Поиск и разведка нефтяных и газовый месторождений. Разведка и добыча нефти в россии

В рациональном комплексе геологоразведочных работ на нефть и газ разведочный этап, как видно из таблицы рациональной последовательности этих работ, является естественным продолжением поискового. Разведочные работы имеют целью промышленную оценку открытых на поисковом этапе залежей и месторождений и подготовку их к разработке. При этом полученные в результате поискового бурения запасы углеводородов промышленной категории С1 и предварительно оцененные запасы категории С2 должны быть переведены в промышленные по всей площади открытого месторождения или залежи.

Основными видами разведочных работ являются: бурение и испытание разведочных скважин, анализ всей необходимой геолого-геохимической информации для уточнения параметров залежи (месторождения) и подготовки его к пробной эксплуатации. При необходимости могут предусматриваться скважинная сейсморазведка методом ОГТ и в небольшом объеме полевые геофизические методы.

Основным методологическим принципом разведки, сформулированным Г.А. Габриэлянцем и В.И. Пороскуном еще в 1974 году, является принцип равномерности бурения, который реализуется путем равномерного размещения разведочных скважин по объему залежи. Согласно этому принципу предусматривается детальное изучение прежде всего тех частей залежи (месторождений), которые содержат основные запасы углеводородов. При этом повышается точность оценки запасов, а следовательно, и качество подготовки месторождения к пробной эксплуатации и последующей разработке. Одновременно предусматривается дифференцированное размещение разведочного бурения, учитывающее морфогенетические особенности строения залежи или месторождения.

Современная разведка нефтяных и газовых месторождений учитывает принципы оптимизации и универсальности процесса разведочного бурения, впервые предложенные В.М. Крейтером и В.И. Бирюковым (1976). Эти принципы формулируются следующим образом:

1. Принцип рациональной системы и полноты исследований отдельной залежи или месторождения.
2. Принцип последовательных приближений в изучении месторождения или отдельной залежи.
3. Принцип относительной равномерности изучения объекта разведки.
4. Принцип наименьших трудовых, научно-прикладных и материально-технических затрат.
5. Принцип наименьших затрат времени и достижения наибольшей экономии при соблюдении энергосберегающих технологий.

Рациональная система разведки нефтяных и газовых месторождений предполагает бурение некоторого, как правило минимального, количества разведочных скважин, закладываемых в определенной последовательности для получения информации, необходимой и достаточной для промышленной оценки открытого месторождения и подготовки его к разработке. При этом система размещения разведочных скважин должна соответствовать особенностям геологического строения изучаемого объекта.

Разрез открытой залежи (месторождения) разбивается на этажи разведки. Под этажом разведки понимается часть разреза осадочного чехла, включающая один или несколько продуктивных пластов, расположенных на близких гипсометрических уровнях и характеризующихся сходством по геологическому строению вмещающих пород и физическим свойствам углеводородных флюидов. Их разведку можно проводить одной сеткой скважин.

Выделяются три системы и соответствующие методики разведочного бурения: треугольная, кольцевая и профильная с системой параллельных поперечных и продольных профилей разведочных скважин.

Треугольная система размещения разведочного бурения. Эта методика является наиболее старой и использовалась на заре развития нефтяной промышленности. При этом, как видно из рис. 65, первая поисковая скважина расположена в наиболее оптимальных структурно-гипсометрических условиях, остальные закладываются как разведочные в виде равносторонних треугольников со стороной, длина которой не должна превышать 500 метров при углах наклона крыльев локального поднятия до 10 градусов. При 20 градусах наклона она уменьшается до 400 метров, далее сокращаясь примерно на 50 метров с ростом угла наклона крыльев на каждые 5-6 градусов.

Нерациональность принятой треугольной системы размещения разведочных скважин даже при принятых максимальных расстояниях между ними 500 метров состоит в бурении для соблюдения указанного принципа равномерности излишне большого их числа. Это приводит к существенному удорожанию буровых работ. Процесс в известной мере оправдан с достижением весьма скромной геологической эффективности (до 80-100 усл. тонн на 1 метр поисково-разведочного бурения) лишь при площади ловушки и прогнозируемой залежи не более 2-2,5 км2. Опыт разведки выявленных литологических и стратиграфических углеводородных скоплений размерами до 1-1,5 км2 также свидетельствует о рентабельности реализации треугольной системы разведочного бурения.

