка Выявление аномалий типа "залежь" по магнитному полю. В.А. Безукладнов, В.Г. Мавричев. /Геология нефти и газа, 7, 1997. С. 21-24. Из практики геолого-геофизических исследований известно, что над месторождениями нефти и газа развиты ореолы рассеяния флюидов УВ, воздействие которых на вмещающие и перекрывающие залежь породы приводит к изменению их первичного состава за счет развития эпигенетических минералов [1-4 ]. Это, соответственно, отражается на физических свойствах пород, что служит обоснованной геологической предпосылкой применения геофизических методов для прямого прогнозирования нефтегазоносности. В качестве примера воздействия УВ на вмещающие породы залежи можно привести Бавлинское месторождение (Республика Татарстан) . Здесь отмечается переход красноцветных покрывающих образований в пестроцветные, отражающий, по-видимому, превращение соединений окисного железа в закисное вследствие диффузии УВ с глубины. Ферромагнитные минералы отложений за пределами залежи в меньшей степени подвергаются химиче - ским воздействиям и сохраняются в первоначальном виде. Такие эпигенетические преобразования пород приводят к перераспределению намагниченности отложений в сводовой части структуры и на ее флангах, что создает благоприятные предпосылки для ее отражения в магнитном поле. Аналогичные изменения отмечаются и на Пашнинском месторождении в Ти- мано-Печорской провинции и ряде других структур (Куликов Г.Н., Мавричев В.Г., 1995). Новопортовское месторождение характеризуется многоэтажностью нефтегазоносности - более 10 залежей, распределенных по разрезу от доюрского основания до сеномана включительно. Залежи газовые и газоконденсатные с нефтяной оторочкой. Общий контур нефтегазоносности 10х35 км. В морфологии магнитного поля область отрицательных значений в виде кольцевой аномалии приурочена к периферийным частям контура нефтегазоносности при равномерном знакопеременном поле АТ по площади центральной части месторождения (рис. 3.4.2). Некоторые отмечаемые отличия в амплитуде аномалий объясняются тем, что интенсивность процессов изменения первичного состава пород и, соответственно, магнитных свойств в разных частях ореола различна, отсюда вариации в морфологии магнитного поля и его значениях над объектами нефти и газа при сохранении в целом картины, отражающей результаты моделирования.  Рис. 3.4.2. Морфология магнитного поля над Новопортовским месторождением Область значений магнитного поля: 1 - повышенных, 2 - пониженных, 3 - знакопеременных; 4 - изогипсы опорных отражающих горизонтов верхней юры, км; 5 - контур залежи по данным бурения Размеры ореола измененных пород месторождения в магнитном поле рекомендуется определять по нулевой линии трансформированного поля, совпадающей с переходом поля AT в положительную область, т.е. нулевая линия ограничивает внешний контур ореола измененных под влиянием флюидов УВ пород и поэтому ее следует принимать как контур аномалии типа "залежь" (АТЗ). Подобная картина изменения магнитного поля отмечается и над Мало-Ямальским месторождением газа, расположенным на том же Новопортовском валу. Месторождение однопластовое. Залежь приурочена к сеноманской части разреза. Установленная однотипность отражения в морфологии магнитного поля двух разноплановых месторождений (Новопор- товского и Мало-Ямальского) свидетельствует об едином процессе миграции флюидов УВ через толщу осадочных образований, возможно, из глубины до дневной поверхности. В одном случае создается многопластовое, в другом - однопластовое месторождения, определяемые, по-видимому, условиями формирования ловушек УВ. В результате обработки материалов аэромагнитной съемки по технологии, примененной на Новопортовском месторождении (см. рис. 3.4.2), на Хариусной площади выделена АТЗ, практически совпадающая с положением "яркого пятна" по данным МОГТ (рис. 3.4.3).  