Геохимические и гидрогеологические работы, связанные с поисками нефтяных и газовых месторождений на Заярской лицензированной площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Иркутский государственный университет»

(ГОУ ВПО «ИГУ»)

Кафедра геологии и геофизики

Отчет по первой производственной практике

На тему

«Геохимические и гидрогеологические работы, связанные с поисками нефтяных и газовых месторождений на Заярской лицензированной площади»

Выполнил: Кашин С.А.

Проверил: Коновалова Н.Г.

Иркутск 2011 г.

1. ВВЕДЕНИЕ

Проблеме развития геохимических методов в Российской Федерации и за рубежом придается огромное значение, так как с их внедрением в производство геологоразведочных работ связано повышение эффективности нефтегазопоисковых исследований, снижение затрат на поиски и разведку скоплений углеводородов.

Особенно актуальна проблема прямых геохимических поисков для юга Сибирской платформы, в пределах которой широко развиты залежи УВ неантиклинального типа с мозаичным типом коллекторов, где применение традиционных геолого-геофизических методов не всегда эффективно.

Геохимические поиски - эффективный, мобильный, недорогой и экологически чистый метод прогноза, поисков и разведки залежей углеводородов. Геохимические методы, в дополнение к геофизическим исследованиям, позволяют прогнозировать нефтегазоносность осадочного разреза не только на геолого-тектонической основе, но и осуществлять количественную и качественную оценку углеводородного потенциала недр.

В соответствии с договором № 15/06 от 15.11.06 года и Проектом на выполнение работ по объекту № 2.97/07: «Сейсморазведочные работы в Ангаро-Илимском междуречье на Заярской площади «ЗАО ПГК»Сибгеокомплект» выполнены комплексные геохимические работы с целью геохимического районирования площади по степени перспектив нефтегазоносности, выявления и картирования нафтидогенных геохимических аномалий и обоснования природы прогнозных зон, выделяемых геофизическими методами в Ангаро-Илимском междуречье в пределах Заярской площади (Рисунок 1).

Геологическим заданием предусмотрено решение следующих основных геолого-геохимических задач:

- выполнение прогнозно-рекогносцировочной гидрогазогеохимической съемки по поверхностным водопроявлениям;

- газогеохимическое и лито-битуминологическое опробование приповерхностных отложений по колонковым скважинам по сейсмическим профилям;

- химико-аналитических исследования полевых проб и камеральная обработка результатов геохимических работ.

Дополнительно к геологическому заданию было проведено:

- обобщение и анализ результатов геолого-геохимических исследований по глубоким скважинам, выполненных в разные годы в пределах Заярской и сопредельных с ней площадей, в том числе на Братском ГКМ, для составления опорных геолого-геохимических разрезов;

Для решения геологического задания предусмотрено выполнение следующих объёмов полевых геохимических работ.

1. Переобработка материалов геохимических исследований разрезов глубоких скважин (газового каротажа), выполненных в пределах площади работ и сопредельных с ней территорий, для составления опорных геолого-геохимических разрезов и изучения распределения рассеянных УВ газов в нижней поисковой зоне;

2. Прогнозно-рекогносцировочная гидрогазогеохимическая и гелиевая съемки по поверхностным водопроявлениям на площади 7835 км²;

3. Газогеохимическое и лито-битуминологическое опробование приповерхностных отложений по колонковым скважинам по сейсмическим профилям в объеме 1500 пог.км (1500 скважин с геохимическим опробованием);

В течение двух летних полевых сезонов 2007- 2008 г.г. Геохимической партией ЗАО ПГК «Сибгеокомплект» выполнены работы по гидрогазогеохимическому опробованию поверхностных водоисточников (ручьев, родников) в пределах площади работ, проведены режимные наблюдения на трех водоисточниках. Гидрогазогеохимические работы проводились в летний период с июня по август месяцы, когда уровень воды, температурный и солевой состав поверхностных водопроявлений становится стабильным. Увязка результатов гидрогазогеохимического опробования в течение полевого сезона осуществлялась на пунктах режимных наблюдений, по результатам которых строились графики изменения солевого и газового состава вод, а данные приводились к одному уровню. Полевые геохимические работы выполнялись Геохимической партией ЗАО ПГК «Сибгеокомплект».



Рисунок 1 Обзорная карта района работ

2. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

На площади проведены геолого-съемочные и структурно-поисковые работы, в том числе и региональные профильные геохимические исследования, выполненные в разные годы Иркутским госуниверситетом и ОМЭ ПГО «Востсибнефтегеология».

В 1964-1968 г.г. Г.Г. Лебедем и др. по результатам обобщения материалов газометрии буровых растворов глубоких скважин в пределах Марковского месторождения, Киренской, Криволукской, Усть - Кутской и др. площадей выявлены диффузионные миграционные потоки УВ. По гидрохимическому опробованию поверхностных вод на Марковской площади зафиксированы газовые (по УВ и гелию) и гидрохимические аномалии.

В 1964 г. В.П.Исаев провел битумную съемку по подпочвенным грунтам на Березовской площади. Были закартированы линейно-вытянутые аномалии, приуроченные к своду структуры и разрывному нарушению. В том же году, им было зарегистрировано нефтепроявление в долине р. Купа, в 35 км к югу от п.Семигорск. Результаты анализа воды, отобранной с маслянистыми плёнками, таковы: I, Br - отсутствуют; маслянистый битум «А» - 0,005 %, нафтеновые кислоты - 18 мг/экв. Такое значительное содержание нафтеновых кислот в воде может указывать на её связь с нефтяной залежью» (Рукавишников и др., 1965).

Летом того же 1964 года В.П. Исаев отобрал по трём профилям пробы грунта с целью изучения их битуминозности (ещё до поступления заявки). Основанием для такой работы стал факт обнаружения сильного нефтяного запаха в одном шурфе, заложенном в зоне разлома, выраженного в рельефе крутым уступом. Результаты люминесцентно-битуминологического анализа показали содержание битумов в зоне разлома до 10^-2 % при фоновой концентрации 0,0001 %. Таким образом, наличие разлома было подтверждено геохимическим методом.

С 1969 по 1970 г.г. Геохимической партией ПГО «Востсибнефтегеология» под руководством Г.Г.Лебедя в результате обработки данных газометрии буровых растворов скважин в интервале от 0 - 1000 м. зафиксировано и подтверждено наличие миграционных потоков УВ в разрезе Ярактинского, Марковского месторождений.