В США широким распространением, наряду с крупными заливообразными литолого-стратиграфическими залежами, пользуются небольшие литологически ограниченные, или »шнурковые», или линзообразные, скопления нефти и газа с извлекаемыми запасами до 1,5 млн. усл. т размерами до 1,5-2 км2. Для разведки подобных месторождений также применяется треугольная сетка скважин с количеством их от 12 до 15, что находится в пределах рентабельности с получением средней эффективности до 120 усл. т/м. В России подобная система размещения разведочного бурения в качестве рациональной успешно использовалась в 1912 году на начальном этапе разведки открытой впервые в мировой практике И.М. Губкиным »рукавообразной» залежи нефти с переходом с 1916 года на профильное бурение. В настоящее время данная методика разведочных работ применяется при разведке небольших нефтяных залежей, связанных с эрозионными “врезами” довизийского и дотурнейского возраста в пределах Волго-Уральской и соседних с юга нефтегазоносных областей.

Кольцевая система размещения разведочного бурения. Рациональный характер кольцевой системы разведки открытых залежей и месторождений, успешно сочетающейся с освоением отдельных разведываемых этажей, подтвержден на примере уникального Заполярного газоконденсатного месторождения общей площадью свыше 2000 км2 и величиной извлекаемых запасов газа 1,5 трлн. м3. Поиски в целом осуществлены по системе “крест поискового бурения” 12 поисковыми скважинами, а разведка – 27 разведочными скважинами, размещенными по кольцевой методике, показанной на рис. 66.

Специфика кольцевой системы определяется на Заполярном месторождении следующим положением скважин на структурных межизогипсовых полях. В пределах первого поля первооткрывательницы от скважины 1 закладываются 4 буровых. После оконтуривания внутренней площади месторождения в следующем более внешнем поле по отношению к уже оконтуренной центральной зоне проектируются 5 буровых, помеченных квадратами. Завершив оконтуривание и этой части залежи, предусматривается освоение внешней зоны газоконденсатного месторождения с заложением сначала 7 разведочных скважин в предпоследнем поле, а затем 9 – в последнем межизогипсовом контуре, обрамляющем месторождение.

Рациональный характер кольцевой системы разведочного бурения в освоении уникального Заполярного ГКМ подтверждается достигнутой величины геологической эффективности, превышающей здесь 1000 усл. т на 1 м поисково-разведочного бурения.

Следовательно, высокая эффективность применения кольцевой системы достигается наличием крупных (до гигантских и более) запасов углеводородного сырья и относительно простым строением месторождения с залежью пластового или массивного строения сводового типа. На это следует, прежде всего, ориентироваться при выборе рациональной методики разведочных работ, что, как видно на примере уникального Заполярного месторождения, вполне оправдано полученными результатами. Кольцевая система была применена при разведке ряда крупных газоконденсатных месторождений Ейско-Березанской газоносной области, в частности Каневского и Ленинградского. В США на этой методике была разведана основная сводовая залежь в известняках свиты арбокл на крупнейшем нефтяном месторождении Оклахома-Сити Западной внутренней провинции.

Профильная система размещения разведочных скважин

В современ-
ных условиях для разведки нефтегазовых залежей и месторождений антиклинального и неантиклинального типов любой сложности строения, кроме случаев, отмеченных выше в первых методиках, наиболее эффективной и повсеместно рациональной является профильная система разведочного бурения. Сущность ее состоит в проектировании определенного числа разведочных скважин, закладываемых каждой в точках пересечения поперечных и продольных профилей. Причем в зависимости от величины разведуемого месторождения строго регламентируются расстояние между поперечными и продольными профилями и площадь, приходящаяся на одну проектируемую бурением скважину. По сравнению с предыдущими методиками, профильная методика является наиболее “гибкой”, допуская текущие изменения рациональной сетки скважин и, тем самым, площади охвата разведуемой части месторождения.

