Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции



Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции
Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции
Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции
Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции
Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции

 


Владельцы патента RU 2499285:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано при поиске углеводородных залежей. Сущность: посредством многоразовых сорберов-сборщиков, расположенных в почвенных отверстиях глубиной порядка 0,5 м, осуществляют сорбцию углеводородных газов. Причем сорберы-сборщики в местах поднятий предполагаемых продуктивных пластов располагают по плотной сетке с расстоянием 250-400 м между ними, а за пределами поднятий - по редкой сетке с расстоянием 500-800 м между ними. Проводят анализ проб с точностью до 1 пикограмма, выделяя не менее 150 углеводородных соединений. Сопоставляют результаты анализа с эталонными данными. Интерпретируют данные в алгоритме системы обучения и картопостроения с помощью анализа главных компонентов, дискриминантного анализа и иерархического кластерного анализа. По обученным критериям моделируют залежь. Технический результат: повышение точности результатов поиска. 5 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной геологии, в частности к поиску и разведке нефтегазовых (битумных) залежей.

Известен способ поиска нефтяных залежей, включающий извлечение и естественное концентрирование на сорбент углеводородов из порового воздуха грунтов, определение спектра углеводородов и их концентраций с помощью газовой хроматографии, по которым судят о наличии нефтяной залежи. Используется способ принудительной адсорбции порового воздуха грунтов, забор почвенного воздуха ведется с глубины 1.4-1.5 м с помощью вакуумного насоса. Откачанный воздух пропускается через фильтр. Очищенный фильтром от аэрозоли и пыли воздух пропускают через комбинированный сорбент, на котором накапливаются углеводородные соединения, подвергаемые анализу (патент РФ №2272307, МПК G01V 11/00, опубл. 20.03.2006 г.).

Недостатком способа является трудоемкий процесс отбора и очистки почвенного воздуха.

Известен геохимический способ поисков углеводородов, который заключается в отборе проб и экстракции из них химических элементов в подвижных формах. В каждой точке наблюдения проводят отбор проб почвы из верхнего гумусового горизонта А1 и обогащенного железомарганцевыми соединениями горизонта С. Проводят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов, связанных с органическими соединениями почвы и связанных с железомарганцевыми соединениями. Под действием постоянного электрического тока проводят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов в электроподвижных формах. Выделяются аномальные концентрации выбранных элементов-индикаторов, совмещают участки совпадения, в результате чего определяются границы нефтегазоносных провинций или отдельных залежей (патент РФ №2097796, МПК C01V 9/00, опубл. 27.11.1997 г.).

Основным недостатком способа является сложная схема, связанная с аналитическим определением элементов-индикаторов, причем последние находятся в образцах в микроколичествах, являются вторичными новообразованиями, привнесенные за счет миграции от залежи углеводородов. Их характеристика скорее носит общий оценочный характер и неполно отражает истинное состояние ресурсов нефти и газа.

Наиболее близким к предлагаемому является способ диагностики углеводородных залежей (Р.С. Хисамов и др. Применение метода GORe-Sorber в комплексе геофизических и геохимических исследований при диагностике углеводородных залежей / Георесурсы, №1, 2009, стр.29-32 - прототип). Способ включает размещение в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков, проведение технологической выдержки для сорбции сборщиками углеводородных газов, извлечение из отверстий сорберов-сборщиков, проведение анализа проб по цепочке термодесорбция - газохроматография - масселективное определение углеводородных соединений, определение углеводородных газов в пробах пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10-12 грамма), сопоставление результатов анализов с эталонными данными, интерпретацию данных в алгоритме системы обучения и картопостроения с помощью анализа главных компонентов, дискриминантного анализа и иерархического кластерного анализа, по обученным критериям проведение моделирования залежи,

Известный способ недостаточно точен в оценке вероятности нахождения углеводородной залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности поиска залежи углеводородов.