В 1974-1975 г.г. сотрудниками ОМГП ПГО «Востсибнефтегеология» под руководством В.И.Зарукина проведено бурение газометрических (30 м) скважин и комплексное геохимическое и микробиологическое опробование керна и поверхностных вод в пределах Братского ГКМ. Параллельно были обобщены и обработаны материалы по газовому каротажу глубоких скважин. По данным газометрии скважин выявлен и изучен диффузионный поток УВ-газов, прослеженный в осадочном разрезе над газоконденсатной залежью вплоть до поверхностных отложений. Следы диффузионного потока нашли отражение в низкоконтрастных газогеохимических аномалиях, зафиксированных по керну колонковых скважин и водорастворенным газам природных вод.

В 1980-1982 г.г. сотрудниками лаборатории НГПГ геологического факультета ИГУ В.С.Михеевым, Н.П. Пастуховым под руководством доцента В.П. Исаева, проведены опытно-методические геохимические работы в пределах Братского валообразного поднятия, и сопредельных площадей совместно с сейсморазведочными работами ПГО «Иркутскгеофизика». Выполнено геохимическое опробование сейсмовзрывных скважин без изменения технологии бурения последних. Установлена пространственная приуроченность геохимических аномалий к продуктивному контуру Братского ГКМ. По сейсмовзрывным скважинам выявлена тепловая аномалия на глубине 5 м, повышенные значения которой отмечаются над контуром (ГВК) газонасыщенного поля месторождения. Предложен рациональный комплекс геохимических методов. Показана эффективность комплексирования геофизических и геохимических методов при поисках нефти и газа.

В 1988 г. по результатам обобщения материалов дискретного газового каротажа (данные ПГО «Иркутскгеофизика) глубоких скважин по югу Сибирской платформы Н.П.Пастуховым выделена зона повышенного содержания рассеянных УВ-газов в венд-нижнекембрийских отложениях Братского валообразного поднятия и сопредельных с ним площадей, отождествляемая с зоной регионального нефтегазонакопления.

В 1988 году Исаев В.П.,Дорохин В.Д. и др. совместно с ПГО «Иркутскгеофизика» в пределах Братского ГКМ и сопредельных с ним структур (Ярской, Снежинской, Сосновской) провели бурение колонковых скважин глубиной 100 м с полным выносом керна, с целью геохимического изучения верхней части разреза для выявления нафтидогенных аномалий по рассеянным УВ газам и установления связи последних с залежами нефти и газа. В результате выполнения геохимических исследований, была выявлена комплексная аномалия, отражающая контуры Братского ГКМ, а локальные структуры (Ярская и Снежинская) отнесены к неперспективным.

3. СТРАТИГРАФИЯ

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится по материалам скважин глубокого бурения и геолого-съемочных работ масштаба 1:200000.Осадочная толща залегает несогласно на кристаллическом фундаменте платформы, представленном гранитами, гнейсами, гранитогнейсами и метаморфическими породами. Поверхность фундамента погружается в северо-западном направлении от-2731м (скв.161 Подволочная) до - 3530м (скв.158 Соснинская).

Палеозойская группа PZ

Венд V

Ушаковская свита. Выделена на Соснинской, Кутурминской, Ярской, Мамырской, Усть-Кадинской , Подволочной, Добчурской площадях. Сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Максимальная толщина свиты, вскрыта в скв. 156- Кутурминской - 280 м.

Кембрийская система Є

Нижний кембрий Є1

Мотская свитa Є1 mt

По литологическим особенностям подразделяется на три подсвиты. Нижнемотская подсвита, сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Выделяется несколько горизонтов песчаников с хорошими коллекторскими свойствами, основные из них - боханский и парфёновский, последний с доказанной продуктивностью на площади исследований. Толщина подсвиты в основном в пределах 160-215 м. Среднемотская подсвита представлена доломитами с прослоями алевролитов, аргиллитов, ангидритов. Толщина подсвиты увеличивается в западном направлении от 100 до 170 м.

Верхнемотская подсвита сложена доломитами, глинистыми, ангидритизированными, засолоненными. Толщина меняется от 138 м (скв. 162-Усть-Кадинская) до 297 м (скв. 1-Кутурминская).

В верхней части подсвиты в Мамырской и Литвинцевской (№№ 14, 20) скважинах вскрыта интрузия траппов толщиной 70-100 м.

Усольская свита Є1 us

Усольская свита представлена переслаиванием пластов каменной соли, доломитов, известняков, ангидрито-доломитов. Толщина свиты составляет от 648 м (скв. 1-Харанжинская) до 863 м (скв. 156-Кутурминская), в. ч. 434 м в скв.14-Литвинцеской, 594-608 м на Илимской и Касьяновской площадях. Солей в свите 60-70%. В нижней части свиты выделяется региональный реперный осинский горизонт, сложенный известняками и известковистыми доломитами. Толщина горизонта на Кутурминской площади сокращена до 31-33 м, на остальной территории она изменяется в пределах 60-90 м. В подосинской части разреза залегает пластовая интрузия траппов, которые представлены долеритами. Максимальная толщина траппов в скважине № 1-Чорской составляет 111 м.

Бельская свита Є1 bs

Подразделяется на 3 подсвиты. Нижняя и средняя обьединенные сложены доломитами и известняками с редкими прослоями каменной соли. Толщина меняется в пределах от 259 м (скв.162-Усть-Кадинская) до 390 м (скв.10-Братская). Солей 7-16 м. Верхнебельская подсвита представлена переслаиванием пластов каменной соли с доломитами и известняками. Толщина меняется от 150 м (скв.161-Подволочная) до 233 м (скв. 1-Кутурминская). Изменения толщин связаны с соляной тектоникой.

Булайская свита Є1 bl

Сложена монолитной толщей доломитов с прослоями известняков. Толщина свиты от 103 м (скв1-Кутурминская) до 174 м (скв. 20-Литвинцевская).

Ангарская свита Є1 an

Подразделяется на две подсвиты. Нижнеангарская подсвита сложена доломитами с пластами каменной соли. Толщина изменяется в пределах от 219 м (скв.1-Родионовская) до 364 м (скв.14-Литвинцевская).

Верхнеангарская подсвита сложена каменной солью и доломитами. Толщина меняется от 140 м на Леоновской площади (скв. 1, 114) до 235 м в скв. 1-Снежинской.

Полная толщина свиты на Литвинцевском валу достигает 560-607 м.