Рассмотрим типичные примеры размещения разведочных скважин по профильной системе. На рис. 67 дано расположение скважин на газоконденсатном месторождении. В разведку по профильной методике введен более крупный восточный блок, причем рациональная площадь на каждую скважину достигает 26 км2. Положение скважин на профиле показано на примере центральной части разведуемого блока. Общее количество скважин для восточного блока месторождения составляет 38. При тех же выбранных параметрах рациональное число разведочных скважин для меньшей по величине западной газоконденсатной залежи с той же отметкой ГВК составит 26. Однако, учитывая газоконденсатный тип углеводородного флюида и возможность полуторного увеличения расстояний между профилями и площади, приходящейся на одну скважину, общее число скважин в восточном блоке без нарушения принципа рациональности может составить 25, а для западной залежи – 18.

На рис. 68 показана рациональная методика для антиклинального блока
размерами 30х70 км, осложненного сбросами и включающего нефтяную залежь
с отметкой ВНК минус 1590 м. Здесь наиболее рационально размещение разве-
дочных скважин по системе параллельных взаимоперпендикулярных профилей
с площадью каждого квадрата 18 км2.

Положение профилей и скважин показано на примере центральной части западного купола антиклинали.

На примере центральной части залежи дано рациональное размещение разведочных скважин для западного более крупного блока антиклинальной ловушки с прогнозируемой нефтяной залежью при отметке ВНК минус 3200 метров. В качестве наиболее рациональной принята методика, аналогичная отмеченной выше, с площадью отдельных квадратов сетки скважин 10 км2 и количеством скважин 12, начиная с поисковой скважины-первооткрывательницы месторождения. Для разведки показанных на рис. 69 и 70 соответственно прогнозируемых газоконденсатного и нефтяного месторождений рациональная система размещения скважин рассматривается для продуктивных блоков.

От поисковой скважины 1, давшей промышленные притоки газоконденсата и нефти, предусматривается развитие рациональной сетки проектируемых буровых с сохранением “квадратичного” принципа размещения. Для разведуемого газоконденсатного месторождения площадь, приходящаяся на одну скважину, составляет с учетом газоконденсатного типа УВ флюида 12 км2 вместо 8 км2 для нефти, а рациональный комплекс разведки включает 24 скважины.

Освоение разведкой других блоков месторождения не должно предусматривать увеличение числа буровых. В качестве рациональной для более крупной прогнозируемой нефтяной залежи (рис. 70) с отметкой ВНК минус 2400 м также предусматривается в центральной части структуры от поисковой скважины 1 по схеме, показанной на рисунках выше; в качестве более эффективной принята площадь 28 км2 на одну буровую, а общее количество разведочных скважин – 32. Далее по той же схеме выполняется разведка 16 скважинами меньшего, центрального структурного блока.

На рис. 71 приведена газоконденсатная залежь сводового типа с отметкой ГВК минус 1050 м, осложненная в центральной части горстом, ограниченным поверхностями сместителей в виде двух лучей.

Наиболее рациональным для разведки данного месторождения будет последовательное разбуривание по профильно-квадратной схеме сначала центральной части залежи при площади 8 км2 на одну скважину, начиная с горста. За пределами горста расстояние между скважинами может быть увеличено до 3 км, а площадь на одну буровую – до 10 км2. Рациональное число скважин для разведки месторождения не должно превышать 20. Для западного меньшего блока – 12 скважин.

Для разведки нефтяной залежи сводового типа в антиклинальной ловушке, осложненной с юга сбросом (рис. 72), с отметкой ВНК минус 2810 метров площадью 18х6 км используется та же квадратная рациональная сетка скважин площадью 5 км2. Исходной для начала разведки является поисковая скважина 1. Минимальное количество скважин для полного охвата залежи с переводом ресурсов в категорию С1 составит 20.

Разведка сводовых нефтяных залежей, изображенных на рис. 73 и 74, осуществляется по аналогичной профильной системе с площадью 4 км2 на одну разведочную скважину. Общая площадь месторождения, как и морфоструктурные условия в целом, тождественны залежам (рис. 70 и 71) с использованием также в качестве основы для размещения рациональной схемы буровых в центральной части залежи с поисковой скважиной 1.

На рис. 75 изображена газоконденсатная залежь сложного строения сводового тектонически-экранированного типа с отметкой ГВК минус 775 метров. Рациональное размещение разведочного бурения предусматривает заложение разведочных скважин в центральном блоке от скважины 1 по сетке площадью 8 км2 (до ГВК) десяти скважин, что позволяет рассчитывать на наиболее эффективную разведку месторождения с показателем не менее 500 усл. т на метр разведочного бурения.