Задача решается тем, что в способе поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции, включающем размещение в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков, проведение технологической выдержки для сорбции сорберами-сборщиками углеводородных газов, извлечение сорберов-сборщиков, проведение анализа проб, определение углеводородных газов в пробах пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма, сопоставление результатов анализов с эталонными данными, интерпретацию данных в алгоритме системы обучения и картопостроения с помощью анализа главных компонентов, дискриминантного анализа и иерархического кластерного анализа, по обученным критериям проведение моделирования залежи, согласно изобретению, в качестве сорберов-сборщиков используют многоразовые сорберы-сборщики, при анализе выделяют не менее 150 углеводородных соединений, при размещении в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков отверстия в почве формируют металлическим стержнем на глубину порядка 0,5 м, размещение сорберов-сборщиков проводят на площади предполагаемого месторождения, при этом над местами поднятий предполагаемых продуктивных пластов месторождения сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.

Сущность изобретения

Существующие способы поиска залежей углеводородов требуют бурения скважин, а анализ углеводородных соединений ограничивается несколькими соединениями, что увеличивает сроки выполнения полевых работ и снижает точность анализа. В предложенном изобретении решается задача сокращения сроков выполнения полевых работ, расширение количества определяемых углеводородных соединений, повышение точности поиска залежи углеводородов. Задача решается следующим образом.

Предлагаемый способ основан на осадочно-миграционной концепции происхождения нефти и учении о миграции химических элементов в земной коре.

Вертикальный диффузионно-фильтрационный массоперенос углеводородов из залежей нефти, газа и битума приводит к формированию в перекрывающих отложениях аномалий или полей аномальных концентраций углеводородов и связанных с ними компонентов. Тектонические, литологические, геотермические и гидрогеологические факторы определяют тот или иной механизм массопереноса - миграция флюидов через толщи перекрывающих залежь пород в виде макропросачиваний, по разломам в геологических структурах, либо вертикальных микропросачиваний, сквозь перекрывающую залежь толщу осадочных отложений. Задача определения вертикального диффузионно-фильтрационного массопереноса углеводородов решается за счет применения принципа пассивной адсорбции углеводородов почвенно-грунтового воздуха при помощи сорбера-сборщика. Механизм адсорбции почвенного газа основан на мембранно-контролирующем отборе углеводородных соединений сорбером-сборщиком. В сорбере-сборщике адсорбция углеводородных соединений производится на адсорбирующий картридж, представляющий собой баллон из сетки из нержавеющей стали с ячейками 3×8 мм и диаметром 4,8 мм, заполненный 350 мг графитированного древесного угля с размером частиц 35-50 меш. Применяемый сорбер-сборщик является многоразовым, что способствует идентификации измерений и, в конечном итоге, повышению точности измерений.

Сорбер-сборщик с мембранно-контролирующим материалом препятствует прямому физическому контакту адсорбирующего материала с частицами почв, грунтов и влаги, гарантируя механизм сбора углеводородных соединений в газообразной форме, в определенный временной промежуток постепенно накапливающихся на адсорбирующем материале.

Технология предлагаемого способа состоит в следующем. По данным геофизических исследований определяют поднятия в районе предполагаемого нефтяного месторождения. Размещение сорберов-сборщиков проводят на площади предполагаемого месторождения, при этом в местах поднятий предполагаемых продуктивных пластов сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.

Грунт исследуемого объекта вручную прокалывают шпуром (металлическим стержнем), образуя отверстие глубиной 50 см и диаметром до 1,5 см. В отверстие помещают при помощи направляющего металлического штыря сорбер-сборщик. Место пробы отмечают на карте, а координаты фиксируют с помощью приемника системы глобального позиционирования (GPS), который оборудован буфером для хранения данных и последующей выгрузки на персональный компьютер. Время экспозиции сорбера-сборщика в грунте от 17 до 21 суток. Этот период времени оценен опытным путем и зарекомендовал себя как оптимальный для большинства областей и климатических условий. Однако этот период увеличивается для специфических местных условий, таких как сильные атмосферные осадки, экстремальный холод. Через определенное количество дней сорбер-сборщик извлекают из грунта посредством шнура, закрепленного в его верхней части и помещают в герметичный стеклянный сосуд с плотно закрывающейся крышкой и отправляют в лабораторию.