Нижний-средний отделы Є1-2

Литвинцевская свита Є1-2 lt

Представлена доломитами, доломитизированными известняками, ангидрито-доломитами с прослоями мергелей и песчаников. Толщина свиты от 78 м (скв. 162) до 165 м (скв. 14-Литвинцевская).

Средний-верхний отделы Є2-3

Верхоленская свита Є2-3 vl

Представлена переслаиванием мергелей, аргиллитов, алевролитов, песчаников. Толщина свиты от 548 м (скв. 1-Кутурминская) до 723 м (скв. 162-Усть-Кадинская).

Илгинская свита Є2-3 Il

Завершает разрез кембрийских отложений. Это маломощная толща песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина 12-25 м.

Ордовикская система O

Нижний отдел О1

Усть-Кутская свита О1 uk

Нижняя часть преимущественно карбонатная (известняки, доломиты, известковистые песчаники), верхняя часть-терригенная (алевролиты, аргиллиты, песчаники, известняки). Толщина пород свиты 160-200 м.

Ийская свита О1 is

Песчаники, алевролиты, аргиллиты. Мощность может достигать 160 -200 м и более.

Бадарановская свита O1 bd

Представлена песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Толщина ее меняется от 0 до 100 м.

Средний отдел O2

Мамырская свита O2 mm

Расчленяется на две подсвиты: нижнюю, глинистую толщиной 25-40 м, и верхнюю, песчанистую толщиной 0-70 м.

Средний-верхний отделы

O2Братская свита O2-3 br

Сложена внизу песчаниками, вверху-алевролитами и аргиллитами с прослоями мергелей. Толщина до 180-250 м.

Силурийская система S

Нижний отдел S1

Кежемская свита S1 k

Представлена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина 40-80 м.

Верхний отдел S2

Ярская свита S2 Jr

Песчаники, аргиллиты, доломиты. Распространена в северо-западной части площади. Толщина 40-120 м.

Мезозой MZ

Триасовая система T

Корвунчанская свита. Отложения этой свиты имеют ограниченное площадное распространение и связаны с трубками взрыва: "Горелая сопка", "Иреек Касьяновская", "Малютка". Представлены туфами и туфобрекчиями", плотные массивные.

Юрская система J

Нижний отдел J1

Укугутская свита J1 ug

Рыхлые пески, галечники, конгломераты. Имеет незначительное распространение на севере площади. Толщина 20-40 м.

Нижний и средний отделы (объединенные)

Черемховская свита J1 ch

Сложена песчаниками, глинами, алевролитами. Распространена в юго-западной части площади. Толщина 15-55 м.

Кайнозой KZ

Четвертичная система Q

Современные аллювиальные, аллювиально-озерные, элювиально-делювиальные отложения пески, супеси, суглинки, илы. Толщина достигает 30 м.

Рисунок 2 Разрез по профилю I-I



Рисунок 3 Разрез по профилю II-II

4. ТЕКТОНИКА

Площадь исследований находится в центральной части Иркутского амфитеатра и охватывает северную часть Ангаро-Ленской ступени, в её приподнятой части, примыкающей к Братскому выступу фундамента, и в зоне перехода ее к юго-восточному борту Присаяно-Енисейской синеклизы .В геологическом строении площади принимают участие протерозойские метаморфические и интрузивные образования кристаллического фундамента, а также породы позднего протерозоя (рифей, венд), кембрийской, ордовикской, силурийской, триасовой, юрской систем, рыхлые четвертичные отложения, слагающие осадочный чехол. Общая толщина осадочной толщи, в пределах изученной глубоким бурением части площади, колеблется от 3325 м (скв. 127 Южная) до 3639 м (скв. 289 Ярская). По данным региональных геофизических исследований фундамент имеет блоковое строение. Площадь исследований расположена в пределах Седаново-Братского блока фундамента, ограниченного Окино-Вихоревским и Ангарским региональными разломами фундамента северо-западного направления, а также Окино-Катангским и Ангаро-Илимским разломами северо-восточного направления.

В региональном плане поверхность фундамента погружается в северо-западном направлении с градиентом 2,5-3 м/км в юго-восточной части площади исследований и 8-10 м/км - в северо-западной.

Палеозойские отложения слагают пологую моноклиналь, наклонённую в западно-северо-западном направлении.

Осадочный чехол платформы подразделяется на 3 комплекса: подсолевой, солевой и надсолевой.

Подсолевой комплекс (терригенно-карбонатный) включает отложения от поверхности фундамента до кровли осинского горизонта усольской свиты.

Солевой комплекс (карбонатно-галогенный) включает отложения от кровли осинского горизонта до кровли литвинцевской свиты.

Надсолевой комплекс включает в себя терригенные отложения от подошвы верхоленской свиты кембрия до силура.

Отмечается тенденция увеличения толщины подсолевых и солевых отложений в северо-западном направлении, т.е. на юго-восточном склоне Присаяно-Енисейской синеклизы. Толщина подсолевых отложений увеличивается примерно на 300 м (от 700 до 1000 м), а солевых-на 400 м (от 1650 до 2050 м).

Средний региональный градиент погружения составляет: по поверхности фундамента 4 м/км, по кровле нижнемотской подсвиты 3,6 м/км, по кровле мотской свиты и по кровле осинского горизонта 2,5 м/км, по кровле булайской свиты - около 1м/км, по кровле литвинцевской свиты-0,5м/км.

Тектоника верхнего структурного плана характеризуется спокойным, практически горизонтальным, залеганием слагающих его отложений.На фоне регионального погружения на Ангаро-Ленской ступени в пределах площади исследований сейсморазведочными работами выявлены: Братское поднятие, Ярская структурная терраса с Ярским, Снежинским, Мамырским поднятиями и Таревским структурным осложнением в ее пределах; Литвинцевский вал с Южным поднятием, Илимская структурная терраса (западная часть) с Платоновским осложнением. Братское поднятие расположено в непосредственной близости от юго-западной границы контура проектируемых работ. Оно наблюдается по всем отражающим горизонтам, а также по кровле нижнемамырской подсвиты. Представляет собой структуру северо-западного простирания по горизонту Б размерами 30?10 км, амплитуда относительно смежных прогибов достигает 250 м. Поднятие характеризуется асимметричным строением: западное крыло пологое и широкое, восточное - крутое и узкое. Крылья поднятия осложнены разрывными нарушениями северо-западного направления. На Братском поднятии отмечена увеличенная толщина галогенно-карбонатного комплекса и сокращенная толщина отложений подсолевого и надсолевого комплексов. Поднятие подтверждено глубоким бурением и в его пределах разведано Братское газоконденсатное месторождение.

