Обработка результатов геохимических исследований по поискам нефти и газа
Целевым назначением данной лабораторной работы является научить студентов обрабатывать данные газогеохимических съемок. Работа состоит из нескольких частей:
· Построение карты фактического материала геохимических исследований; Составление массива данных по лабораторным анализам газов;
· Статистический анализ данных измерения газового состава сред опробования; Построение и оформление схем, графиков и карт целевых параметров;
· Геолого-геохимическая интерпретация полученных материалов.
· Исследования выполняются по материалам фрагментов реальных съемок.
Шаг №1. Подготовка графической основы
На основе схемы профилей (рис. 1), выдаваемой преподавателем построить карту фактического материала исследований в масштабе 1:100000. 
Рис. 1. Шаблон схем профилей м-ба 1:100000
В схеме принимается прямоугольная система координат. Расстояние между ПР 5-7 5000м, расстояние между профилями ПР 1-4 3000м; расстояние между точками опробования 500-1500м. Протяженность всех профилей (кроме ПР-7) составляет 15 км. Протяженность ПР-7 может варьировать от 10 до 15 км в зависимости от варианта исследовательских данных, которые получит каждый студент персонально у преподавателя или у методиста кафедры.
По шаблону (рис. 1) и индивидуальному заданию (прил.1) (варианту), номер которого (варианта) соответствует порядковому номеру списка студентов группы, наносятся на профили номера точек опробования из результатов (протокола) лабораторных исследований. Номера точек на широтных профилях располагаются с запада на восток; на меридиональных с севера на юг. Используя программу Corel составляется таблица координат (табл. 1)
Таблица 1
Таблица координат для формирования файлов *dat
| Номер ПР | Номер точки опробования | Прямоугольные координаты | |
| Х | У | ||
Шаг № 2.Подготовка аналитических данных к обработке
Общая схема подготовки к обработки аналитических данных приведена на рисунке ниже (рис. 2).
При решении задачи прогнозирования применяется следующая схема обработки данных газометрии:
- перегруппировка исходной информации и формирование блоков информации по однотипным геохимическим параметрам;
- статистическая обработка сгруппированных геохимических данных;
- анализ обобщенных количественных и качественных характеристик углеводородных (и неуглеводородных) газов по площади и выявление их особенностей в конкретных структурных условиях;
-сравнение осредненных количественных характеристик микроскоплений газа на различных профилях; при этом, прежде всего, решается вопрос о его сингенетичности. Если сингенетичность газа признаётся маловероятной, повышенные его концентрации могут быть объяснены процессами транзита через осадочную толщу углеводородных систем, исходной точкой которых являются скопление залежи нефти и газа на глубине;
- построение результирующих специализированных карт.
Перегруппировка исходной информации осуществляется для формирования таких самостоятельных блоков (с диаметрально противоположной значимостью взаимосвязи аномальных концентраций с залежами УВ), как предельные (СnH2n+2) и непредельные (СnH2n) УВ. Предельные УВ (помимо метана), в свою очередь группируются в блоки газообразных (С2-С4) и парообразных (С5-С6) УВ (ГУ и ПУ соответственно). Вместе (ГУ+ПУ) они образуют группу тяжёлых (С2-С6) углеводородов (ТУ). Дополнительно производится пересчёт концентраций индивидуальных УВГ в относительные проценты (сумма всех УВ принимается за 100 %, а доля каждого углеводорода выражается в процентах к этой общей сумме).
Рис. 2 Схема обработки аналитических данных
Особняком стоит группа неуглеводородных (Не, Н2, О2, СО2, N) газовых составляющих. В нефтегазопоисковой геохимии эти компоненты широко используются для прогнозирования залежей УВ. Однако применяемая технология термовакуумной дегазации (в частности шлама) не в состоянии обеспечить отбор газовых проб свободных от присутствия атмосферного воздуха. Высокие концентрации атмосферного кислорода и азота маскируют микроконцентрации этих элементов, характерных для поверхностных газовых скоплений. Что касается водорода, гелия и углекислого газа, то их кларковое содержание в атмосферном воздухе крайне незначительны (Не – 0,000524, Н2 – 0,00005 %, СО2 – 0,034 %), а в приземных газовых средах (тем более в шламе скважин) – обычно на один-три порядка выше. Поэтому вполне правомочно использование содержаний этих элементов при анализе соответствующих полей концентраций.
Шаг №3. Статистическая обработка данных
Критерии нефтегазоносности основаны на выявлении закономерностей распределения микросодержаний углеводородных (и неуглеводородных) газов путём обработки весьма значительного (десятки тысяч) объёма аналитических данных, и потому для установления этих закономерностей используются методы математической статистики.
Фактические значения геохимических показателей, сгруппированные в отдельные блоки, подвергаются статистической обработке. Важным свойством этих величин является, как правило, неодинаковая и устойчиво сохраняющаяся частота отдельных их значений в однотипных условиях, что позволяет описывать поведение таких величин количественными методами. Основными этапами статистической обработки является группирование данных в ряды распределения, определение основных параметров этих рядов, выявление связи между соответствующими величинами.