Пример рациональной разведки нефтяной залежи приконтактного типа, приуроченной к диапировой брахиантиклинали показан на рис. 76.

В пределах залежи проектируется рациональная сетка буровых по указанной профильной схеме с величиной площади, приходящейся на скважину, 6 км2. Проектом предусматривается, как видно из рисунка, бурение 30 разведочных скважин вплоть до ВНК на отметке минус 3300 м, начиная от поисковой скважины 1 – первооткрывательницы месторождения.

Для рассмотренных выше залежей структурно-литологического и структурно-стратиграфического типов рациональной сохраняется та же профильная система размещения разведочных скважин с указанной квадратной сеткой. При этом площадь на одну скважину изменяется от 5 км2 для средних по размеру залежей до 18 км2 – у крупных.

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и природный газ являются одними из основных полезных ископаемых, которые использовались человеком еще в глубокой древности. Особенно быстрыми темпами добыча нефти стала расти после того, как для ее извлечения из недр земли стали применяться буровые скважины. Обычно датой рождения в стране нефтяной и газовой промышленности считается получение фонтана нефти из скважины (табл. 1).

Таблица 1. Первые промышленные притоки нефти из скважин по основным нефтедобывающим странам мира

Из табл. 1 следует, что нефтяная промышленность в разных странах мира существует всего 110 - 140 лет, но за этот отрезок времени добыча нефти и газа увеличилась более чем в 40 тыс. раз. В 1860 г. мировая добыча нефти составляла всего 70 тыс.т, в 1970 г. было извлечено 2280 млн.т., а в 1996 г. уже 3168 млн.т. Быстрый рост добычи связан с условиями залегания и извлечения этого полезного ископаемого. Нефть и газ приурочены к осадочным породам и распространены регионально. Причем в каждом седиментационном бассейне отмечается концентрация основных их запасов в сравнительно ограниченном количестве месторождений. Все это с учетом возрастающего потребления нефти и газа в промышленности и возможностью их быстрого и экономичного извлечения из недр делают эти полезные ископаемые объектом первоочередных поисков.

В данной курсовой описаны методы поиска и разведки месторождений нефти и газа. Также приведены в отдельных главах методы разведки нефтяных месторождений и методика ускоренной разведки и ввода в эксплуатацию газових месторождений.

Для написания курсовой работы использованы материалы из учебного пособия «Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа», авторы Иванова М.М. и Дементьев Л.Ф., а также взяты статьи с сайта www.nature.ru.

Объём курсовой работы 45 страниц. В основной части работы использовано 2 таблицы. В конце работы приведено графическое приложение в формате А3 «Схемы оконтуривания залежей нефти».

ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений

Целью поисково-разведочных работ является выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование.

А) Геологические методы

Проведение геологической съемки предшествует всем остальным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые работы. В ходе них они изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. Для анализа коренных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы глубиной до 3 см. А с тем, чтобы получить представление о более глубоко залегающих породах бурят картировочные скважины глубиной до 600 м.

По возвращении домой выполняются камеральные работы, т.е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности.

Геологическая карта - это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние породы, а на периферии - более молодые.

Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съемка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы «прощупать» глубокие недра используются геофизические методы.

Б) Геофизические методы

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.

Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов:

1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;

2) вибраторами;

3) преобразователями взрывной энергии в механическую.

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона.

Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение месть с аномально низкой силой тяжести.

Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200…300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловушки еще не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр.

В) Гидрогеохимические методы

К гидрохимическим относят газовую, люминесцетно-биту-монологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод.

Газовая съемка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовый вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 15…16 %, фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с непромышленными залежами.

Применение люминесцестно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явление свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобранной пробы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи.

Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так называемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Радиоактивная съемка выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обусловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности, аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

Г) Бурение и исследования скважин

Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов.

Еще в процессе бурения отбирают керн-цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоностность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ исследования скважин - электрокаротаж. В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускается на тросе прибор, позволяющий определять электрические свойства пород, пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют глубины залегания проницаемых пластов с высоким электросопротивлением, что свидетельствует о наличии в них нефти.