Литвинцевский вал выделяется в центральной части площади. По надсолевому комплексу он представляет линейно-вытянутую (размерами 150?10-12 км) асимметричную антиклиналь северо-северо-восточного простирания, с крутым восточным и пологим западным крыльями. Амплитуда вала по надсолевым отложениям равна 250-350 м. По подсолевым отложениям амплитуда вала уменьшается до 80-100 м.

В булайской и бельской свитах отмечаются разрывные нарушения надвигового типа северо-восточного направления. Ниже по разрезу выделяется еще одно, более обширное разрывное нарушение, выполненное интрузией траппов. На южной периклинали Литвинцевского вала проявляется северная часть Южного поднятия. Его площадь по отражающему горизонту М2 по изогипсе -2,70 км 45 кв. км, амплитуда 50 м, размеры 15?2-4 км. Поднятие осложнено тектоническими нарушениями северо-восточного направления, по которым амплитуда вертикального смещения составляет 40-50 м. Ярская структурная терраса разделяет Братское поднятие и Литвинцевский вал, которая прослеживается по всем отражающим горизонтам. По отражающему горизонту Б (кровля мотской свиты) размеры ее 47?4-20 км, амплитуда 50-60 м. В пределах структурной террасы выявлены локальные поднятия: Ярское, Снежинское, Мамырское, а также Таревское структурное осложнение.

Ярское поднятие следится по всем отражающим горизонтам. По отражающему горизонту Б (по изогипсе-2,5 км) представлено брахиантиклинальной асимметричной складкой северо-западного простирания, с размерами 10?3,5 км, амплитудой 70 м. Северная периклиналь поднятия осложнена тектоническим нарушением субширотного простирания.

Снежинское поднятие по отражающему горизонту Б по изогипсе -2,45 км имеет размеры 9?4 км, амплитуду 100 м. и более крутое южное крыло.

Мамырское поднятие по отражающему горизонту Б по изогипсе -2,40 км, имеет размеры 20?27 км, амплитуду 100 м. В восточном направлении примыкает к зоне разрывных нарушений, прослеженной в своде Литвинцевского вала.

Таревское структурное осложнение в южной части Ярской структурной террасы по горизонту Б по изогипсе -2,8 км имеет размеры 16?3 км и амплитуду 70 м.

Илимская структурная терраса протягивается в субмеридиональном направлении за пределы изучаемого района при ширине 15-20 км. С запада ограничивается Иреекским и Балинским прогибами. Иреекский прогиб отделяет Илимскую структурную террасу от Литвинцевского вала, Балинский прогиб-от Южного поднятия. Амплитуда погружения поверхности фундамента в прогибах 30-70 м, ширина прогнутой зоны 4-6 км. По подсолевым отложениям в пределах Илимской террасы выделены Таловское (19?9 км, амплитуда не менее 70 м), Меркуканское (19?18 км, амплитуда 75 м) поднятия и Нижнеиреекское (20?7,5 км, амплитуда до 100 м) структурное осложнение.

Платоновское структурное осложнение по горизонту М2 по изогипсе -2,25 км имеет северо-восточное направление, размеры 6?3-3,5 км. Амплитуда западного крыла 70 м, восточного-30 м.

В заключение следует отметить, что в условиях спокойного залегания пород наблюдается хорошее совпадение структурных планов всех трех комплексов пород осадочного чехла. С приближением к Литвинцевскому валу и в его пределах наблюдается несоответствие структурных планов подсолевых, карбонатно-галогенных и надсолевых отложений.

нефтегазоносность заярский площадь геофизический

5. ГИДРОГЕОЛОГИЯ

Все природные воды изученной площади, как глубинные, так и поверхностные сформированы в пределах Ангаро-Ленского артезианского бассейна. Отличительной особенностью, которого является повышенные мощности солей в кембрийских отложениях, высокоподнятая внешняя область питания и незначительное распространение многолетнемерзлых пород. Все эти факторы в какой-то степени предопределили как гидрохимические, так и гидродинамические особенности природных вод Заярской площади.

По стратиграфическому положению, по условиям залегания и циркуляции подземных вод, их химическому составу выделяются водоносные комплексы во всём разрезе осадочных отложений. В соответствии литологическим комплексам водовмещающих пород и условиям циркуляции, природные воды района подразделяются на пластово - трещинные, залегающие в осадочных породах до четвертичного периода, и пластово-поровые, залегающие в рыхлых отложениях четвертичного периода.

Глубинные воды в пределах площади работ подразделяются на воды подсолевой, соленосной и надсолевой формации. К региональным водоупорам относятся соленосные и терригенно-сульфатно-карбонатные толщи, а также отложения, залегающие выше парфеновского горизонта. Подземные воды первого комплекса, подзона древних сильно метаморфизированных вод рифей-вендского водоносного комплекса, находятся в режиме затрудненного водообмена. Это высокоминерализованные хлоридно-кальциевые рассолы.

Воды второго комплекса, по своему химическому составу аналогичны водам первого комплекса, но имеют более низкую степень минерализации по сравнению с первым, чему способствует более активный водообмен. Третий комплекс характеризует воды надсолевой формации, находящиеся в режиме затрудненного и активного водообмена.

Минерализация и соотношение между отдельными элементами солевого состава изменяются снизу вверх по разрезу, от нижнебельской подсвиты к четвертичным отложениям, в сторону понижения концентраций. Исходя из вышеизложенного, наблюдается количественная взаимосвязь в составе вод различных водоносных горизонтов и формаций. Это обусловлено наличием единой межформационной гидродинамической системы, которая функционирует по трещиноватым зонам под воздействием диффузно-фильтрационных процессов. Вследствие проявления этих процессов, пластовые воды глубоких горизонтов оказывают влияние на формирование химического состава и физико-химических свойств вод надсолевой формации и поверхностных водопроявлений.

Наибольшая часть поверхностных водотоков в пределах Заярской площади принадлежат бассейну р. Ангары и лишь незначительная часть- бассейну р. Лена. Воды данных водотоков характеризуются низкими минерализациями и относятся к пресным гидрокарбонатно-кальциевым или гидрокарбонатно-сульфатно-магниевым.

6. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Приведенные выше результаты геохимических работ на Заярской площади, выполненные комплексом наземных и скважинных исследований, позволяют наиболее полно, с высокой степенью надежности оценить и выделить зоны, наиболее перспективные для обнаружения скоплений УВ.