Наглядным отображением сгруппированных рядов распределения являются построенные гистограммы. При этом важно установить закон распределения, которому подчиняются отдельные элементы массива данных.
В статистике чаще всего имеют дело с нормальным законом распределения, основными параметрами которого являются среднеарифметическая ( 
) и дисперсия (δ2).
Для сгруппированных выборок:
= 
, 
(1)
где Хi – среднее значение разряда;
ni- частота i-го разряда;
N – общее число всей выборки;
Как показывает анализ компонентов газовой среды, подавляющееся большинство геохимических параметров носят резко ассиметричный характер и не подчиняются нормальному закону распределения. Поэтому большинство геохимических переменных приходится преобразовывать в логарифмическую форму (т.е. вместо переменной Хi использовалась переменная Yi=lg Xi). Распределения, преобразованные таким образом, становятся приблизительно симметрично распределёнными (логнормальными).
Среднее и дисперсия логарифмически преобразованных переменных оцениваются обычным способом.
Однако в терминах исходной не преобразованной переменой Хi, среднее 
соответствует корню n степени из произведений Хi
= 
, (2)
где Хi – значение отдельной варианты;
- среднее значение прологарифмированных Хi;
П – знак произведения всех Хi вариант выборки, который является уже геометрическим средним и пишется как Хgm (в отличие от среднеарифметической при обычном нормальном распределении).
Дисперсия логарифмически преобразованной переменной называется геометрической дисперсией. Другими словами, антилогарифмы от логарифмической средней и дисперсии являются геометрической средней и геометрической дисперсией.
В общем случае, на завершающем этапе нужно сформировать одномодальные распределения, соответствующие визуально логнормальному закону. Однородность выборки при этом может быть оценена с помощью тау-критерия (τ-критерий), численные значения которого определяются по формулам:
max= 
; 
min= 
(3)
где max – вычисленное максимальное значение τ;
min – вычисленное минимальное значение τ;
Хmax – максимальное значение переменной величины (варианты);
Хmin – минимальное значение переменной величины (варианты);
Хgm среднегеометрическое значение переменной
δ – среднеквадратичное (геометрическое) отклонение (стандарт).
Расчётные значения τmax и τmin сравнивают с табличными и, в случае их превышения, варианты отбрасываются. Достигнув результата, при котором вычисленные значения τmax и τmin становились меньше τтаб., окончательно вычисляют статистические параметры (средняя, дисперсия, стандартное отклонение, медиана, мода, и др.).
При необходимости, для окончательной проверки нормального (логнормального) распределения, вычисляем асимметрию (А), эксцесс (Е), их стандартные отклонения (δА, δЕ). Для подтверждения нормального (логнормального) распределения должно выполняться условие:
А≤ 3δА, Е ≤ 3 δЕ (4)
где δА – стандартное отклонение асимметрии;
δЕ – стандартное отклонение эксцесса
Шаг №4. Поисковые критерии нефтегазоносности
Достоверно установленное явление субвертикальной миграции УВ из залежей неизбежно приводит к формированию на поверхности сложно построенного геохимического поля, являющееся объектом для геохимических методов поисков залежей нефти и газа (ГПНГ). При этом возникает ряд проблем, требующих своего разрешения:
- условия образования газового фона в зонах поискового геохимического зондирования;
- субвертикальный диффузионно-фильтрационный массоперенос УВ (и неуглеводородных) компонентов из залежей нефти и газа;
- механизм формирования и условия сохранности геохимических аномалий, образованных в приповерхностныхгоризонтахпод влияние залежей УВ;
- диагностика генетических типов УВ (сингенетичные, эпигенетичные).
Информация об условиях формирования сингенетичного углеводородного фона имеет принципиальное значение при решении вопроса о вычленении из общего геохимического поля аномалий, связанных с залежами.
Верхняя часть осадочного разреза (от поверхности до глубин 500-600 м) отличается своеобразными особенностями формирования углеводородного фона (таблица 2).
Таблица 2 Газовый фон верхней части разреза осадочных бассейнов (осреднённые данные по Старобинцу И.С.)
| Подзоны | Выход на породу, см3/кг | Содержание на УВ часть газа, % | C2H4+в C2H6+в | ||||
| УВГ | СО2 | N2 | CH4 | C2H6 | C3H8+в | ||
| Активного водогазообмена (верхняя биохимическая) | до 0.1-0.9 | до 100 | до 99 | до 1 | следы | >5-7 | |
| Затрудненного водогазообмена (нижняя биохимическая) | 1-10 | до 30 | >200 | 75-85 | 15-25 | 1-3 | 1-2 |
| Верхняя часть термокаталической зоны | 5-30 | до 5 | 100-200 | 70-80 | 20-30 | 1-5 | 0-0.5 |
Для верхней подзоны (среда исследований, обусловленная проектом) преобладающее значение имеют гипергенные факторы: воздействие аэробных бактерий, окислительные процессы, влияние инфильтрационных вод, обогащённых кислородом и сульфатами. В пределах средней подзоны влияние поверхностных факторов ослабевает, (аэробы уступают место анаэробам, активность окислительных процессов резко снижается). В нижней подзоне влияние биохимических факторов сведено к минимуму, главенство переходит к естественным катагенетическим изменениям ОВ и пород.