Рис. 3.4.3. Магнитное поле над ловушкой Хариусной площади Область значений магнитного поля: 1 - повышенных, 2 - пониженных, 3 - знакопеременных; 4 - АТЗ по данным переинтерпретации сейсморазведки МОГТ; 5 - контур первично прогнозированной структурно-литологической ловушки в отложениях нижнего мела; 6 - скважина Попутно отметим, что в морфологии магнитного поля в виде аномалии типа "уступ" выделяется граница выклинивания отложений терригенного состава, в которых прогнозируется структурно-литологическая ловушка. Данная граница прослеживается в магнитном поле и за пределами Хариусной площади в юго-западном направлении более чем на 15 км (до границы выполненной аэромагнитной съемки). Этот факт является дополнительным доказательством возможности использования аэромагнитной съемки для решения задач нефтегазовой геологии. Радиоволновой метод. В последние годы делаются попытки использовать для прямых поисков радиоволновой метод, исходя при этом из возможности получения отражений радиоволн от водонефтяных и газонефтяных контактов. Эффективность этого метода пока не выяснена. Некоторые положительные результаты получены за рубежом. Радиометрические исследования. Среди прямых методов поисков нефтяных и газовых скоплений уделяется также внимание радиометрическим исследованиям, которые проводятся путем наземной и воздушной радиометрических съемок. Результаты проведенных исследований во многих нефтегазоносных районах страны показывают, что нефтяные и газовые скопления на картах гамма-съемки характеризуются пониженными значениями по отношению к законтурным частям. Зоны пониженного естественного гамма-поля в плане в общих чертах совпадают с находящимися на глубине залежами, при этом разница в перепадах гамма-активности над залежами и законтурных частях достигает 15-25%. Указанные небольшие величины аномалий значительно затрудняют интерпретацию радиометрических исследований. Часто аналогичные колебания гамма-активности могут быть вызваны другими причинами (литологическая и возрастная смена пород; наличие источников грунтовых вод; засоленность почвы; морфология местности и др.), которые при интерпретации радиометрических исследований должны тщательно учитываться. Наличие зон пониженных значений величин гамма-активности над залежами одни исследователи объясняют экранирующим влиянием нефтяных и газовых залежей на направление диффузионного потока водяных паров. Вода, поступающая при вертикальной миграции вместе с углеводородами в зону испарения, приносит с собой растворенные соли, в том числе урановые, которые накапливаются в зонах относительно высокого испарения. Такими зонами могут являться периферийные части нефтяных и газовых залежей, так как углеводороды препятствуют миграции на поверхность водяных паров. Другие исследователи, занимающиеся изучением природы радиоактивных аномалий над нефтяными и газовыми залежами, считают, что распределение гамма-поля отображает только литолого-фациальные особенности верхнего покрова, наличие антиклиналей, разрывов, а не геохимические процессы, связанные с залеганием скоплений нефти и газа на глубине. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. /Под редакцией А.А. Бакирова. Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Высшая школа, 1976. Геохимические методы основаны на прямом обнаружении углеводородов, мигрирующих из залежей, исходя из их физико-химических свойств, а также на изучении изменений горных пород, подземных вод, почв и условий жизнедеятельности растительных и животных организмов, возникающих под влиянием углеводородов. Благодаря миграции углеводородов, растворенных в воде и находящихся в свободном состоянии, по системам трещин и разрывным нарушениям, латеральной фильтрации через пористые породы (эффузия), их диффузии через толщу покрывающих залежи пород над нефтяными и газовыми залежами образуются локальные геохимические поля, достигающие дневной поверхности и создающие геохимические аномалии. Наиболее надежными геохимическими признаками являются углеводородные газы, следы легких фракций нефти и битума "нефтяного" происхождения в почвах, породах и подземных водах, концентрации которых превышают фоновые значения. В настоящее время применяют различные методы геохимических исследований: газовой съемки; битумно-люминесцентный; микробактериальный; окислительно-восстановительного потенциала; радиохимический; газовый каротаж. Перечисленные методы исследований, которые могут производиться путем изучения