В центральной части площади по геолого-геохимическим показателям выявлена и оконтурена высокоперспективная, комплексная Видимская аномальная зона, приуроченная к восточному крылу Литвинцевского вала, в узле пересечения линеаментов с субмеридиональным простиранием. Видимская нефтеперспективная зона выделена по пяти независимым методам: газометрии промывочной жидкости скважин, гидрогеохимическому, водногазовому, лито-газогеохимическим показателям, и битуминологии. По размерам Тыретьская аномалия относится к категории средних, оконтурена со всех сторон, прослеживается в длину, ориентировочно, на 32 км и в ширину на 12 км. Площадь аномалии ориентировочно составляет 400 км2. Форма аномалии линейно-вытянутая вдоль оси Литвинцевского вала.

В пределах контура аномалии, наблюдается высокая коррелируемость литогеохимических показателей с гидрохимическими параметрами вод, гелием, что может свидетельствовать о глубинной «миграционной» природе УВ. По комплексу геохимических критериев (СН4/ПУВ, iC4/nC4), предполагается газовое насыщение в парфеновском горизонте и, возможно, нефтегазовое, в карбонатном комплексе в объеме средне-верхнемотских отложений и осинского горизонта.

По ряду гидрохимических и лито-газогеохимических показателей в северо-западной части площади, в верховьях р. Турига, выявлена Западно-Туригская комплексная геохимическая аномальная зона, предположительно «нафтидогенной природы». Аномальная зона выделена по 3 методам (по гидрогеохимическим и газогеохимическим показателям вод, по газогеохимическим и битуминологическим показателям приповерхностных отложений), имеет «эпигенетическую» природу» и относится к 2 категории перспективности. Формирование высококонтрастных аномальных зон, картируемых по 3 независимым методам обусловлено, несомненно, миграционным потоком УВ от скоплений УВ на глубине, что подтверждается геолого-геохимическими критерями и показателями, представленными в табл.1.

Общими поисковыми признаками, указывающими на существование диффузионно-фильтрационной миграционного потока УВГ, формирующего в поверхностных водопроявлениях и отложениях геохимическую аномалию, «эпигенетической природы» является:

- наличие в северо-западной части площади зон повышенного содержания метана в ВРГ поверхностных вод;

- контрастные аномалии по ПУВ в приповерхностных отложениях, со сложной конфигурацией зон и высокой частотой встречаемости аномалийных точек;

- приуроченность высококонтрастных зон гидрогазогеохимических показателей, к тектонически ослабленным участкам осадочного разреза, контролируемых очагами разгрузки глубинных вод, глубинными разломами субмеридионального простирания;

-преимущественно «миграционный» состав УВГ, присутствие в составе ХБА масел, высокие значения ПУВ/НУВ, свидетельствуют об эпигенетической природе последних. По комплексу газогеохимических показателей здесь прогнозируется, преимущественно, газовое насыщение терригенных отложений.

По размерам Западно-Туригская аномалия относится к категории средних, оконтуренной с трех сторон и раскрывающаяся в северо-западном направлении, прослеживается в длину, ориентировочно, на 32 км и в ширину на 14,5 км. Площадь аномалии в пределах Заярской площади составляет 464 км2. Форма аномалии линейно-вытянутая в широтном направлении и раскрывается в северном направлении. Аномалия контролируется с востока Окино-Катангским глубинным разломом и линеаментами субмеридионального простирания. При этом, к зоне Окино-Катангского разлома, приурочены на поверхности, очаги разгрузки глубинных вод, по которым, по- видимому, происходит диффузионно-фильтрационный массоперенос УВ флюидов.

В восточнее Западно-Туригская аномальной зоны, в нижнем течении р. Турига, зафиксирована Западно-Туригская аномальная зона, ограниченная с востока и запада Окино-Катангским и Илимским глубинными разломами. Большая часть аномальной зоны находится в пределах очагов разгрузки глубинных вод. Аномальная зона выделена по 3 методам (по гидрогеохимическим и газогеохимическим показателям вод, по газогеохимическим и битуминологическим показателям приповерхностных отложений), имеет «эпигенетическую» природу и относится к 2 категории перспективности. Формирование высококонтрастных аномальных геохимических зон, картируемых по 3 независимым методам, обусловлено, несомненно, миграцией УВ флюидов от скоплений УВ на глубине, что подтверждается геолого-геохимическими критериями и показателями, представленными в табл.1.

Общими поисковыми признаками, указывающими на существование диффузионно-фильтрационной миграционного потока УВГ, формирующего в поверхностных водопроявлениях и отложениях геохимическую аномалию, «эпигенетической природы» является:

- соответствие в осадочном разрезе (скв. 2 Касьяновская, 4,6 Илимские) участков с улучшенными коллекторскими свойствами в терригенных (парфеновский горизонт) и карбонатных отложениях верхнемотской подсвиты (усть-кутский горизонт) и усольской (осинский горизонт) свиты, что подтверждается высокодебитными притоками пластовых флюидов. В составе рассеянных газов терригенно-карбонатного комплекса отложений преобладает метан. В карбонатном разрезе в интервале верхнемотских отложений и осинского горизонта содержание метана по отношению к его гомологам снижается и составляет 40-50 % отн., то есть газы становятся более «жирными», что может указывать на присутствие жидких УВ. Наряду с этим, в составе рассеянных газов возрастает доля углекислого газа и водорода. Третья, по комплексности методов, Восточно-Туригская геохимическая аномальная зона, относится ко 2 категории по перспективности и закартирована в северо-восточной части площади западнее скважин 4,6.