В лаборатории производят химический анализ по цепочке термодесорбция - газохромматография - масселективное определение углеводородных соединений с использованием аналитического оборудования, например, фирм «Шимадцу» (Япония) или «Агилент» (Канада). Данная схема анализа позволяет определять содержания углеводородов в геохимических пробах с пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10-12 грамма), выявлять более 150 соединений, включая нормальные алканы, изоалканы, циклоалканы, ароматические углеводороды, полициклические ароматические углеводороды, алькены, альдегиды и т.д. от C2 (этан) до C20 (фитан). Содержание углеводородных соединений определяют в абсолютных единицах - нанограммах с использованием десятых и сотых долей последних, что позволяет данную технологию относить к так называемым «нанотехнологиям». Матстатистическая обработка данных геохимических проб базируется на сопоставлении данных каждой пробы исследуемого объекта с данными проб вокруг известных эталонных объектов - пустого, приравниваемого к 0%, и продуктивного, приравниваемого к 100% (фиг.1).

На основании сопоставления данных проб с эталонными, каждая геохимическая проба получает свой процент вероятности от 0% до 100% по отношению к эталонным пробам. По полученным данным вероятностей геохимических проб составляют геохимическую карту нефте(газо- битумо-)подобных вероятностей обнаружения углеводородных залежей. Впоследствии выполняют геохимическое моделирование.

Прогнозные данные подтверждаются вероятностями нефтеносности (битумо-, газоносности) в пределах 90-100%. Контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности.

Расширенное геохимическое моделирование заключается в интерпретации полученных данных с помощью методов многомерного статистического анализа, в исключении соединений, не отвечающих заданным условиям по соотношению сигнал/шум, в анализе с использованием статистических методов, включая анализ главных компонентов (АГК), дискриминантный анализ (ДА) и иерархический кластерный анализ (ИКА). С их помощью определяют сводный химический «образ» анализируемых соединений и критерии моделирования для интерпретации результатов. На заключительном этапе полученные значения вероятности наносят на карту с помощью методов картирования.

В результате удается не только определить наличие нефтяного месторождения, но также выделить на месторождении отдельные нефтяные залежи, находящиеся на разных глубинах, или залежи, разделенные неколлектором.

Пример конкретного выполнения

Выполняют поиск залежи углеводородов на Поповкинском сейсмоподнятии в Ульяновской области. Анализируют данные геофизических исследований местности, выявляют места поднятий вероятностных продуктивных пластов. На поверхности земли над местами поднятий предполагаемых продуктивных пластов сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.

Грунт вручную прокалывают шпуром (металлическим стержнем), образуя отверстие глубиной 50 см и диаметром до 1,5 см. В отверстие помещают при помощи направляющего металлического штыря многоразовый сорбер-сборщик. В качестве сорбера-сборщика используют многоразовый сорбер-сборщик с кодом 123-2.

Место пробы отмечают на карте, а координаты фиксируют с помощью приемника системы глобального позиционирования (GPS), который оборудован буфером для хранения данных и последующей выгрузки на персональный компьютер. Время экспозиции сорбера-сборщика в грунте от 17 до 21 суток. Каждый сорбер-сборщик извлекают из грунта посредством шнура, закрепленного в его верхней части, и помещают в герметичный стеклянный сосуд с плотно закрывающейся крышкой и отправляют в лабораторию.

В лаборатории производят химический анализ по цепочке термодесорбция - газохромматография - масселективное определение углеводородных соединений с использованием аналитического оборудования фирмы «Шимадцу» (Япония) хроматомасс-спектрометром марки GCMS-QP2010 Plus и Агилент 7890 (Канада). Аналитические исследования, как подсказывает опыт химико-аналитических и характеристик используемой аппаратуры могут осуществляться на других приборах с незначительными подстройками, главной особенностью является высокая чувствительность приборов и широкий спектр определяемых соединений. Определяют содержание углеводородов в геохимических пробах с пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10-12 грамма) и выявляют более 150 соединений. Содержание углеводородных соединений определяют в абсолютных единицах - нанограммах с использованием десятых и сотых долей последних. Результаты наиболее характерного анализа представлены в таблице.