Теоретически (и фактически) в породах всех упомянутых подзон даже при условии полного отсутствии транзитного потока от залежей УВ формируется то или иное количество углеводородных (метан, в значительно меньшей степени его гомологи и непредельные УВ), а также неуглеводородных газовых компонентов (N2, CO2, Ar, реже O2, ещё реже He, H2).
Ещё раз подчеркнём, что в подзоне активного водогазообмена (верхняя биохимическая подзона) изначально формируется сингенетичный углеводородный фон, характеризующийся преобладанием газов углекислого и азотно-углекислого состава, абсолютным преобладанием (в углеводородной части газа) метана, повышенным содержанием непредельных УВГ (C2H4+в), практическим отсутствием в газах бутанов и пентанов.
Что касается рассеивания УВ из залежей нефти и газа (и формирование на поверхности эпигенетичных скоплений), то оно реализуется в процессе сложного субвертикального массопереноса через покрывающие залежи отложения, представляющие собой многократное повторение парного сочетания пород-покрышек и пород-коллекторов.
Изложенное позволяет интерпретировать картируемые на дневной поверхности аномальные геохимические (углеводородные и им сопутствующие) поля, не только как сингенетичные образования, но и как «геохимические образы» УВ залежей.
В целом, поисковая информативность газовых составляющих проявляется по-разному. Наибольшей информативностью обладает углеводородная часть газовой фазы пород (шлама) – метан, его газообразные (ГУ) и парообразные (ПУ) гомологи, в какой-то степени непредельные (ОУ) углеводороды. Неуглеводородные компоненты имеют меньшее поисковое значение.
К наиболее распространенным в земной коре (в т.ч. в верхней биохимической подзоне) углеводородам относится метан. Он формирует наибольшие концентрации в газовых залежах, характеризуется наивысшей миграционной способностью, низкими сорбционными свойствами и относительно небольшой растворимостью в воде.
При анализе закартированных геохимических полей, диагностика эпигенетичного метана затруднена из-за искажающего влияния пластов с повышенной концентрацией ОВ (угольные пласты, например), являющегося возможным источником сингенетичного метана, а также из-за влияния метан-окисляющих бактерий и вероятной генерации биохимического метана в приповерхностной зоне. В связи с этим, геохимические данные по оценке полей концентраций (повышенных) метана следует рассматривать с некоторой осторожностью, соотнося их с другими газовыми критериями.
Газообразные гомологи метана (ГУ - этан, пропан, н-бутан и изобутан).
В газах углеводородных залежей концентрация гомологов метана уменьшается обычно в соответствии с ростом их молекулярной массы. Однако, обладая повышенной (по сравнению с метаном) сорбционной способностью по отношению к породным компонентам вмещающих толщ, они способны формировать относительно более высокие концентрации в границах таких породных компонентов. В осадочных породах генерация ГУ связана, главным образом, с термокаталической, в меньшей степени с биохимической (в зоне активного газообмена) деструкцией ОВ. Как правило, равномерно распределяясь по пласту, эти концентрации формируют фон, и потому повышенное содержание ГУ по отношению к фону в сочетании с благоприятными факторами (наличие структуры, например) свидетельствуют о сформировавшемся УВ транзитном потоке, отправной точкой которого являются непосредственно залежи УВ. Информативность ГУ (при достижении ими зоны геохимического зондирования) значительно выше, чем у метана. Однако, для чисто газовых месторождений, состоящих главным образом из метана, отсутствие аномалий по ГУ в геохимической зоне зондирования может быть ошибочно истолковано как вообще отсутствие месторождения УВ в пределах площади.
Парообразные гомологи метана (ПУ – пентаны, гексаны) при условии сформированных на глубине нефтяных и газоконденсатных залежей, создают в зоне зондирования достаточно заметные концентрации (улавливаемые современными методами исследования) как результат их транзитного массопереноса в ретроградном состоянии.
Непредельные (олефиновые) газообразные углеводороды (ОУ - этилен, пропилен, бутилены). Газы залежей в подавляющем большинстве случаев не содержат ОУ. В тех или иных количествах они зафиксированы только в газах осадочных пород, преимущественно в верхней зоне.
Олефиновые углеводороды образуются из ОВ вмещающих пород и имеют только сингенетичное происхождение. Поэтому по соотношению концентраций гомологов метана и непредельных УВ (в комплексе с другими критериями) можно судить о преобладании того или иного генетического типа УВГ – сингенетичного или эпигенетичного.