Практика электрокаротажа показала, что он надежно фиксирует нефтеносные пласты в песчано-глинистых породах, однако в карбонатных отложениях возможности электрокатоража ограничены. Поэтому применяют и другие методы исследования скважин: измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод), измерение скорости звука в породах (акустический метод), измерение естественной радиоактивности пород (радиометрический метод) и др.

РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (а. oil field exploration; н. Erdollagerstattenerkundung, Prospektion von Erdolfeldern; ф. prospection petroliere, exploration des gisements d"huile; и. prospeccion de yacimientos de petroleo, exploracion de depositos de oil) — комплекс работ, позволяющий оценить промышленное значение нефтяного месторождения , выявленного на поисковом этапе, и подготовить его к разработке. Включает разведочных и проведение исследований, необходимых для подсчёта запасов выявленного месторождения и проектирования его разработки. Запасы подсчитывают по каждой залежи или её частям (блокам) с последующим суммированием их по месторождению.

Разведка должна полностью выявить масштабы нефтеносности всего месторождения как по площади, так и на всю технически достижимую глубину. В процессе разведки определяют: типы и строение ловушек, фазовое состояние углеводородов в залежах, границы разделов фаз, внешних и внутренних контуров нефтеносности, мощность, нефтегазонасыщенность, литологические и коллекторские свойства продуктивных горизонтов , физико-химические свойства нефти , воды , продуктивность скважин и др. Кроме этого, оцениваются параметры, гарантирующие определение способов и систем разработки залежей и месторождения в целом, обосновываются коэффициенты нефтеотдачи , выявляются закономерности изменения подсчётных параметров и степень их неоднородности. Эти задачи решаются при бурении оптимального для данных условий количества разведочных скважин, качественном проведении комплексных скважинных геофизических исследований , испытаний продуктивных объектов на притоки и исследований режимных параметров в процессе испытаний, а также специальных геофизических, геохимических, гидродинамического, температурных исследованиях для определения структурных, резервуарных и режимных подсчётных параметров, при отборе керна в рациональных объёмах и проведении комплексных лабораторных исследований керна, нефти, газа, конденсата и воды. Выбор и обоснование методики разведки нефтяных месторождений базируются на анализе геологических данных, накопленных на поисковом этапе и при разведке других месторождений исследуемого района. В процессе разведки нефтяных месторождений уточняется модель месторождения, корректируется система дальнейшей его разведки.

Разведка должна обеспечить во всех участках залежи относительно одинаковую достоверность её параметров. Нарушение этого принципа приводит к переразведке отдельных участков залежи и недоразведке др.

Одинаковая достоверность разведки нефтяных месторождений достигается применением равномерной разведочной сети скважин с учётом строения каждой залежи месторождения. Проектируя систему размещения разведочных скважин, определяют их число, место заложения, порядок бурения и плотность сетки скважин. Наиболее часто используется равномерная по площади месторождения сетка скважин. Система их размещения зависит от формы структуры, типа залежи, фазового состояния углеводородов, глубины залегания, пространственного положения залежей и технических условий бурения.

При наличии на месторождении нескольких нефтегазовых залежей разведку ведут по этажам . В этажи выделяют объекты, отделённые друг от друга значительной глубиной. Порядок разведки залежей (сверху вниз или снизу вверх) зависит от выбора базисной залежи, который уточняется первыми разведочными скважинами. Система разведки снизу вверх даёт возможность возврата скважин на опробование верхних горизонтов . Если верхние этажи разведки оказываются более значительными, месторождение разведуют по системе сверху вниз. Оптимальное размещение минимально необходимого числа скважин на месторождении предопределяется, прежде всего, строением базисной залежи.

Эффективное размещение скважин на площади залежи существенно зависит от точного определения контура нефтеносности, которое сводится к выяснению характера поверхности контура (горизонтальная, наклонная, вогнутая) и глубины залегания. Положение водонефтяного контакта устанавливают по комплексу методов промысловой геофизики и исследованиям в перфорированных скважинах. Горизонтальную поверхность водонефтяного контакта в массивных залежах определяют по 2-3 скважинам, в пластовых и линзовидных — по значительно большему количеству скважин.