Перечень анализируемых соединений по классам соединений
Типичные составляющие нефти
В круглых скобках () - углеродное число
Обычные алканы Изоалканы Циклические алканы Ароматические соединения и ПАУ*
Этан (2) 2-Метилбутан (5) Циклопентан (5) Бензол (6)
Пропан (3) 2-Метилпентан (6) Метилциклопентан (6) Толуол (7)
Бутан (4) 3-Метилпентан (6) Циклогексан (6) Этилбензол (8)
Пентан (5) 2,4-Диметилпентан (7) цис-1,3-Диметилциклопентан (7) м,п-Ксилолы (8)
Гексан (6) о-Ксилол (8)
Гептан (7) 2-Метилгексан (7) транс-1,3-Диметилциклопентан (7) Пропилбензол (9)
Октан (8) 3-Метилгексан (7) 1-Этил-2/3-метилбензол (9)
Нонан (9) 2,5-Диметилгексан(8) транс-1,2-Диметилциклопентан (7)
Декан (10) 1,3,5-Триметилбензол (9)
Ундекан (11) 3-Метилгептан (8) Метилциклогексан (7)
Додекан (12) 2,6-Диметилгептан(9) Циклогептан (7) 1-Этил-4-метилбензол (9)
Тридекан (13) цис-1,3/1,4-Диметилциклогексан (8)
Тетрадекан (14) Пристан (19) 1,2,4-Триметилбензол (9)
Фитан (20) цис-1,2-Диметилциклогексан (8)
Пентадекан (15) Индан (9)
транс-1,3/1,4-Диметилциклогексан (8) Инден (9)
Гексадекан (16) Бутилбензол (10)
транс-1,2-Диметилциклогексан (8) 1,2,4,5-Тетраметилбензол (10)
Гептадекан (17)
Этилциклогексан (8) Нафталин (10)
Октадекан (18) Циклооктан (8) 2-Метилнафталин (11)
Пропилциклогексан (9) Аценафтилен (12)
Побочные продукты/видоизмененные и другие соединения
Алкены Альдегиды Биогенные АСК* и другие соединения
Этен (2) Октаналь (8) Альфа-пинен Фуран
Пропен (3) Нонаналь (9) Бета-пинен 2-Метилфуран
1-Бутен (4) Деканаль (10) Камфара Сероуглерод
1-Пентен (5) Кариофиллен Бензофуран
1-Гексен (6) Бензотиазол
1-Гептен (7) Карбонилсульфид
1-Октен (8) Диметилсульфид
1-Нонен (9) Диметилдисульфид
1-Децен (10)
1-Ундецен (11)
ПАУ - Полициклические ароматические углеводороды; АСК - соединения, содержащие азот, серу и кислород.

Для приведения многоразового сорбера-сборщика в рабочее состояние для новых исследований его термообрабатывают в токе азота при температуре порядка 350°C в течение 8 часов.

Проводят матстатистическую обработку данных геохимических проб, которая базируется на сопоставлении данных каждой пробы исследуемого объекта с данными проб вокруг известных эталонных объектов - пустого, приравниваемого к 0%, и продуктивного, приравниваемого к 100%.

По полученным данным вероятностей геохимических проб составляют геохимическую карту нефте(газо-битумо-)подобных вероятностей обнаружения углеводородных залежей. Карта определяет контур поверхности, рассчитанный с помощью компьютера, исходя из величины вероятности, определенной для каждой точки отбора проб. Конфигурация оконтуренной поверхности зависит от расстояния между пробоотборниками, плотности их установки, а также от значений вероятности проб. Контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности. На фиг.2 жирной линией () отмечен контур залежи нефти. Значения вероятности выше 75% указывают на области, по геохимическим показателям схожие со сводным образом нефтяной залежи, установленной от эталонной скважины.

Кластерным анализом установлены группы проб схожие с эталонными скважинами 64 (пустая) и 70 (нефтяная) и отличные от них. На фиг.3 иллюстрируется выделение нового класса нефти, отличного по геохимическим параметрам от обучающего эталона нефти, это говорит о том, что на участке исследования выделены геохимические объекты, отличающиеся по количественной и качественной характеристике компонентного состава углеводородных соединений.

Комплексная интерпретация полученных геохимических результатов должна выполняться в совокупности с сейсмическими и геохимическими данными исследуемого участка. На фиг.4 Поповкинская структура выделена сплошной линией ().

В результате работ, как показано на фиг.4, в восточной части участка исследования идентифицирован геохимический объект. Аномалия устойчива, определяется 32 последовательно расположенными точками опробования, в которых компонентный состав углеводородных соединений в результате аналитических и статистических приемов анализа определен как идентичный образу нефти скважины 70 со значением вероятности (75-100%). На фиг.4 геохимическая аномалия образа нефти от скважины 70 выделена пунктирной линией (). Геохимическая аномалия, как показано на фиг.4, локализуется в пределах Поповкинской структуры и простирается далее на восток и северо-восток от скважины 1, а также на восток и юго-восток от скважины 2 за пределы участка обследования. Направление распространения геохимической аномалии на фиг.4 отмечено стрелкой ().