газового, битумного, бактериального состава и других свойств пород и вод, выходящих на поверхность и получаемых на глубине из буровых скважин, разделяются на: поверхностные площадные геохимические исследования (газовая съемка, битумная съемка, газобактериальная съемка и др.), которые обычно применяются при региональных работах в новых слабо изученных районах и площадных поисковых работах; глубинные геохимические исследования (газокерновая съемка, газовый каротаж, битумный каротаж и др.), проводимые при бурении опорных, параметрических, структурных и поисковых скважин. При глубинных геохимических исследованиях выбираются опорные горизонты, из которых отбираются образцы пород, пробы воды. Практика глубинных геохи- мических исследований показывает, что наиболее устойчивые геохимические поля над залежами нефти и газа приурочены к верхним водонапорным горизонтам разреза на глубинах порядка 100-500 м. Геохимические методы наиболее эффективны при применении их в комплексе с геологическими и геофизическими исследованиями. При этом особенно важен комплекс с сейсмическими работами, позволяющими получить более надежные геохимические данные из большого количества сейсмических скважин. Газовая съемка. Газовая съемка предложена В.А. Соколовым в 1929-1930 гг. В настоящее время известны следующие виды газовой съемки: по свободному газу; по водно-растворимому газу; по газу, сорбированному породой. Метод газовой съемки заключается в изучении состава и распределения углеводородных газов на исследуемой площади в верхних слоях осадочных отложений, в водных источниках, колодцах и т. д. Пробы свободного газа, пробы пород или вод отбираются с глубин 1-4 м, а при повышенном газовом фоне - с глубин 6-10 м с последующим извлечением из них газов. По мере углубления газовые аномалии становятся более контрастными, поэтому при бурении большого числа сейсмических и структурных скважин желательно проводить "глубинную" газовую съемку по площади и по разрезу. Все разновидности газовой съемки основаны на определении микроконцентраций метана, этана, пропана, бутана, пентана, содержащихся в породах и подземных водах. Для их обнаружения в 1940-1950 гг. использовалась газохроматографическая аппаратура, а в настоящее время применяются хроматографические газоанализаторы с плазменно-ионизационным детектором, дающие стабильные показания при чувствительности до 10-5-10-6% (В.А. Соколов, 1962). Исследования показывают, что метан является прямым признаком нефтяного или газового месторождения. Он также является компонентом каменноугольных и "болотных" газов. Однако фоновая концентрация их в подпочвенном воздухе, по данным В.А. Соколова, чаще всего имеет величину порядка 10-4%. Тяжелые газообразные углеводороды С3-С4 характерны только для нефтяных и газовых местоскоплений и являются основными показателями при интерпретации газовой съемки. Их фоновые значения не превышают величины 10- %. Интерпретацию результатов газовой съемки необходимо проводить с учетом всех имеющихся сведений о геологическом строении района, его нефтегазоносности и истории геологического развития. Примеры площадных и профильных газовых аномалий в поверхностных слоях на газонефтеносных площадях в пределах различных областей приведены на рис. 3.4.4. Интересными являются примеры так называемых кольцевых аномалий с минимальными значениями концентраций углеводородов над залежами нефти и газа и повышенными значениями на их периферии. Одной из основных причин их возникновения может являться то, что газовый миграционный поток на своде встречается с покрышками, обладающими малой проницаемостью и большой газоемкостью, способными снижать его интенсивность в присводовых частях структур, в то время как на крыльях отмечаются повышенная трещиноватость пород, разрывные нарушения и др. Асимметричный характер некоторых аномалий и несовпадение их с контуром нефтегазоносности часто связаны с наклоном пластов, смещением сводов структур и движением вод в вышележащих водоносных горизонтах. Съемка по газам, сорбированным породами коренных отложений, известна под названием газокерновой съемки. Г лавной особенностью съемки является отбор кернов из скважин глубиной 3-20 м с помощью специальных отборников. Затем газы извлекают из породы путем десорбции или вакуумом и определяют их количество и состав. Этот метод более точный, но и более трудоемкий по сравнению со съемкой по свободному газу. Его применение оказалось успешным на ряде площадей Туркмении, Саратовского Поволжья и др.  