Неуглеводородные компоненты:
Азот, как правило, один из постоянных компонентов газов осадочных отложений, имеет воздушное, биохимическое и глубинное происхождение.
Считается, что содержание азота косвенно указывает на наличие УВ залежей:
-величина отношения концентраций азота к УВГ (N2/УВГ) при приближении к залежи УВ имеет тенденцию к снижению;
-локализация аномалий азота воздушного происхождения над залежами в зоне интенсивного газообмена (особенно в тектонически-активных зонах), связана с быстрым расходованием кислорода на окислительные процессы УВ.
Водород. Теоретически и экспериментально доказана возможность образования водорода в осадочных породах в результате радиолиза воды. С водоносными горизонтами обычно связано его повышенное количество. В литературе обсуждаются данные, свидетельствующие об отрицательной корреляционной связи концентрации водорода с залежами УВ. Над нефтяными залежами количество водорода на порядок меньше, чем в законтурных участках.
С другой стороны имеются данные о вероятном поступлении водорода в осадочные породы из глубинных зон. В этом случае повышенные его концентрации могут трассировать глубинные тектонические разломы.
Диоксид углерода может образовываться как побочный продукт при восстановлении сульфатов углеводородами и как продукт окисления самих УВ. Следовательно, в верхней зоне активного газообмена при поступлении заметного количества миграционных УВГ могут образовываться аномальные участки с повышенной концентрацией диоксида углерода.
Таким образом, подавляющее большинство газовых компонентов пород имеет прямое или косвенное поисковое значение, но наибольшую информативность несет углеводородная составляющая ГВС пород.
Рассматриваемые показатели применяются большинством исследователей в качестве индикаторов процесса эмиграции углеводородов от залежей нефти и газа и позволяют дать в первом приближении оценку нефтегазоносности исследуемой площади. При этом в первую очередь решается задача установления самого факта наличия (или отсутствия) залежи УВ. На втором этапе правомерна постановка вопроса по оценке наиболее вероятного характера (нефть, газ) самой залежи.
Распределение концентраций углеводородных компонентов (как суммарно, так и по отдельным группам) в пределах площади дает первое представление о степени дифференцированности геохимического поля и возможность районирования территории по особенностям формирования разнотипных микроконцентрациий УВГ в конкретных условиях.
Поля относительных содержаний позволяют оценить роль каждой из УВ составляющей в общей сумме только УВ газов, т.е. определить «удельный вес» конкретного углеводородного компонента, что самым непосредственным образом зависит от типа залежи (табл. 3).
Таблица 3 Осреднённый УВ состав разнотипных месторождений (по Алексеевой Ф.А., 1967 г.)
| № п/п | Тип месторождений | Характер газа | Содержание в относительных % | Число анализов | |||||
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | С6Н14 | ||||
| газовые и газоконденсатные | свободный | 2.3 | 0.97 | 0.4 | 0.3 | 0.02 | |||
| газонефтяные | свободный | 6.5 | 3.8 | 1.6 | 0.7 | 0.1 | |||
| нефтяные | попутный | 15.4 | 8.3 | 4.2 | 1.2 | ||||
| не газонефтеносные | растворен-ный пластовых вод | 80-100 | ∑УВ (С2-С6) 0-20 | ||||||
| Сравнительные данные по залежам УВ на Сибирской платформе | |||||||||
| Юрубченское НГКМ | растворен-ный | 17.4 | 9.3 | 5.7 | 2.9 | ||||
| Аргишское газопроявление (прогнозируется газоконденсатная залежь) | свободный | 94.4 | 3.1 | 1.5 | 0.8 | 0.7 | 0.05 | ||
| Собинское газоконденсатное с нефтяной оторочкой | свободный | 92.3 | 5.7 | 1.5 | 0.5 | - | - | ||
| Имбинское газовое | свободный | 98.5 | 3.7 | 0.8 | 0.004 | - | - |
Для определения типа залежи можно воспользоваться установлением отношений концентраций метана и его гомологов. С этой целью строятся кривые распределения и кумулятивные, по которым определяются пределы концентраций каждого из углеводородов, наиболее часто встречающиеся концентрации и величины их отношений. Установлено, например, что отношение метана к его гомологам (для максимального количества проб) по типам месторождений колеблется для газовых месторождений в пределах 25-170, газоконденсатных 16-35, нефтяных 3-6. Различие довольно значимое и вполне может быть использовано в прогностических целях.
Соотношение концентраций изомерных и нормальных форм бутана и пентана также позволяют получить информацию о типах залежей. Для этого рассчитываются коэффициенты:
К1=iС4Н10/nC4H10 (5)
и
К2= iС5Н12/nC5H12 (6)
В большинстве случаев минимальные значения этих коэффициентов характерны для нефтяных месторождений, наибольшие – для газоносных.
