3.4.2. Геохимические методы оценки перспективности структур

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:

1) 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;

2) 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 геохимических 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 Сз-С4 характерны только для нефтяных и газовых местоскоплений и являются основными показателями при интерпретации газовой съемки. Их фоновые значения не превышают величины 10^-8%. 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. Главной 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.

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 пропанокисляющими 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. 3.4.4. Примеры газовых аномалий в поверх­ностных слоях на газонефтеносных площадях (по В. А. Соколову):

а—площадные газовые аномалии: / — 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

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-P₂; 4 - основные направления стока по­верхностных вод; 5 - ориентировочные направления движения грунтовых вод; 6 - содержание растворенного метана >0,10 см³/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 см³/л; 12 - содержание растворен­ных тяжелых углеводородов <0,00010 см³/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 (α, β, γ) 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-спектометров-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 литолого-фациальный 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 окислительно-восста­новительного 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 окислительно-вос­становительных 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.

Материалы радиогеохимиче­ского картирования показывают, что благоприятные предпосылки для получения положительных результатов существуют и в вари­анте аэрогамма-спектрометриче­ской съемки, которая могла бы быть поставлена на стадии средне- и мелкомасштабных поисково-про­гнозных работ.

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

Геоэлектро­химические 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.

Изучались металлоорганические формы нахож­дения элементов (МПФ) и формы, сорбированные на гидроксидах железа (метод ТМГМ), применялся метод ЧИМ (метод частичного извлечения металлов). Графики распределения концентраций металлов и мультипликативных коэф­фициентов МПФ и ТМГМ по одному из профилей приведены на рис. 3.4.8.

Рис. 3.4.8. Результаты наблюдений геоэлектрохимическими методами на Южно-Радовском месторождении, Уфимско-Оренбургская нефтегазоносная область.

Графики распределения концентраций микроэлементов и мульти­пликативных показателей: а — Ni—МПФ, б — NixCo—МПФ, в— СuхРЬ—МПФ, г — NixCoxMn—ТМГМ; 1 — нижнепермские из­вестняки и доломиты; 2 — нефтяная залежь.

Пространственное разделение элементов приводит к формированию концентрической зональности ано­мального геохимического поля. В большинстве изучен­ных месторождений краевые части нефтяных залежей выделяются повышенными концентрациями никеля и кобальта МПФ и никеля ЧИМ. Указанные элементы формируют приконтурную кольцевую аномальную зону. На некотором удалении от края залежей фикси­руются пространственно совмещенные аномалии меди и свинца МПФ, образующие внешнюю аномальную зону. Аномалии никеля, кобальта и марганца ТМГМ обычно тяготеют к внешней аномальной зоне меди и свинца МПФ или фиксируются в той и другой струк­турной позиции. Менее типичны геоэлектрохимичес­кие аномалии над внутренней частью залежей. Они отмечаются для многоярусных месторождений и место­рождений со структурными осложнениями строения антиклинальных ловушек.

Смещения аномалий относительно контура залежей наиболее отчетливо проявлены в ловушках, располо­женных на склонах региональных поднятий. При этом аномалии закономерно смешаются в сторону восстания осадочных толщ, перекрывающих залежь. Наряду с вы­явленной тенденцией зонального распределения эле­ментов-индикаторов нефтяных залежей на некоторых месторождениях устанавливается закономерное смеще­ние аномальных зон относительно контура залежей. На Тетеревском месторождении геоэлектрохимические аномальные зоны смещены в направлении свода круп­ного выступа фундамента, на склоне которого локали­зована нефтяная залежь.

Отмеченная зональность распределения форм на­хождения элементов-индикаторов нефти в настоящее время не имеет теоретического обоснования. Предва­рительно можно выделить две группы факторов, приво­дящих к разделению элементов в аномальном геохими­ческом поле.

К первой следует отнести эндогенные факторы, свя­занные с процессами окисления и дессипации залежей углеводородов. Эти факторы могут приводить к перево­ду в подвижные формы микроэлементы, содержащие­ся в нефтях и приконтурных водах и их миграции к поверхности в потоке паров воды, углевородных газов, углекислого газа и азота. Различия в концентрациях микроэлементов в нефтях, битумах и приконтурных водах могут приводить к формированию отмеченной зональности аномальных геохимических полей относи­тельно контакта залежи. Выявленная зональность также может быть связана с миграцией химических элементов с различными газами (углеводородами, азо­том, углекислым газом и т.д.). В данном случае металлы, образующие устойчивые комплексные органичес­кие соединения (никель, кобальт), могут мигрировать с углеводородными газами и, поглощаясь органическими комплексами почв, образовывать аномалии МПФ. Более широкий круг элементов, мигрирующий с неор­ганическими газами и парами воды, поглощаясь железомарганцевыми соединениями почв, будет образовы­вать аномалии ТМГМ. Смешение аномальных зон от­носительно контура залежи может происходить за счет отклонения потока глубинных флюидов по направле­нию регионального поднятия осадочных толщ и вдоль наклонных зон повышенной трещиноватости на скло­нах антиклинальных ловушек.

Ко второй группе относятся процессы, связанные с воздействием зонального флюидного потока на почву. При этом связанные формы нахождения элементов могут переходить в различные подвижные формы с последующим их закреплением на геохимических ба­рьерах.

Комплексное применение нескольких геоэлектрохимических методов, ориентированных на селективное выделение определенных форм нахожде­ния химических элементов в совокупности с анализом на более широкий круг элементов-индикаторов нефти, позволит увеличить надежность оценки перспектив­ности изучаемых участков и более точно определить местоположение предполагаемой залежи.