В южной части Поповкинского поднятия выделен менее устойчивый геохимический объект по 6-ти аномальным точкам опробования (точки №№424110, 423939, 422891, 424042, 423936 и 422846), на фиг.4 геохимическая аномалия выделена линией точка-тире (). Аномальные области с контуром изолиний 75-100% вероятности перспектив нефтеносности также выделены в западной части участка исследований, которые характеризуют дополнительные, вполне возможно самостоятельные, нефтеперспективные геохимические объекты, но в связи с их малым размером они не представляют практического интереса.

Результаты проведенных геохимических исследований на Поповкинском поднятии позволили установить два перспективных контура вероятности нефтеносности, что послужило поводом рекомендовать в бурение поисково-разведочных скважин 1 и 2.

Бурение скважины 1, как показано на фиг.5 вскрыла углеводородную залежь башкирского яруса среднего карбона в интервале абсолютных отметок - 900-880 м. Пробуренная скважина 2, как показано на фиг.5 вскрыла нефтепродуктивные отложения каширского, верейского горизонтов башкирского яруса среднего карбона в интервалах - 780-760 м и - 900-880 м. Геологический разрез скважин 1 и 2 показан на фиг.5, где выделены нефтеперспективные интервалы и горизонты. Таким образом, пробуренные скважины подтвердили многопластовую залежь.

Таким образом, показано, что предложенный способ обладает повышенной точностью определения нефтяных залежей. Способ способен не только установить наличие нефтяного месторождения, но и на одном месторождении выделить отдельные нефтяные залежи и даже провести контуры залежи.

Применение предложенного способа позволит повысить точность выявления нефтяных залежей.

Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции, включающий размещение в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков, проведение технологической выдержки для сорбции сорберами-сборщиками углеводородных газов, извлечение сорберов-сборщиков, проведение анализа проб, определение углеводородных газов в пробах пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма, сопоставление результатов анализов с эталонными данными, интерпретацию данных в алгоритме системы обучения и картопостроения с помощью анализа главных компонентов, дискриминантного анализа и иерархического кластерного анализа, по обученным критериям проведение моделирования залежи, отличающийся тем, что в качестве сорберов-сборщиков используют многоразовые сорберы-сборщики, при анализе выделяют не менее 150 углеводородных соединений, при размещении в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков отверстия в почве формируют металлическим стержнем на глубину порядка 0,5 м, размещение сорберов-сборщиков проводят на площади предполагаемого месторождения, при этом в местах поднятий предполагаемых продуктивных пластов сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для краткосрочного прогнозирования землетрясений. Сущность: посредством группы фотометров, разнесенных в пространстве, измеряют оптическую плотность атмосферы.

Изобретение относится к области изучения геофизических свойств морского дна. Сущность: устройство содержит опускаемый на дно контейнер (1) с исследовательской аппаратурой, снабженный средствами гидроакустической связи (2), радиосвязи (3) и навигации.

Изобретение относится к области тектонофизики и может быть использовано при проведении прогнозных и поисковых работ на коренные источники алмазов. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования землетрясений. .

Изобретение относится к методам поисков и разведки месторождений алмазов и может быть использовано при проведении поиска площадей алмазоносных туффизитов. .

Изобретение относится к способам наблюдения за тектоническими процессами в земной коре и может быть использовано для снижения их опасности. .

Изобретение относится к области геофизики, а также к области физики космических лучей и может быть использовано при контроле объемно-напряженного состояния среды (ОНС) в сейсмоопасной области и прогнозе сильных землетрясений.

Изобретение относится к газогеохимическим способам разведки полезных ископаемых и может быть использовано для выявления перспективных нефтегазоносных объектов и зон улучшенной трещинной проницаемости геологического разреза в пределах акватории.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования землетрясений. .

Изобретение относится к области геохимии и может быть использовано для поисков нефти и газа. .