Рисунок 4 Карта распределения концентраций ХБА в приповерхностных отложениях Заярской площади



Рисунок 5 Карта геохимического районирования Заярской площади по степени перспектив нефтегазоносности

Таблица 1 Геолого-геохимическая характеристика перспективных аномальных зон Заярской площади

№п/п	Информативные признаки	Видимская	Восточно - Турикская	Западно- Турикская	Илимская
А. Гидрохимические показатели:
1.	Минерализация, мг/л	412	353	344	398
2.	Хлор, мг/л	27,3	30,1	24,1	14,8
3.	pH, усл.ед.	11,8	11,7	10,3	12,6
4.	Eh, мВ	279,8	219,6	174,3	183,1
5.	Fe2+/Fe общ.	1,53	1,15	1,01	0,82
6.	SO4-/HCO3-	0,19	0,13	0,15	0,13
7.	А -/К+	56,6	84,4	65,2	88,8
8.	Br, мг/л	1,47	1,42	1,33	1,45
9.	H2S, мг/л	0,44	0,05	0,04	0,03
Б. Водногазовые показатели:
10.	Метан ,nх10-3 % об.	0,05	0,07	0,05	0,09
11.	ПУВ ,nх10-3 % об.	0,02	0,04	0,04	0,03
12.	Водород, n x 10-3 %	2	3	3	2
13.	Гелий, n x 10-3 %	0,48	0,92	0,34	0,51
14.	Углекислый газ, % об.	0,33	0,22	0,41	0,32
15.	СН4 /ПУВ	0,62	0,58	0,91	2,1
В. Газогеохимические показатели по свободным газам приповерхностных отложений:
16.	Метан, х10-3 %.	0,02	0,04	0,08	0,05
17.	ПУВ х10-3 %.	0,2	0,06	0,3	0,09
18.	Водород, n x 10-3 %.	5	1	0,9	3
19.	Гелий, n x 10-3 %	5	3	2	4
20.	СН4/ПУВ	0,57	0,89	1,35	3,85

Илимские (Рис.3). Аномалия оконтурена с 3-х сторон и раскрывается в направлении скважин за пределы площади. Аномалия выявлена по свободным и сорбированны газам приповерхностных отложений, ХБА и контролируется участками разгрузки глубинных вод, то есть, предположительно, расположена в тектонически ослабленной зоне. Природа аномалии предположительно, эпигенетическая или смешанная. В пределах Заярской площади размеры аномалии незначительные - 6,0 х 6,5 км. Для выяснения природы и оконтуривания аномалии необходимо провести дополнительные геохимические и геофизические работы как в пределах Заярской площади, так и за ее пределами.

Четвертая, по комплексности Илимская геохимическая аномалия 2 категории, выделена по двум независимым методам (по сорбированным газам шлама и водорастворенным газам), приурочена к долине р. Илим в пределах Заярской площади и раскрывается в направлении к скв.2 Касьяновская. По результатам газового каротажа, аномалия находится в пределах зоны повышенного содержания рассеянных УВ (метана), зафиксированных в интервале средне-верхнемотских отложений. В пределах аномальной зоны отмечаются повышенные концентрации УВ газов, гелия, низкие значения ОВП и повышенная щелочность поверхностных вод, высокое содержание пирита в приповерхностных отложениях. Размеры аномалии в пределах Заярской площади незначительные- 8,0х 2,6 км. Аномалия раскрывается в направлении Рудногорской площади и требует более детального изучения геохимическими методами.

Еще ряд перспективных геохимических аномалий выделяется в юго-западной части площади, южнее скв. 289, 290 Ярские , 1 Заярская и приурочены к побережью Братского водохранилища. По результатам опытно-методических электроразведочных работ ДНМЭ (Легейдо П.Ю.,Иванов С.А.) южнее скв.1 Заярской была выделена аномалия поляризуемости. Все они требуют доизучения комплексом геохимических и геофизических методов.

Таким образом, по результатам геохимических работ в пределах Заярской площади закартированы четыре, перспективных в нефтегазоносном отношении, комплексных аномалии с различной категорией перспективности и подвержденные 3-5 методами, что позволяет их считать надежными.

7. МЕТОДИКА РАБОТ

7.1 Методика переобработки газокаротажных материалов

Переобработка материалов дискретного газового каротажа (компонентного состава газов промывочной жидкости, извлекаемого методом термовакуумной дегазации), включала в себя следующее:

- сбор и обобщение результатов анализа компонентного состава горючих газов (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, водород), углекислого газа, при наличии данных, гелия, а также параметров бурения (механический каротаж), условий проходки скважин и результатов опробования и испытания;

- формирование электронной базы данных по газовому каротажу по эталонному объекту;

- нормализация анализов компонентного состава газов, вычисление геохимических показателей;

- статистический анализ данных, обоснование и выделение граничных значений аномалии и фона в разрезе скважин;

- построение профильных геолого-геохимических разрезов по газогеохимическим показателям, выделение нефтеперспективных объектов и определение типа насыщения (вода, газ, конденсат, отсутствие коллектора);

- увязка результатов обработки газового каротажа с данными наземной газогеохимической съемки и материалами геолого-геофизических исследований;

7.2 Методика гидрогазогеохимического опробования поверхностных вод

Гидрогазогеохимическое опробование поверхностных водоисточников проводилось в летние полевые периоды по речной сети в местах их пересечения с автодорогами и сейсмопрофилями. Шаг гидрогазогеохимического опробования в среднем по площади составил 3-5 км, привязка пунктов гидрогазогеохимического опробования производилась по GPS GARMIN RINO-120 c встроенной УКВ-радиостанцией. Точность привязки пунктов опробования составила ± 10 м. Допускалось сгущение и разрежение сети опробования в зависимости от геологических условий и характера расположения водопроявлений. Работы проводились в период стабилизации уровня и солевого состава поверхностных водотоков (ручьев, родников), который в районе работ приходится на середину лета (июнь-август). Для контроля за изменением режима питания и солевого состава поверхностных водотоков, особенно в период дождей, проводились систематические наблюдения на определенных водотоках (руче впадающий с левого борта в р. Видим, в 300 м выше по течению от пос. Видим, родник восходящего типа в 0,5 км к югу от моста через р. Илим, ручей Сурупцевый, впадающий в Братское водохранилище, расположенный рядом с Братским ГКМ. Предусматривался отбор проб воды в одном пункте одновременно на водорастворенные газы (ВРГ), общий химический состав, органолептические и физико-химические свойства вод, гелий, сероводород, согласно”.

Методических рекомендаций при геохимических поисках нефти и газа”. Пробы на определение водорастворенных газов (ВРГ) отбирались в 0,5 л бутыли с герметичными резиновыми пробками с патрубками, согласно методике отбора водных проб на гидрогеологические и гидрогеохимические исследования /2, 5/. Пробы воды на ВРГ подвергались термовакуумной дегазации на полевом дегазаторе ПДП-1. Дегазация проб воды проводилась на полевой подбазе геохимической партии. Срок хранения проб на ВРГ составляли не более 2-х суток. Пробы с извлеченным ВРГ хранились в барботере с затворной жидкостью (NaCl) в течение 30 дней, затем транспортировались в химико-аналитическую лабораторию в г. Иркутск.