Рис. 3.4.4. Примеры газовых аномалий в поверхностных слоях на газонефтеносных площадях (по В.А. Соколову): а - площадные газовые аномалии: 1 - Шебелинская; 2 - Кумдагская; 3 - Ключевская; 4 - Кожемякинская; 5 - Жуковская; 6 - Яблоневская; 7 - Ишимбайская; б - профильные газовые аномалии: 8 - Калинская; 9 - Зыбзинская; 10 - Верхне-Чекупская; 11 - Андижанская; 12 - Маштаги; 13 - Сахалин; 14 - Печорский край Бактериальный метод. С помощью этого метода обнаруживают геохимические аномалии, вызванные углеводородными газами, в пределах которых наблюдается повышенное содержание бактерий, избирательно окисляющих метан, пропан и другие углеводороды. Над чисто газовыми залежами обычно преобладают метанокисляющие бактерии, а газонефтяным залежам, как правило, соответствуют аномалии, представленные метан- и пропанокисляю- щими бактериями. Для обнаружения бактерий производится стерильный отбор проб воды из родников, артезианских скважин (водно-бактериальная съемка), образцов почв, грунтов (грунтовая бактериальная съемка) из канав, расчисток, мелких скважин глубиной до 1-2 м, а в районах развития террас и аллювиальных отложений - глубиной не менее 3-4 м. Образцы в герметической посуде отправляются для анализа в лабораторию. Существуют манометрический и пластиночный способы изучения бактерий. При первом способе определенное количество грунта, породы в специальном приборе помещают в газовую смесь (40% метана или этана и 60% воздуха). Поддерживая постоянную температуру в приборе 30° в течение 30 дней, производят отсчеты поглощенного газа по манометру через каждые пять дней. При втором способе сухой порошок почв, пород порциями по 0,1 г распыляют на агар-агаре, покрывающем пластинку. Пластинка помещается в эксикатор на 20-30 дней с отмеченной выше газовой смесью, где поддерживается постоянная температура 30°. Метанокисляющие бактерии образуют на пластинке колонии в виде желто-коричневой пленки; бактерии, окисляющие пропан, образуют белую пленку. Вид бактерий определяется под микроскопом, а их количество - по толщине пленки. На рис. 3.4.5 приведен пример комплексной гидрогазобиохимической съемки, проведенной на Леляковской площади Днепрово-Донецкой впадины. Леляковское нефтяное месторождение четко фиксируется кольцевой аномалией вблизи поверхности по растворенному в грунтовых водах метану и тяжелым углеводородам. Средняя концентрация метана в аномалийной зоне 0,20460 см3/л, а за ее пределами 0,01696 см3/л. Контрастность аномалии составляет 12,1. Концентрация тяжелых углеводородов в аномалийной зоне достигает величины 0,01320 см3/л, а интенсивность развития метанокисляющих бактерий достигает значений 170-200 усл.ед., тогда как за пределами аномалии она равна 7,5 усл. ед. Контрастность аномалии равна 6,6. Отмеченная контрастность аномалии вызвана повышенным углеводородным потоком по серии нарушений  Рис. 3.4.5. Схема гидрогазобиохимической съемки Леляковского нефтяного месторождения (по М.И. Субботе, С.Г. Жукову): а - карта растворенного метана; б - карта растворенных тяжелых углеводородов; в - карта метан-окисляющих бактерий; 1 - структурные изогипсы по кровле сеноманского яруса; 2 - изогипсы по пересяжской свите (П2); 3 - контур нефтеносности по С3-Р2; 4 - основные направления стока поверхностных вод; 5 - ориентировочные направления движения грунтовых вод; 6 - содержание растворенного метана >0,10 см /л; 7 - содержание растворенного метана от 0,10 до 0,50 см3/л; 8 - содержание растворенного метана <0,050 см3/л (фон); 9 - аномалийная зона по растворенному метану; 10 - содержание растворенных тяжелых углеводородов от 0,01320 до 0,00020 см3/л; 11 - содержание растворенных тяжелых углеводородов от 0,00020 до 0,00010 см /л; 12 - содержание растворенных тяжелых углеводородов <0,00010 см /л; 13 - ориентировочные контуры газовой аномалии; 14 - содержание метанокисляющих бактерий >20 усл. ед; 15 - содержание метанокисляющих бактерий от 20 до 5 усл. ед.; 16 - содержание метанокисляющих бактерий <5 усл. ед. (фон); 17 - аномалийная зона по развитию бактерий Леляковской складки, придающих ей блоковое строение Радиогеохимические методы И.