Изобретение относится к области глубинного структурного картирования поднятий, перспективных на нефть и газ. Сущность: проводят сейсмические измерения МОГТ на площади, перспективной в нефтегазоносном отношении. Выполняют обработку и структурную интерпретацию сейсмических данных, получая структурные карты целевых отражающих горизонтов. При этом на базе структурных карт дополнительно производят построение двумерных сеток целевых отражающих горизонтов. По полученным двумерным сеткам целевых отражающих горизонтов, используя метод тренд-анализа, производят построение двумерных сеток региональной составляющей для каждого отражающего горизонта. Вычисляют локальную составляющую. По ячейкам двумерной сетки локальной составляющей локализуют подготавливаемые структуры для каждого целевого отражающего горизонта при одновременном выполнения двух условий: первое - когда локальная составляющая больше нуля, и второе - когда нулевая изолиния замыкается. Устанавливают сумму локальной составляющей для всех целевых отражающих горизонтов. При этом локальная структура считается подготовленной по всем целевым отражающим горизонтам при значении суммы локальной составляющей больше нуля. Для выделенных локализованных структур по каждому отражающему горизонту рассчитывают амплитуду локальной структуры и площадь локальной структуры. Причем приоритет по степени готовности подготовленной структуры для поисково-разведочного бурения на нефть и газ определяется по величине значений амплитуды и площади локальной структуры, а именно: чем выше указанные значения локальной структуры, тем выше перспективность поисково-разведочного бурения на нефть и газ. Технический результат: повышение геологической информативности геофизических исследований, локализация и ранжирование подготовленных структур по перспективности при подготовке к поисково-разведочному бурению. 5 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для сейсмической разведки районов, покрытых водой. Система содержит приемники 1.i (i=1, 2, …, n) колебаний атмосферного давления (микробарографы), схему 2 сравнения, систему 3 оповещения, блок 4 памяти, первый 5 и второй 6 корреляторы, первый 3.1 и второй 3.2 преобразователи аналог-код, первый 3.3 и второй 3.4 ключи, формирователь 3.6 модулирующего кода, задающий генератор 3.6, фазовый манипулятор 3.7, усилитель 3.8 мощности, передающую антенну 3.0, перемножители 5.1 и 6.1, фильтры 5.2 и 6.2 нижних частот, экстремальные регуляторы 5.3 и 6.3, регулируемые линии задержки 5.4 и 6.4. Пункт контроля 7 содержит приемную антенну 7.1, усилитель 7.2 высокой частоты, гетеродин 7.3, смеситель 7.4, усилитель 7.5 промежуточной частоты, первый 7.6, второй 7.7, третий 7.11 и четвертый 7.12 перемножители, первый 7.8 и второй 7.13 узкополосные фильтры, первый 7.9 и второй 7.14 фильтры нижних частот, блок 7.11 регистрации и анализа, первый 7.15 и второй 7.16 фазоинверторы. Технический результат: повышение помехоустойчивости и достоверности приема сложных сигналов с фазовой манипуляцией путем ослабления узкополосных помех. 3 ил.