По охвату площади месторождения выделяют 2 системы разведки: сгущающуюся и ползущую. Сгущающаяся система способствует ускорению процесса разведки, но при этом возможно попадание части скважин за пределы контура нефтеносности. Она охватывает всю предполагаемую площадь месторождения с последующим уплотнением сетки скважин. Ползущая система предусматривает постепенное изучение площади месторождения сеткой скважин и не требует последующего уплотнения. Применение этой системы приводит к удлинению сроков разведки, но сокращает количество малоинформативных скважин и в конечном итоге может дать большой экономический эффект. Эту систему чаще используют при разведке залежей со сложным контуром нефтеносности, в т.ч. залежей неструктурного типа.

По способу размещения разведочных скважин различают профильную, треугольную, кольцевую и секторную системы. Профильная система даёт возможность изучить в короткие сроки и меньшим числом скважин залежи любого типа. На месторождении закладывают ряд профилей, ориентированных вкрест простирания структуры, иногда под углом к её длинной оси. Расстояние между профилями примерно в 2 раза больше расстояния между скважинами. На пластовых сводовых залежах часто размещают скважины "крестом" (на крыльях и периклинальных окончаниях). Модификации профильной системы применяют на сложно построенных месторождениях: радиальное расположение профилей в области с солянокупольной тектоникой , зигзагопрофильное — в области регионального выклинивания продуктивных горизонтов. Треугольная система размещения скважин обеспечивает равномерное изучение площади и эффективное наращивание полигонов для подсчёта запасов. Кольцевая система предусматривает постепенное наращивание колец вокруг первой промышленной нефтеносной скважины. Секторная система является одним из вариантов кольцевой, когда залежь делится на ряд секторов, число которых определяется аналитическим путём, а скважины в секторах располагаются на различных абсолютных отметках.

В каждой разведочной скважине проводят комплексные промыслово-геофизические и геохимические исследования, дающие наибольший эффект для изучения месторождения. Выбор комплекса методов зависит от литологического состава, коллекторских свойств пород, типа насыщающих флюидов , состава и особенностей фильтрации промывочной жидкости в пласте , порядка проведения разведочных работ и др. С помощью промыслово-геофизических исследований проводят расчленение разреза по литологическим разностям пород, выделяют литолого-стратиграфические реперы , коррелируют пласты, выбирают интервалы отбора керна и интервалы перфорации, определяют положение водонефтяных и нефтегазовых контактов и получают максимальную информацию по структурным, резервуарным и частично режимным подсчётным параметрам. Неоднородность строения, качество коллекторов выявляет детальная интерпретация промыслово-геофизических исследований. Для изучения резервуарных параметров залежей из продуктивных пластов и из покрывающих и подстилающих его пород отбирают керн. Интервалы отбора керна определяют исходя из степени геолого-геофизической изученности месторождения (залежи), количества, мощности и изменчивости пластов-коллекторов. В интервале отбора керна используют буровые растворы на нефтяной основе, чтобы обеспечить максимальный вынос керна и получить надёжные данные по нефтенасыщенности пласта-коллектора. При разведке массивных, пластовых и массивно-пластовых залежей отбирают керн так, чтобы охарактеризовать разные по площади и глубине части залежи. На каждом крупном или уникальном месторождении нефти обязательно бурят скважину с отбором керна на безводной или нефильтрующейся промывочной жидкости для получения опорной информации о коэффициенте . В керне определяют , проницаемость , нефтенасыщенность, содержание связанной воды , коэффициент вытеснения, минерального, гранулометрического, химического состава, пластичности , сжимаемости , электрического сопротивления, плотности, скоростей распространения ультразвука, радиоактивности, карбонатности, набухаемости.

Определение подсчётных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов производится по материалам геофизических исследований скважин (ГИС), результатам изучения образцов керна, опробования пластов и испытания их в открытом стволе или в обсаженной скважине. На каждом месторождении независимо от типа залежи бурят, по крайней мере, одну базовую скважину со сплошным отбором керна по продуктивной части разреза, поинтервальными испытаниями и широким комплексом стандартных и специальные ГИС. Материалы ГИС служат основной информацией для определения объёмным методом балансовых и извлекаемых запасов нефти по промышленным категориям А, В, С1 и С2. Результаты лабораторных исследований керна используют для разработки петрофизической основы интерпретации данных ГИС и обоснования достоверности подсчётных параметров (о разведке в шельфовой части морей см. в ст. ).