С. Соболев, Л.П. Рихванов (Томский политехнический университет), Н.Г. Ляшенко (ГЭЦ ГП "Березовгеология"), М.С. Паровинчак (ОАО "Томскгаз") Геохимические исследования, прогнозирование и поиски месторождений нефти и газа радиогеохимическими методами. //Геология нефти и газа, 7-8, 1999. С. 19-24. Метод радиометрической съемки для поисков нефтяных месторождений впервые был применен Л.Н. Богоявлинским и А.А. Ломакиным в 1926 г. в Майкопском нефтеносном районе. Использовав ионизационную камеру, они получили аномальное поле радиоактивности над нефтяной залежью, не связанной со структурой (шнурковая залежь). Теоретические предпосылки возможности применения методов радиогеохимии при прогнозировании и поисках месторождений нефти и газа, сформулированные рядом российских и иностранных ученых (Х. Лаунберг, С. Хаддет, Л. Миллер, У. Кревс, Д. Пирсон, Д. Сикка, А.Ф. Алексеев, Р.П. Готтих и др.), основываются на теории вертикальной миграции УВ из залежей. Продукты распада УВ - углекислый газ, вода, сероводород и другие мигрирующие в результате диффузии и фильтрации из залежи газы и воды - стимулируют эпигенетические процессы, приводящие к изменению физико-химических параметров среды, что выражается в преобразовании пород надпродуктивного комплекса, возникновении специфичных минеральных ассоциаций, нарушении окислительно-восстановительных обстановок и перераспределении некоторых химических элементов, в том числе радиоактивных. Под воздействием эпигенетических процессов, вызванных влиянием УВ-залежей, над месторождениями нефти и газа на протяжении длительного геологического времени происходит формирование специфического радиогеохимического поля, характеризующегося своеобразными полями распределения общей радиоактивности, уровнями накопления радиоактивных элементов и характером их взаимосвязи. Практика показывает, что радиационная производная (мощность экспозиционной дозы) над и вокруг залежей УВ варьирует в незначительном диапазоне по сравнению с фоновыми значениями. В свое время этот факт во многом обусловил ограничение применения радиогеохимических методов. Появление современной лабораторно-аналитической базы и измерительной аппаратуры, новых типов детекторов и методических приемов, позволяющих выявлять слабые изменения радиогеохимического поля, возродило интерес к применению радиогеохимических методов для прогнозирования и поисков месторождений нефти и газа. Комплекс радиогеохимического картирования включает термолюминесцентную, радиометрическую и гамма-спектрометрическую съемки по поверхности. Плотность измерений выбирается согласно решаемым геологическим задачам, детальности исследований, масштабу объекта. Методика термолюминесцентной радиометрической съемки разработана в Институте разведочной геофизики и геохимии (КНР). В качестве измерительных элементов применяются поликристаллические термолюминесцентные дозиметры (ТЛД) на основе LiF, позволяющие фиксировать суммарную составляющую радиоактивности (а, в, у) и обладающие высокой чувствительностью. Применяемые для измерений ТЛД помещаются в водонепроницаемую упаковку. Для получения статистически достоверных результатов число дозиметров на точке измерений равно 10. Все дозиметры предварительно калибруются по чувствительности. Термолюминесцентные дозиметры на точках измерения устанавливаются на глубину 0,5-0,7 м. Время экспозиции измерительных элементов в среднем составляет 15-30 сут. Гамма-спектрометрическая съемка проводится с применением полевых гамма-спекто- метров-концентрометров типа РКП-305М, РСП-101М. Измерения осуществляются в точках установки ТЛД с определением содержания К, U (по 226Ra), Th. Для статистической достоверности на каждой точке опробования производится троекратное измерение параметров. Пункты исследований привязываются с помощью топографических карт и JPS- приемника. Ведется необходимая геологическая