Использование: изобретение относится к области сейсмологии и предназначено при изучении прогноза землетрясений. Сущность: исследования проводятся на территории измерительного полигона, например городской агломерации или важного хозяйственного объекта, определяют M - магнитуду и t - время землетрясения известными мониторинговыми наблюдениями с аппаратурой, размещаемой в пределах территории измерительного полигона. Мониторинговые наблюдения на измерительном полигоне осуществляют сетью сейсмологической аппаратуры из не менее 4, предпочтительнее 10-14, трехкомпонентных регистраторов сейсмических колебаний, размещаемых друг от друга на заданных расстояниях в пределах измерительного полигона, и одновременно аппаратурой для слежения за изменением уровня воды в одной гидрогеологической скважине, причем уровень воды в гидрогеологической скважине должен реагировать на лунно-солнечные приливы. По сейсмическим записям от источника сейсмических волн - далеких землетрясений (на расстояниях более 2°) устанавливают магнитуду будущего землетрясения, а по реакции водоносного горизонта в гидрогеологической скважине на влияние лунно-солнечных приливов устанавливают временное окно среднесрочного прогноза, начало краткосрочного прогноза и определяют время наступления землетрясений. Время начала временного окна среднесрочного прогноза землетрясения определяют по времени t1 - начала прекращения реакции водоносного горизонта на влияние лунно-солнечного прилива, а время начала краткосрочного прогноза землетрясения t2 устанавливают исходя из времени возобновления реакции водоносного горизонта на влияние лунно-солнечного прилива. Момент наступления землетрясения t0 относительно t1 определяют по зависимости t0 ={[(t2-t1)+1]+(1+/-1)}, где время t0, t1 и t2 определяют в сутках. Технический результат: определение магнитуды и времени землетрясения с точностью (+/-) 1 сутки для территории измерительного полигона. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к способам комплексного определения металлогенической специализации базит-гипербазитовых расслоенных массивов архейских кристаллических щитов и может быть использовано для раздельного прогноза и поиска промышленных объектов платинометалльного и медно-никелевого горнорудного сырья. Сущность: устанавливают связь генезиса расслоенного массива с геодинамической обстановкой рифтогенеза. Отбирают пробы, анализируют их и определяют вещественный и минералогический состав петрографических разновидностей горных пород по разрезу массива. Выделяют участки наиболее контрастного строения расслоенности и границ магматических серий. Определяют концентрацию изотопов U, Pb, Sm, Nd в минералах и породах анализируемых проб. Рассчитывают абсолютные возраста разновидностей горных пород, общую длительность формирования расслоенного массива и величину изотопного индикатора горных пород массива. Сравнивают полученные данные с индикаторными значениями возрастов и длительности формирования расслоенного массива, а также величин изотопного индикатора. Делают вывод о перспективности тестируемого расслоенного массива на платино-палладиевую или медно-никелевую металлогеническую специализацию. Дополнительно на основе данных геофизических исследований с учетом состава глубинно-коровых ксенолитов и возраста деплетированной мантии оценивают строение нижней коры и верхней мантии на наличие в основании коры гранулит-базитового слоя. Этот слой создает благоприятные условия для предварительного концентрирования металлов платиновой группы и характеризуется скоростью продольных волн на границе перехода от коры к мантии Vp=7,7-7,1 км/с. Далее определяют режим развития рифтогенеза по признаку окраинного или континентального типа. При этом формирование базит-гипербазитового массива на начальной стадии континентального рифтогенеза свидетельствует о платино-палладиевой металлогенической специализации, а на завершающих стадиях рифтогенеза окраинного типа - о медно-никелевой металлогенической специализации. Рассчитывают длительность формирования расслоенного массива с дифференциацией на рудные и безрудные магматические стадии. Определяют возрастные интервалы формирования рудной минерализации платино-палладиевой или медно-никелевой металлогенической специализации. Сравнивают полученные данные с индикаторными значениями длительности формирования массива с учетом того, что для платино-палладиевой рудной минерализации с попутно извлекаемыми Ni, Cu, Au, Со, Rh индикаторные значения длительности формирования оцениваются в 2530-2420 млн. лет, при этом магматические рудоносные фазы на Балтийском щите имеют возраст 2490±10 млн. лет, 2470±10 млн. лет, 2450±10 млн. лет, а для массива с медно-никелевым оруденением с попутно извлекаемыми Со, S, MПГ, Se, Те индикаторные значения длительности формирования находятся в интервале 2200-1980 млн. лет с основной рудной фазой, имеющей возраст 1980±3 млн. лет. Вывод о перспективности тестируемого базит-гипербазитового массива на платино-палладиевую или медно-никелевую металлогеническую специализацию делают с учетом локализации оруденения контактового типа в нижней по разрезу серии, оруденения риф-типа - на границе серий-мегациклов со сменой химического состава магм, а оруденения офсетного типа - в тектонических нарушениях в толще вмещающих пород. Технический результат: повышение эффективности и снижение ресурсоемкости определения металлогенической специализации расслоенных массивов базит-гипербазитов на ранних стадиях геологического изучения недр. 2 з.п.ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к способам поиска залежей нефти и газа и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в породах фундамента. Сущность: в антиклинальные поднятия (купола) известных залежей углеводородов бурят новые скважины, вскрывающие нижележащие породы фундамента, или углубляют существующие скважины. Фиксируют глубины (участки) наибольшего поглощения бурового раствора и вызывают приток. По результатам гидродинамических и физико-химических исследований определяют продуктивность, гидродинамические свойства исследуемых участков (пластов) и содержащихся в них углеводородов. Технический результат: уменьшение объемов бурения, установление новых перспективных на углеводородное сырье участков. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования места и тренда (увеличения или уменьшения) сейсмической опасности. Сущность: осуществляют мониторинг ситуации, по крайней мере, в одной зоне ожидаемого сейсмического события, принадлежащей исследуемому сейсмоактивному региону. Формируют в сейсмоактивном регионе наблюдательную сеть из «n» пунктов, разнесенных друг от друга. Одновременно и непрерывно измеряют контролируемый параметр, характеризующий процессы в Земной коре, во всех пунктах наблюдательной сети. Определяют область с повышенной сейсмической активностью по результатам сравнения измеренного контролируемого параметра с пороговым значением, определяемым на основе статистического анализа значений контролируемого параметра для предыдущих сейсмических событий в сейсмоактивном регионе. При этом измерение контролируемого параметра на всех «n» пунктах наблюдательной сети осуществляют с постоянным и одинаковым для всех станций шагом дискретизации по времени Δt и регистрируют его в виде электрического сигнала. Формируют для исследуемого сейсмоактивного региона регулярную сеть, причем каждому из узлов сети принадлежит прилегающая к нему зона исследуемого сейсмоактивного региона. Выбирают временное окно, осуществляют обработку электрических сигналов, полученных от указанных «n» пунктов. На основе указанных сигналов вычисляют одновременно во всех пунктах измерения для каждого узла регулярной сетки в указанном временном окне медианы нормализованной энтропии шума по некоторому числу изменений контролируемого параметра. На основе полученных результатов строят матрицу значений медиан нормализованной энтропии, соответствующих указанному текущему временному окну. Визуализируют данную матрицу как карту, при этом область с повышенной сейсмической активностью определяют как совокупность зон, прилегающих к узлам регулярной сети, для которых нормализованная энтропия превышает пороговое значение. Технический результат: повышение точности предсказания зоны предстоящего землетрясения, возможность оценки тренда увеличения или уменьшения сейсмической опасности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам количественной оценки природных процессов и может быть использовано для определения массового расхода водяного пара на вулканах. Сущность: на видимом участке парового шлейфа вулкана измеряют его поперечное сечение, скорость потока и температуру. В окружающем воздухе измеряют влажность, температуру и атмосферное давление. По измеренным величинам рассчитывают недосыщенность воздуха при температуре парового шлейфа. Используя значения недосыщенности воздуха, рассчитывают массовый расход водяного пара. Технический результат: снижение трудозатрат при определении массового расхода водяного пара на вулканах.