Гидрохимические пробы на солевой состав вод и физико-химические свойства отбирались также в 0,5 л бутыли и анализировались в полевых условиях в течение 3-5 суток с момента их отбора. Анализ проб воды производился при помощи полевой гидрогеохимической лаборатории НКВ, согласно ГОСТ 26423-85 и методике определения химического состава воды в полевых условиях.

Пробы на гелий отбирались также в емкости 0,5 л с герметичными резиновыми пробками и анализировались в полевых условиях на приборе ИНГЕМ-1 по общепринятой методике. Отбор проб на определение сероводорода производился в 0,25 л бутыли из темного стекла с консервантом. Пробы на сероводород транспортировались в химико-аналитическую лабораторию в г. Иркутск.

Предлагаемая методика гидрогеохимического опробования успешно применялась на стадии прогнозно-рекогносцировочных работ в ОМЭ ПГО «ВостСибнефтегазгеология» /18/, а также ИГУ в Восточной Сибири для выделения аномальных геохимических зон, картирования очагов разгрузки подземных вод и хорошо себя зарекомендовала при проведении нефтегазопоисковых работ /6, 17/.

7.3 Методика геохимического опробования приповерхностных отложений

Геохимическое опробование шлама и призабойного воздуха проводилось по сейсмопрофилям с использованием колонковых скважин глубиной 1,0 м, пробуренных мотобуром « SHTILL-1210» или ручным буром, как правило, по глинистым, глинисто-песчанным отложениям. Геохимическое опробование колонковых скважин осуществлялось с шагом 1,0 км, со сгущением в районах сложного тектонического строения до 0,5 км. Геохимическое опробование включало отбор проб шлама для извлечения сорбированных газов (СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10, С5Н12, С6Н14, N2, O2, CO2, H2, He), Cорг, хлороформенных битумов, а также для определения карбонатов, физико-химических параметров (pH, Eh), поливалентных металлов (V, Ni, Ti, Fe,Cu, Zn и др.) в отложениях. Опробование шлама осуществлялось специальным пробоотборником ПП-1 с забоя скважины. Проба шлама документировалась, привязывалась по глубине, помещалась в полиэтиленовый пакет с этикеткой и упаковывалась в транспортировочный контейнер. Далее, с помощью газоотборного зонда ПП-1, осуществлялся отбор свободных газов, самопроизвольно выделяющихся из разбуренных пород на забой скважины, называемых также призабойным воздухом (газом). Для уменьшения разбавления свободных газов атмосферным воздухом, призабойная часть скважин герметизировалась пакером газоотборного устройства. Далее, на забое скважины создавалось разрежение с помощью вакуумного насоса и производилась откачка свободных газов в измерительную камеру прибора (или газовую пипетку объемом 100 мл) с последующим переводом в барботер с затворной жидкостью. Проба газа документировалась и помещалась в транспортировочный контейнер для отправки в химико-аналитическую лабораторию в г. Иркутск.

7.4 Химико-аналитические исследования

Химико-аналитические исследования полевых проб проводились в аккредитованной (аттестат аккредитации № ROCC RU.0001.516001 от 26.06.06 г) в системе СААЛ лаборатории ООО НПФ «Сибэкосервис», выполняющей широкий комплекс аналитических исследований и оснащенную современным отечественным и зарубежным оборудованием.

Пробоподготовка полевых проб шлама осуществлялась дробильно-ситовым и весовым методами, включающими измельчение проб весом 0,2 кг на лабораторной мельнице (ЛЗМ-1) , истиранием проб в агатовой ступке до фракции 0,2-0.25 мм. Пробы навеской 50 гр. поступают на карбонатометрию, люминесцентно-битуминологический анализ и спектрофотометрию.

Анализ газов, извлеченных из проб шлама и воды, проводился на отечественных газовых хроматографах серии ХРОМОС-1000, Цвет-500, мод.-3700, ЛХМ-80, жидкостном хроматографе Милихром-01. Хроматографический анализ газов выполнялся в соответствии с ГОСТ 23781-87 и включал определение УВ (метан, этан, этилен, пропан, пропилен, н-бутан, изо-бутан, бутилен, н-пентан, изо-пентан, гексаны), гелия, водорода, азота, кислорода, углекислого газа, бензола, толуола и ксилолов.

Люминесцентно-битуминологические исследования и определение органического углерода выполнялись по стандартной методике на люминоскопе УФО 254/264 и CHN-анализаторе.

Карбонатометрия и изучение физико-химических свойств (pH, Eh) проб шлама проводилось по методике ВНИИГеоинформсистем (А.В. Петухов, О.В. Зверева, 1985) на иономере «Эксперт-001» /15/. Определение тяжелых металлов выполнялось на спектрофотометре UNICO-1201 . Гидрохимический анализ вод выполнялся методами титрования, фотометрии на КФК-3, гравиметрии и турбидиметрии, в соответствии с ГОСТ 18164-72, 974-72, 4192-82, 4388-72, 18826-73 и др.

Лабораторные литогеохимические исследования приповерхностных отложений проводились в два этапа:

На первом этапе осуществляется пробоподготовка полевых проб навеской 100 г, включающая устранение органических веществ (гумуса), измельчение проб до 0,1-0,2 мм в лабораторной мельнице ЛЗМ и фарфоровой ступке, просеивание через сертифицированное сито СЛ-200 (60-80 меш.) и взвешивание навески пробы с точностью 0,001 г на весах АР-5150 с последующим разделением пробы на различные виды анализов.

На втором этапе проводилось непосредственное выполнение литогеохимических и люминесцентно-битуминологических исследований: определение физико-химических свойств (Eh и рН), гидрокарбонатов, различных форм железа и серы по ГОСТ 26423-85, 26424-85, 27395-87, 26490-85.

Показатели Еh и рН проб шлама определялись по ГОСТ 26423-85 в водной вытяжке, приготовленной при соотношении пробы к дистиллированной воде 1 : 5. Определение параметров осуществлялось на иономере «Эксперт-002». Суммарная относительная погрешность составила: для измерения рН - 0,1 единицы рН; для измерения Eh - 1мВ.

Карбонатность проб (содержание ионов карбонатов и гидрокарбонатов) в водной вытяжке определялась по ГОСТ 26424-85 методом титрования 0,1 н раствором серной кислоты. Конечная точка титрования устанавливалась по изменению окраски индикаторов - фенолфталеина (рН=8,3) и метилового оранжевого (рН= 4,4). Суммарная погрешность метода (среднее квадратическое отклонение) составила 0,07 ммоль на 100 г пробы.