документация. Полученные в результате радиогеохимической съемки данные проходят многоцелевую статистическую обработку. Значения интенсивности термолюминесценции градуируются и нормализуются. Строятся карты дозовых вариаций поля радиоактивности и распределения радиоактивных элементов, но, как правило, эти карты носят вспомогательный характер. В качестве основных критериев при выделении прогнозных участков нефтегазоносности используются: торий-урановое отношение (Th/U); показатель интенсивности перераспределения естественных радионуклидов; интенсивность термолюминесценции. Построение прогнозных схем нефтегазоносности осуществляется по комплексному радиогеохимическому показателю, рассчитываемому по оригинальной методике. По степени перспективности нефтегазоносности выделяются три типа участков: с высокими, средними и низкими перспективами нефтегазоносности. Результаты комплексного радиогеохимического картирования показывают, что радиогеохимическое поле в пределах исследованных нефтегазоносных структур имеет довольно ярко выраженные специфические особенности распределения анализируемых радиоэлементов и их интегрированного показателя - интенсивности термолюминесценции. Необходимо отметить, что поля анализируемых параметров каждого объекта при наличии ряда общих закономерностей в характере распределения радиогеохимических показателей имеют и отличительные особенности, что в каждом случае требует индивидуального подхода. Эти различия в значениях радиогеохимических показателей вызваны как размерами и глубиной залегания залежей, а соответственно, и степенью интенсивности эпигенетических преобразований пород надпродуктивного комплекса, так и литолого-ландшафтными особенностями территорий, тектоническим строением, гидродинамическим режимом подземных вод и другими факторами. Поля концентраций радиоактивных элементов над нефтегазовыми месторождениями характеризуются высокой степенью дифференциации в распределении К, Th, U и имеют более сложное строение, чем за их границами. В пределах исследованных площадей четко фиксируются оси, относительно которых намечается радиогеохимическая зональность. Учитывая довольно выдержанный литологофациальный состав подпочвенных геологических образований, можно с большой долей уверенности сказать, что строение радиогеохимического поля на участке локализации УВ- залежей в первую очередь обусловлено особенностями глубинного строения (в том числе тектонического) и проявленностью эпигенетических процессов (прежде всего окислительновосстановительного характера). Тем не менее, анализ только моноэлементных карт не позволяет с высокой степенью достоверности оконтуривать положение УВ-залежей. Более четко неоднородности строения радиогеохимического поля, вызванные влиянием УВ-залежей, просматриваются при анализе основных компонентов комплексного радиогеохимического показателя - Th/U, интенсивности перераспределения естественных радионуклидов и интенсивности термолюминесценции. Существование зон, характеризующихся аномальными значениями Th/U, по всей видимости, связано с резкими изменениями физико-химических параметров среды, произошедшими в результате эпигенетического воздействия мигрирующих из залежи жидких и газообразных компонентов. Изменение окислительно-восстановительных обстановок в свою очередь послужило причиной перераспределения урана. Выявленные зоны высокой интенсивности перераспределения естественных радионуклидов, пространственно совпадающие с полями аномальных значений Th/U, также подтверждают существование геохимических барьеров и, очевидно, фиксируют структуры, вмещающие залежи УВ. Наиболее контрастно области проявления наложенных процессов, связанных с воздействием нефтегазовых залежей, отражаются в полях интенсивности термолюминесценции.  