9.1 Газовий метод

Газовий метод ґрунтується на явищі розсіювання газоподібних вуглеводнів із покладів нафти чи газу і вивченні кількісного та якісного складу газів кернів, шламів, глинистих розчинів і вибійної атмосфери неглибоких свердловин, а також пластових вод. Такі газометричні дослідження виконуються в процесі проведення газової зйомки, мета якої – виявлення за газовими показниками просторового положення аномальних полів концентрацій газів і, з врахуванням геологічної будови району – оцінка достовірності зв’язку цих аномалій з наявністю на глибині покладів нафти або газу.

В основу теорії газової зйомки покладено уявлення про фільтраційно-дифузійний масопереніс вуглеводневих газів із покладу в перекриваючі його осадові відклади. При цьому фільтрація (ефузія) проявляється по системі тріщин і каналів в зонах тектонічних порушень, а дифузія проходить по всьому об’єму порід і може утворювати безперервні просторові ореоли безпосередньо над покладами.

Проведення газової зйомки містить:

– відбір зразків керна, шламу, води, глинистого розчину, привибійної атмосфери неглибоких свердловин;

– дегазацію зразків;

– аналіз газу на хроматографі;

– обробку результатів у відповідності з обчислювальними програмами і встановлення фонових значень концентрацій;

– побудова геохімічних карт, діаграм, розрізів тощо;

– виділення полів аномальних концентрацій;

– оцінка природи виявлених аномалій.

При хроматографічному аналізі визначається процентний вміст вуглеводневих і невуглеводневих газів. Концентрації вуглеводневих газів, переважно метану, є невеликими і в більшості випадків змінюються в межах n·(10^-2–10^-4) %.

Вуглеводневі гази (від метану до гексану) є прямими показниками нафтогазоносності надр. При обробці даних найчастіше розглядається вміст метану і пропану, сума важких вуглеводнів, відношення метану до різних гомологів. Пошуковими інформативними показниками нафтогазоносності надр є аномальні концентрації вуглеводневих газів по відношенню до фонових значень для даної території. При цьому під газовою аномалією розуміють закономірно розташовані зони підвищених і високих концентрацій газу на фоні низьких. В залежності від положення аномалій в просторі відносно покладу спостерігаються прямі і зміщені аномалії. За формою аномалії бувають: суцільні, кільцеві, плямисті і лінійні. Одна з таких форм наведена на рис. 9.1.

Рис. 9.1 – Схема співвідношення нафтогазоносності та обрисів

газової аномалії

1 – ізогіпси покрівлі другого горизонту середнього майкопу;

2 – газова аномалія;

3 – контур нафтогазоносності;

4 – глибокі свердловини;

5 – свердловини, що дали нафту

Чіткість та надійність аномалій визначається їх контрастністю. Під коефіцієнтом контрастності розуміється відношення середніх концентрацій газу в пунктах, що розташовані в межах аномалії до середньої концентрації газу в пунктах, які знаходяться за її межами.

Слабоконтрастними вважаються аномалії з коефіцієнтом контрастності 1,2–1,5. Надійнішими є аномалії з коефіцієнтом контрастності 1,6–2,0 і більше. Аномальні та фонові значення спочатку статистичними методами визначаються над еталонними родовищами певного регіону і вже потім вони для порівняння використовуються на нових площах. Встановлено, що в поверхневих відкладах діагностика аномалій залежить від ландшафтно-кліматичних умов і гідродинамічних режимів досліджуваної території, а також від літолого-стратиграфічних особливостей приповерхневих утворень. У ряді випадків ефективною є газова зйомка по сніжному покриву.

На сьогодні розроблена (О.Л. Кузнецов и др., 1986) узагальнена модель нафтогазового покладу, яка охоплює як продуктивний колектор, так і ореол розсіювання вуглеводнів. Масштаби та інтенсивність енергетичних перетворень в зоні дифузійного потоку вуглеводнів визначається тектонічною будовою, мінеральним складом покришки, розмірами покладів, типом флюїду, характером геохімічних бар’єрів, кількістю вуглеводнів, які прореагували в окисно-відновних процесах. На деяких родовищах (наприклад, Монастирищенському в ДДЗ) вплив ореолів розсіювання вуглеводнів на зміни величин ряду геофізичних і геохімічних параметрів у перекривних породах зареєстровано на відстані 1700 м при висоті покладу близько 20 м.

Позитивні результати з використання газової зйомки отримані на багатьох площах Передкарпатського прогину, Дніпровсько-Донецької западини, а також шельфу північно-західної частини Чорного моря тощо.