На рисунке 2 видно, что в ряду «нефть-газоконденсат-газ» величина К1 изменяется от 0,1 до 2,5 и имеет определенный диапазон: для нефтяных 0,1-0,8 (0,3-0,5 для 60 % месторождений), газоконденсатных 0,6-1 (0,7-0,9 для 65 % месторождений), для газовых 0,8-2,1 и больше (для 55 % месторождений). Расчётные коэффициенты К1 для некоторых месторождений Красноярского края вписываются в эту закономерность.
Аналогичная закономерность характерна и для коэффициента К2: В нефтегазоносных регионах с апробированными газогеохимическими поисками было установлено, что для 90 % нефтяных месторождений величина К2 меняется в пределах 0,1-1,5, газоконденсатных - 0,8-1,9, газовых – в пределах 1-2,4.
Соотношение концентраций предельных и непредельных УВ позволяет судить об активизации или затухании процессов миграции. Известно, что практически во всех месторождениях нефти и газа отсутствуют даже следы олефиновых УВ. В зонах же активного газообмена с атмосферой происходит интенсивный процесс их формирования и накопления. Поэтому, на площадях, где отсутствует поступление УВ из залежей, количество непредельных УВ может даже превышать предельные (с одинаковым количеством углеродных атомов). Абсолютная величина отношений предельных УВ к непредельным на продуктивных площадях на 1-2 порядка выше, чем на не продуктивных.
Другими словами, высокие значения данного показателя характеризуют площадь как зону активного газообмена с одной стороны, а с другой – свидетельствует о наличии вертикальной миграции УВ.
Упомянутый коэффициент рассчитывается обычно для пар: этан-этилен, пропан-пропилен, бутаны-бутилены.
Каратаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л., проведя исследования разнотипных месторождений с использованием статистических методов, пришли к заключению, что наиболее чёткое деление месторождений по их типам осуществляется с использованием критерия «Z», равного А+В, где А=С2/С3, В=(С1+ГУ)/ПУ. В таблице 3 приводится градация значений коэффициента «Z» в зависимости от типа месторождения.
Предложен так же метод прогнозирования фазового состояния УВ и выделения типов залежей, основанный на использовании таких четырёх показателей (таблица 4), как сумма ∑С2-6; отношение С2/С3 , значения коэффициентов этанизации (Кэ=100С2/С3+4) и жирности (Кж=100С 2+в/С1).
Рис. 2 Зависимость величины коэф. К1 от типа месторождений
(по Ф.А. Алексееву)
Таблица 3
Зависимость комплексного коэффициента «Z» от типа месторождения
| Тип месторождения | Величина Z |
| газовое | >450 |
| газоконденсатное без нефтяной оторочки | 80-450 |
| газоконденсатное с малой нефтяной оторочкой | 60-80 |
| газоконденсатное с нефтяной оторочкой | 15-60 |
| нефтегазоконденсатное | 7-15 |
| нефтяное | <7 |
Таблица 0. Типизация залежей УВ в зависимости от соотношений гомологов метана
| Тип залежи | ∑С2-6 | С2/С3 | Кэ | Кж | Доля в составе ГУ, % | ||
| этан | пропан | бутаны | |||||
| газовая | 0.1-5 | 4-160 | 300-10500 | 0.1-5 | 80-100 | 1-15 | 1-5 |
| газоконденсатная | 5-15 | 2.2-6.0 | 170-400 | 5-15 | 60-80 | 15-35 | 5-15 |
| нефтегазоконденсатная | 10-30 | 1.0-3.0 | 50-200 | 10-40 | 40-60 | 20-40 | 10-25 |
| нефтяная | 20-70 | 0.5-1.3 | 20-80 | 30-600 | 10-50 | 30-50 | 15-40 |
В качестве информативного критерия эпигенетичности газовых аномалий может выступать изотопный состав углерода метана и углекислоты.
В целом изотопный состав углерода метана (s13С) колеблется в широком диапазоне: от -95 ‰ до -25 ‰.
Шаг №5. Построение карт
Для визуализации распределения микроконцентрациий газов (УВГ, водород, гелий, углекислый газ) вдоль профиля было осуществлено построение карт: геохимических полей двух типов: концентраций по УВ (и неуглеводородным) группам и отдельным элементам и карт аномальных содержаний геохимических элементов (в условных единицах).
Для построения карт на исследуемой площади могут быть использованы средства пакета программы Surfer 8, основным назначением которой является обработка и визуализация двумерных наборов данных, описываемых функцией типа z=f(x, y). Ключевой функцией Surfer при этом является создание цифровой модели поверхности с последующей её графической визуализацией.
Интерполяционные схемы программы формируют сеточную функцию, используемую для генерации карт изолиний и графиков поверхностей. Необходимо осознавать, что контурные карты, построенные по сеточным данным, не могут быть абсолютно точными, поскольку значения в узлах сетки являются осреднёнными и отличаются в ту или иную сторону от первичных данных.
Несмотря на то, что при использовании регулярных сетей карты строятся не по исходным данным, а по значениям интерполяционной функции и нет гарантии, что экспериментальные точки представлены на карте точно, этот метод построения на сегодняшний день является основным.