Изобретение относится к области поисков месторождений углеводородов. Сущность: бурят серию шурфов до глубины 1-3 м. Отбирают пробы газовой среды барботированием через минерализованную воду и анализируют углеводородные газы. Кроме того, анализируют газовоздушную смесь внутри шурфов на наличие гелия, радона, водорода, азота, диоксида углерода и кислорода. Область с наиболее благоприятными содержаниями гелия, радона, азота, диоксида углерода, кислорода и углеводородных газов относят к месторождению нефти и газа. Технический результат: реализация поисков углеводородов. 1 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин и может быть использовано для непрерывного контроля параметров в скважине. Техническим результатом является упрощение конструкции системы наблюдения за параметрами в скважине. Предложена система наблюдения в скважине, включающая датчики, в частности, давления и температуры, кабель, соединяющий скважинную систему наблюдения и устье скважины. При этом устье скважины содержит электрический вывод устья, имеющий телеметрическую систему сбора данных и источник питания для скважинной системы наблюдения. Кроме того, электрический вывод устья содержит командный модуль для скважинной системы наблюдения и модуль хранения данных с микропроцессором. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для зондирования гидросферы. Заявлен термозонд для измерения вертикального распределения температуры воды, состоящий из корпуса, представляющего собой жесткую конструкцию, снабженного стабилизатором и размещенного в кассете, снабженной механизмом расчленения с корпусом термозонда. Внутри корпуса термозонда размещены два первичных преобразователя температуры, два измерительных генератора, линии связи, два фильтра, два преобразователя частота - напряжение и регистратор, а также датчик глубины, датчик электропроводности и измеритель течения. Корпус в нижней части снабжен якорь-грузом с гидроакустическим размыкателем и приемопередающей антенной гидроакустического канала связи. В верхней части корпуса термозонда размещена антенна радиопередатчика спутникового радиоканала связи, который размещен внутри корпуса термозонда. Технический результат - расширение функциональных возможностей устройства. 2 ил.
Наверх