Соединения двух- и трехвалентного железа извлекались из почвы 0,1н раствором серной кислоты (ГОСТ 27395-87). Для последующего определения двухвалентного железа по оптической плотности в виде окрашенного комплекса к вытяжке добавляли орто-фенантролин. Аналогично находилось содержание общего железа, с предварительным восстановлением Fe³⁺ до Fe²⁺ солянокислым гидроксиламином. Концентрация трехвалентного железа рассчитывалась по разности Fe_общ. - Fe²⁺. Суммарная погрешность метода составляла 25% при содержании железа в почве до 0,5‰; 10% - св. 0,5‰ до 1‰ млн^-1; 7,5% - св. 1‰.

Подвижная сера определялась по ГОСТ 26490-85. Соединения подвижной серы извлекались из почвы раствором хлористого калия, затем осаждались хлористым барием для последующего определения их в виде сульфата бария по оптической плотности взвеси с помощью спектрофотометра «UNICO-1201. Суммарная относительная погрешность метода составила 25% при массовой доле серы в почве до 2,5 млн^-1; 10% - св.2,5 до 5 млн^-1; 7,5% - св. 5 млн^-1.

Люминесцентно-битуминологический анализ и определение органического углерода и водорода в породе проводилось согласно разработанного Стандарта предприятия СТП-01-06. Настоящий стандарт устанавливает методику определения содержания и качественного состава хлороформенных битумоидов в образцах пород и составлен с учетом методик, разработанных во ВНИГНИ, ВНИГРИ, ВСНИИГГИМСе.

Методика используется для экспрессного определения микроколичеств и качественного состава хлороформенных битумоидов при массовом анализе проб пород. Пределы определения концентраций составляют от 0,0001 до целых процентов. Качественный состав битумов определялся при концентрациях выше 0,0012% на породу.

Метод подразделяется на полуколичественный и качественный анализ. При полуколичественном анализе наибольшее распространение получил эталонный метод, который является наиболее точным. Сущность его состоит в том, что проводится экстрагирование навески породы (2 грамма) в определенном количестве хлороформа.

При качественном анализе применяется люминесцентно-капиллярный метод определения битумоидов, выделенных из определенной навески пород хлороформом. В основе метода лежит принцип адсорбционного разделения компонентов хлороформенной вытяжки. Погрешность метода составляет один эталон.

Определение органического углерода и водорода проводилось на элементарном анализаторе СНN-1, предназначенном для анализа углерода, азота и водорода в органических веществах. Точность определения веществ не менее 0,3 %. Методика предполагает предварительное декальцинирование породы 10-процентным раствором HCl.

При элементарном анализе используются преимущества классического пиролиза и газохроматографического разделения органических соединений.

Методика полевого гидрохимического анализа включала определение показателей химического состава и физико-химических свойств воды с помощью полевой гидрохимической лаборатории НКВ.

Для каждого вида исследований проводились контрольные анализы:

- контрольные анализы при построении калибровоной кривой;

- контроль и чистоту исследований;

- контрольные анализы с закодированными пробами.

Общее количество контрольных анализов (для всех методик) составляло не менее 10% от количества выполненных исследований.

Общий химический анализ гидропроб включал определение следующих компонентов: pH, Eh, температуры, удельной электропроводности, Fe³⁺, Fe²⁺, NO₂^-, NO₃^-, CO₃^2-, HCO₃^-, H₂S, Cl^-, Br^-, Ca²⁺, Mg²⁺, SO₄^2-, NH₄⁺, Na⁺, K⁺.

Величина рН определялась с помощью портативного рН-метра HI 98103.Для определения Eh использовался портативный ORP-метр марки HI 98201.Температуру воды измеряли цифровым термометром Checktemp, а удельная электропроводность анализировалась с помощью портативного кондуктометра DIST 3.

Железо Fe³⁺ и Fe_общ. определялось визуально-колориметрически. Величина Fe²⁺ рассчитывается как разность этих величин. Метод определения Fe_общ. основан на способности катиона железа (II) образовывать с орто-фенантролином комплексное окрашенное соединение. Железо Fe³⁺ определяется с помощью 10% роданистого калия. Точность определения при средних концентрациях около 5%, при очень малом содержании железа погрешность возрастает. Чувствительность метода 0,05 мг/л.

Для определения NO₂^- и NO₃^- используется колориметрический метод с реактивом Грисса. Метод применим при концентрациях 0,0 - 2,0 мг/л. Чувствительность метода 0,5 мкг/л, точность 3-5%.

Величину NH₄⁺ определяют колориметрическим способом с реактивом Несслера. Метод обладает высокой чувствительностью (0,002 мг/л) и позволяет проводить измерения с ошибкой 4-5%.

Анионы CO₃^2- и HCO₃^- определяют методом титрования 0,05 н раствором соляной кислоты. Указанный метод является весьма точным и его погрешность при достаточно большом содержании гидрокарбонат- ионов не привышает 0,5%.

Сероводород определяется объемным йодометрическим методом после консервации пробы.

Для определения общей жесткости и Ca²⁺ применяют трилонометрический метод. Mg²⁺ рассчитывается как разность этих величин. Средняя погрешность метода при средних содержаниях ионов Ca²⁺ и Mg²⁺ около 2%.

Ионы хлора Cl^- определяли титрованием пробы воды раствором азотнокислого серебра по хромату калия. Ошибка определения при минимальных концентрациях составляет около 2%, а при больших 1%.

Метод определения массовой концентрации сульфат-аниона основан на реакции сульфат-анионов с катионами бария с образованием нерастворимой суспензии сульфата бария.

Массовую концентрацию брома определяли путем окисления бромид-ионов хромовокислым калием до свободного брома и образования розанилина при взаимодействии брома с фуксинсерной кислотой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе прохождения практики мною выполнялись следующие виды работ: предобработка материалов дискретного газового каротажа (компонентного состава газов промывочной жидкости, извлекаемого методом термовакуумной дегазации), включала в себя следующее:

- сбор и обобщение результатов анализа компонентного состава горючих газов (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, водород), углекислого газа (при наличии данных и гелия), извлекаемых методом термовакуумной дегазации из промывочной жидкости, а также параметров бурения (механический каротаж), условий проходки скважин, типа промывочной жидкости, результатов опробования и испытания;

- формирование электронной базы данных по газовому каротажу;

- введение поправок за условия проходки скважины, типа промывочной жидкости, послевлияния вышележащих пластов и др.;

- нормализация анализов компонентного состава газов, вычисление геохимических показателей, введение статистических поправок;