При построении сети необходимо опробовать несколько методов, лучшие из которых для наших условий вероятно будут Minimum curvature (минимум кривизны) и Kriging (метод Кригинга).
В силу особенностей геохимического опробования (вдоль единичного профиля), достоверно аномалии могут быть установлены только вдоль самого профиля без их проработки вправо и влево от магистрального направления. Вероятность продолжения аномалий по обе стороны от профиля равновелики. Однако, метод Minimum curvature отдаёт предпочтение однобоким (только вправо или только влево от профиля) аномалиям.
Из-за отсутствия равномерной сети газогеохимического опробования, для решения задач пространственного распределения карт покомпонентных изоконцентраций, можно использовать матрицы геохимических полей с шагом 2х2 или 3х3 км. Принятый шаг матриц достаточен, чтобы картировать аномалии минимального размера - до 2 км. Следует понимать, что площадное построение геохимических аномалий носит сугубо гипотетический характер и отстроенные за пределами профиля геохимические поля несут, в основном, информацию о вероятностной структуре поля.
Для построения карт аномальных содержаний геохимических компонентов возможно рассчитать нормированный стандарт по программе STATISTICA по формуле:
(7)
где δн - нормированный стандарт
Хн - наблюдённое значение компонента (в объёмных или относительных %)
Хgm - среднегеометрическое значение компонента (в тех же единицах измерения)
δgm - стандартное (геометрическое) отклонение.
На картах изолиний аномальных концентраций геохимических элементов отображаются аномалии, превышающие средние значения химических параметров в 1 стандарт, 2 стандарта и т.д.
Шаг №6. Обработка материалов. Статистическая оценка концентраций УВ газов
Для статистической оценки необходимо исключить ураганные пробы.
Для решения задачи картирования поисковых составляющих УВ компонентов предусматривается предварительное установление характера распределения рядов исходных данных с целью получения статистических параметров, позволяющих всесторонне охарактеризовать ГП (в частности оценить фоновую и аномальную составляющие). Для реализации этих задач строим гистограммы по метану, его гомологам (пропан, гексан, группы ГУ, ПУ, ТУ), олефиновым углеводородам (в объёмных и относительных процентах); диоксида углерода, водорода, гелия, азота (в объёмных процентах).
Предварительно построенные в обычном формате гистограммы по всем элемента ГВС должны характеризоваться ярко выраженным правосторонним (положительным) ассиметричным (анормальным) строением (пример на рис. 3). Поэтому исходные данные преобразовываем в логарифмическое (десятичный логарифм) исчисление, и построенные по ним гистограммы отражают логнормальный закон распределения (рис. 5-9) по всем углеводородным (и
Рис. 3 Гистограммы аномальных распределений углеводородных групп – ярко выраженная правосторонняя асимметрия
Рис. 4. Гистограммы и кривые распределения логарифма содержаний
Рис. 5 Гистограммы и кривые распределения логарифма содержаний (объёмных %) гелия
Рис. 6 Гистограммы и кривые распределения логарифмов содержаний (относительные проценты) групп тяжелых углеводородов
Рис. 7 Гистограммы и кривые распределения логарифма содержаний (абсолютные проценты) суммы предельных и непредельных УВ
Рис. 8 Гистограммы и кривые распределения логарифма содержаний (объёмные проценты) индивидуальных УВ
Рис. 9 Гистограммы и кривые распределения тяжёлых УВ и метана
неуглеводородным) компонентам, за исключением метана в относительных процентах.
Как показывает анализ гистограмм, логарифмирование не всегда приводит к симметричному распределению, что свидетельствует в этом случае о неоднородности конкретной выборки. Более того, часть распределений характеризуются явным двух модальным распределением. В частности обработка результатов содержаний гелия свидетельствует об их статистической неоднородности. Кривая распределения (см. рис. 5«а») имеет два максимума, обусловленные существованием двух самостоятельных выборок. Около 30% всех значений характеризуются содержанием гелия в пределах 5,01х10-4% - 5,25х10-4 % (с соответствующим колебанием логарифмов 0,7-0,72). Такое содержание отражает сугубо атмосферный характер гелиенасыщения. Остальные варианты характеризуют геохимическое поле, обусловленное скорее «дыханием Земли». После исключения из всех данных по гелию его газовоздушной компоненты и обновлённого построения соответствующего графика, было получено логнормальное почти идеально симметричное распределение (см. рис. б «б»). Статистические параметры полученной выборки характеризуют теперь только особенности гелиевого геохимического поля, обязанного своим существованием миграционным потокам.
Углеводородные составляющие ГВС в целом подчиняются закону логнормального распределения со всеми вытекающими отсюда выводами. Особняком стоит распределение метана, выраженного в относительных процентах.
Как показывает гистограмма относительного содержания метана, последний не подчиняется ни нормальному, ни логнормальному (рис. 10«а»), законам распределения. Добиться нормального распределения позволяет пересчёт относительных содержаний метана по формуле:
y=lg(100-Xi).