Рис. 3.4.6. Прогнозная схема нефтегазоносности по данным радиогеохимического картирования Западно-Полуденной (л), Северо-Васюганской (б) и Мыльджинской (в) площадей 1 - перспективность нефтегазоносности: а - высокая, б - средняя, в - низкая; 2 - газо- (а) и водонефтяной (б) контакты по данным геолого-геофизических исследований; 3 - разведочная скважина и ее номер; 4 - точка комплексного радиогеохимического исследования Необходимо отметить, что линейные размеры выделяемых аномалий в некоторых случаях превосходят горизонтальные проекции залежей. Это связано с концентрацией элементов-индикаторов в горизонте опробования, определяемой интенсивностью окислительновосстановительных реакций в зоне миграции УВ. Учитывая эпигенетическую природу радиогеохимических аномалий, формирующихся над местами локализации УВ-залежей, можно говорить, что по значениям радиоактивной производной будут фиксироваться нефтегазоносные залежи любого типа (в том числе литологически и тектонически экранированные). Выполненные исследования показали, что комплексное радиогеохимическое картирование с применением методов полевой термолюминесцентной радиометрии и гамма-спектрометрии позволяет с высокой степенью вероятности выявлять нефтегазоносные структуры. Радиогеохимическое поле над нефтегазовыми месторождениями характеризуется высокой степенью неоднородности. Максимальные вариации содержаний анализируемых радиоэлементов и значений комплексных показателей в большинстве случаев фиксируются в пределах ГВК, ГНК, ВНК и областях локализации основных запасов УВ. Анализ моноэлементных карт не позволяет четко выделять границы зон влияния УВ- залежей. Для обнаружения участков скоплений УВ с максимальной вероятностью их выявления (> 0,7) целесообразно применять комплексные радиогеохимические показатели, учитывающие поведение всех радиоэлементов. При интерпретации результатов необходимо учитывать различные особенности ландшафтов (в частности, условия заболоченности и др.). Наличие локальных вариаций значений содержаний элементов и интенсивности термолюминесценции, совпадающих с профилями исследований, позволяет говорить о том, что в более крупном масштабе радиогеохимическое поле имеет более сложный характер. Локальные дифференциации значений различных показателей, на наш взгляд, вызваны неоднородностями строения залежи УВ и различной проницаемостью экранирующих пород. По-видимому, при проведении крупномасштабных работ 1:25 000 - 1:10000 возможен более локальный прогноз, более точное выделение ГВК, ГНК, ВНК и ориентировочное определение глубины залегания залежей.  Рис. 3.4.7. Характер изменения комплексных радиогеохимических показателей по профилю Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения (геологический разрез по Шарабуровой В.И., 1988) 1 - продуктивный пласт Ю1; 2 - кора выветривания; 3 - палеозойский фундамент; В - отражающий горизонт; ИТЛ - интенсивность термолюминесценции; КРП - комплексный радиогеохимический показатель Материалы радиогеохимического картирования показывают, что благоприятные предпосылки для получения положительных результатов существуют и в варианте аэрогам- ма-спектрометрической съемки, которая могла бы быть поставлена на стадии средне- и мелкомасштабных поисково-прогнозных работ. Г еоэлектрохимические методы Зональность ”наложенных” ореолов рассеяния металлов над нефтяными залежами. С.Г. Алексеев, С.А. Вешев, Н.А. ВорошилоВ, К.И. Степанов (ВИРГ-Рудгеофизика). // Отечественная геология, 2000. С. 40-43. Исследования, ранее выполненные в различных регионах (Западная Сибирь, европейская часть России), показали возможность применения геоэлектрохимических методов для поисков нефтегазовых месторождений. Нефтегазовые месторождения выявляются по "наложенным” ореолам рассеяния химических элементов-индикаторов нефти, сформированным в различных почвенных горизонтах. Ореолы рассеяния, как правило, кольцеобразной формы и увязываются с контуром проекции нефтяной залежи на дневную поверхность. Многообразие процессов, происходящих при эволюции залежи и образовании "наложенных" ореолов рассеяния, приводит к усложнению и нарушению приконтурных кольцевых аномалий. При этом аномалии одних элементов могут смещаться относительно аномалий других, иметь различные протяженность и интенсивность. Вещественный состав и пространственное положение аномалий, выявляемых разными геоэлектрохимическими методами над одной залежью, часто не совпадают друг с другом, что обусловлено различными механизмами миграции и трансформации форм нахождения химических элементов вокруг залежи. |