Преобразованные таким образом данные приобретают (при построении гистограмм) вид нормального распределения (рис. 10 «б»). Это так называемое зеркально отражённое логнормальное распределение.
По обычной статистической процедуре находим 
(или 
) и lgδ(зо). и соответствующие им значения: Xgm(з.о.) и δ(з.о.). Для перехода к привычным нам обозначениям производим повторный пересчёт:
Xgm=100-Xgm (з.о.), Х68=100-Xgmз.о./(δgm)2 и т.д.
В конечном итоге, все отстроенные графики соответствуют нормальному (точнее логнормальному или зеркально отражённому логнормальному) закону распределения, а статистические параметры, характеризующие соответствующие распределения были использованы для характеристики объекта. При этом, на всех графиках-гистограммах выставлены основные статистические характеристики однородных выборок: среднее значение (в т.ч. Хgm), стандартные отклонения, асимметрия (А), эксцесс (Е), мода (Мо) и пр. Кроме того, основные статистические характеристики углеводородных и неуглеводо родных газов сведены в таблицы 5 (объёмное содержание газов) и 6 (относительное содержание углеводородных газов).
Рис. 10 Гистограммы и кривые распределения метана (СН4) в относительных процентах
Умеренное содержание в составе ГВС газообразных и парообразных углеводородов (примерно 8 %), тем не менее, может свидетельствовать о наличии эпигенетичных процессов. Как известно газовый фон для верхней биохимической зоны характеризуется содержанием тяжёлых УВ, не превышающих 1 %. Соотношение предельных и непредельных УВ также свидетельствует в пользу существования миграционного потока УВ. Для рассматриваемого блока коэффициенты отношений С2Н6/С2Н4, С3Н8/С3Н6, С4Н10/С4Н8 колеблются в пределах 1,1 – 6,3 чаще 3-4, тогда как для сугубо сингенетичного фона он не превышает величины 0,15-0,20. Таким образом даже анализ только средних значений углеводордных компонентов позволяет предположить о наличии в составе газогеохимического поля эпигенетичной составляющей.
Шаг №7. Закономерности формирования геохимических полей
Для характеристики закономерностей формирования геохимического поля по всем профилям строятся генерализованные геохимические профили, составляются таблицы Основные статистические параметры ГВС (объёмное содержание) (табл. 5; 6)
Таблица 5
Шаблон «Основные статистические параметры ГВС» (объёмное содержание)
| Элементы *ГВС | единица измерения | Номер профиля | Логарифм содержаний | Xgm (средняя геометрическая) | 
(средняя арифметическая)
| |||||||
| минимальное значение | максимальное значение | Среднее | lgMo Modа | lgMe Medianа | lgQ3 | d (стандартное отклонение) | Стандартная ошибка среднего | |||||
| СН4 | lg 10 n-3 об.% | ПР 01 | -0.92 | 3.17 | 0.06 | -0.63 | -0.15 | 0.43 | 0.79 | 0.021 | 1.17 | 18.2 |
| С2Н6 | lg 10n-6 об.% | |||||||||||
| С2Н4 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| С3Н8 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| С3Н6 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| iC4H10 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| nC4H10 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| C4H8 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| iC5H12 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| nC5H12 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| ∑C6H14 | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| SУВ | N*10-3 об.% | |||||||||||
| Н2 | lg 10 n об. % | |||||||||||
| CО2 | lg 10 n об.% | |||||||||||
| ГУ | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| ПУ | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| ОУ | lg 10 n -6 об.% | |||||||||||
| Не | lg 10 n -4 об.% | |||||||||||
Таблица 6 Основные статистические параметры УВ газов (относительное содержание)
| Компоненты УВ газов | ед. измерения | Номер профиля | Min | Max |
(арифметическая средняя)
| Modа | Medianа | Q3 | Xgm (геометрическая средняя) |
| СН4 | % отн. | ||||||||
| С3Н8 | % отн. | ||||||||
| SC6H14 | % отн. | ||||||||
| SГУ | % отн. | ||||||||
| SПУ | % отн. | ||||||||
| SОУ | % отн. |
Рис. 11 Графики распределения компонентов геохимического поля по профилям
Далее определяем параметрические характеристики газогеохимических аномалий (табл. 11) и строим Графики распределения компонентов геохимического поля по профилям
Таблица 1
Шаблон Параметрические характеристики газогеохимических аномалий
| ОБЪЕКТ | Содержание n x 10-4 об.% | С2+в (отн.%) | Коэффициенты | Доля в составе ГУ | |||||||||
| Xgm/Kk | С2/С3 (А) | С1-4 С5-6 (В) | Z (A+B) | Кэ С2 /С3+4100 | Кж
 100
| этан | пропан | бутан | |||||
| СН4 | ГУ | ПУ | ОУ | ||||||||||
| Фоновое поле | |||||||||||||
| Аномалия 1 | |||||||||||||
| Аномалия 2 | |||||||||||||
| Среднее по массиву |
Kk(коэффициент контрастности)= Xgm(a)/Xgm(ф)
Рис. 12 Трехмерная модель интенсивности газового потока индивидуальных и группированных УВ
Шаг №8. Прогноз наличия залежей и картографирование геохимического поля
Закартированные аномалии теоретически могут представлять не только геохимические образы залежей УВ, но и переформированные сингенетичные газообразования. Проблема разбраковки газовых аномалий достаточно сложная. В первую очередь это касается метановых аномалий.
Для этой цели анализируем корреляционные связи концентраций индивидуальных углеводородов или их групп (таблица 13 и 14) в соответствии со шкалой Чеддока (табл. 12).
Таблица 12
Шкала Чеддока для оценки корреляции
| Значения коэф.корреляции (R) | Интерпретация корреляции |
| 0.1 ÷ 0.3 0.3 ÷ 0.5 0.5 ÷ 0.7 0.7 ÷ 0.9 0.9 ÷ 1.0 | Слабая Умеренная Заметная Высокая Весьма высокая |
Для анализа корреляционных связей в связи с незначительными вариациями геохимического поля в приземном слое атмосферы рекомендуется для корреляционных зависимостей использовать как относительные содержания отдельных элементов и их групп, так и объемное содержание компонентов газового состава приземной атмосферы (табл. 14).
Из таблицы видно, что для относительных содержаний устанавливается достаточно тесная отрицательная связь между метаном, с одной стороны, и остальными группами – с другой, а между группами ГУ и ПУ – очень слабая, свидетельствующая, вероятно, о разных источниках их поступления.
Другими словами, анализ корреляционных связей индивидуальных углеводородов и их групп подтверждает наличие различных по качеству источников, обусловивших такие разные газогеохимические аномалии.
Геохимическое поле отрисовывается как графиками распределения компонентов газовой среды, так и в изолиниях (рис. 11-13). Для этой цели может быть использован широкий спектр программ (рис.2) , ориентированных на непрограмирующего пользователя.
Итоговым документом интерпретации геохимических данных является карта геохимических аномалий, которая интерпретируется совместно с геолого-геофизическими данными территории выполнения работ (рис. 14).
По завершению всех этапов (шагов) формируется единая лабораторная работа и электронный диск.
Таблица 13 Корреляционные связи концентраций (об. %) газовых компонентов (на примере одного из профилей геохимической съемки в Восточной Сибири
| СН4 | С2Н6 | С2Н4 | С3Н8 | С3Н6 | nС4Н10 | iС4Н10 | С4Н8 | nС5Н12 | iС5Н12 | SС6Н14 | CO2 | N2 | H | He | О2 | |
| СН4 | ||||||||||||||||
| С2Н6 | 0.2 | |||||||||||||||
| С2Н4 | 0.2 | 0.9 | ||||||||||||||
| С3Н8 | 0.2 | 0.6 | 0.7 | |||||||||||||
| С3Н6 | 0.2 | 0.7 | 0.9 | 0.6 | ||||||||||||
| nС4Н10 | 0.1 | 0.4 | 0.4 | 0.4 | 0.4 | |||||||||||
| iС4Н10 | 0.1 | 0.4 | 0.3 | 0.4 | 0.3 | 0.7 | ||||||||||
| С4Н8 | 0.2 | 0.5 | 0.6 | 0.5 | 0.8 | 0.5 | 0.3 | |||||||||
| nС5Н12 | 0.01 | 0.05 | 0.01 | 0.06 | 0.03 | 0.4 | 0.2 | 0.07 | ||||||||
| iС5Н12 | 0.01 | 0.05 | 0.03 | 0.06 | 0.03 | 0.5 | 0.2 | 0.06 | 0.6 | |||||||
| SС6Н14 | 0.009 | 0.05 | 0.01 | 0.05 | 0.02 | 0.3 | 0.1 | 0.06 | 0.97 | 0.6 | ||||||
| CO2 | 0.1 | 0.2 | 0.3 | 0.5 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.1 | 0.06 | 0.1 | |||||
| N2 | 0.08 | 0.03 | 0.07 | 0.06 | 0.09 | 0.08 | 0.1 | 0.2 | 0.03 | 0.02 | 0.03 | -0.04 | ||||
| H | 0.1 | 0.5 | 0.5 | 0.2 | 0.4 | 0.2 | 0.1 | 0.4 | -0.005 | 0.02 | -0.007 | 0.05 | -0.097 | |||
| He | 0.02 | -0.01 | 0.04 | 0.01 | 0.07 | 0.02 | -0.01 | 0.2 | -0.007 | 0.02 | -0.009 | -0.03 | 0.7 | -0.05 | ||
| О2 | -0.13 | -0.1 | -0.2 | -0.2 | -0.2 | -0.14 | -0.16 | -0.3 | -0.06 | -0.04 | -0.05 | -0.2 | -0.96 | 0.03 | -0.7 |
Таблица 2 Пример установленных корреляционных связей углеводородных групп
а) Объёмное содержание. Профиль А