В общем цикле поисково-разведочных работ разведочный этап является наиболее капиталоёмким и определяет общие сроки и стоимость работ по промышленной оценке нефтяных месторождений. Размеры затрат на разведку нефтяных месторождений зависят от масштабов месторождений, степени их геологической сложности, глубины залегания, экономической освоенности района и других факторов. Основные показатели эффективности разведочного этапа — стоимость 1 т нефти и прирост запасов на 1 м пробуренных разведочных скважин или на одну скважину, а также отношение количества продуктивных к общему числу законченных строительством скважин.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ включаютвсе виды человеческой деятельности - от прогнозирования нефтегазоносности неизученных территорий и до подсчета запасов УВ в выявленных залежах и месторождениях и подготовкаих к разработке. Поисками и разведкой занимаются специалисты разногопрофиля, включая геологов, геофизиков, геохимиков, гидрогеологов, гидродинамиков, буровиков, химиков, экономистови т.д.

На разных стадиях поисково-разведочного процесса выпол­няется комплекс определенных видов деятельности и исследова­ний с применением современной аппаратуры и оборудования, включая использование ЭВМ и программирования, дешифрирование аэро и космических снимков, бурение скважин различного назначения, испытание пластов на нефть и газ и т.д.

Высокая эффективность поисков и разведки скоплений нефти и газа возможна лишь при условии проведения достаточно научно обоснованных исследований в конкретных перспективных в нефтегазосном отношении районах и областях с учетом общих закономерностей образования и размещения нефти и газа в земной коре. При поисках и разведке нефти и газа важно учитывать экономические знания, а также экологию окружающей среды, состояние промышленности и транспорта в районах предполагаемого проведения поисково-разведочных работ.

В проектах поисков и разведки скоплений нефти и газа вперспективных районах и областях, которые представляют различные геологические организации, дается обоснование экономической целесообразности проведения работ, учитывающее применение наиболее эффективных методов, позволяющих получить максимальный прирост разведанных запасов нефти и газа при минимальных затратах.

Поиски нефти и газа в России и сопредельных странах прово­дятся на суше и в море (на континентальном шельфе), при этом технология поисково-разведочных работ в том и другом случаях существенно различается. Однако, притом, что бурение и разведка в море представляют большие трудности по сравнению с аналогичными работами на суше, в ряде случаев даже в континен­тальных условиях бывают большие проблемы. Так, технические сложности и большие издержки производства возникают при освоении скоплений УВ на большой глубине (более 5 км), а также - под мощной толщей каменной соли, как в Прикаспийском регионе (и то, и другое вместе).

В проектах поисков и разведки скоплений нефти и газа, поми­мо технологической части, где изложены задачи, виды, объем и методика проведения всех работ, имеются экологическая и экономическая части, предусматривающие проведение мероприятий по охране недр и окружающей среды, а также оценивающие геолого-экономическую значимость проектируемых работ. После обсуждения и утверждения проектов выделяются материально-технические, трудовые и другие ресурсы на проведение геологоразведочных работ на нефть и газ.

По окончании поисково-разведочного процесса проводится на­учная обработка всей полученной информации, выполняется подсчет запасов УВ, составляется геологический отчет. В результате определяется степень выполнения проекта и дается оценка гео­логической эффективности проведенных поисково-разведочных работ, а затем рассчитываются экономические показатели.

Поиски и разведку нефти и газа, а также разработку их скоп­лений проводят различные организации, большинство из которых в последние годы преобразовались в акционерные общества(АО), например, в Тюменской области Западной Сибири: ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз» и др.

Таким образом, геологоразведочный процесс, связанный с поисками и разведкой скоплений нефти и газа, состоит из комплекса работ, которые должны обеспечить открытие месторождения УВ, его геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке.

При этом обязательно проводится геологическое изучение недр, которое предусматривает рациональное использование средств, отпущенных государством, АО или другими заказчиками работ. К сожалению, при производстве геологоразведочных работ на нефть и газ в ряде случаев наносится существенный урон окружающей среде, при этом, страдают не только природа, животный и растительный мир, но и сельскохозяйственные угодья, а также люди, непосредственно участвующие в поисково-разведочных работах, проживающие в районах открытых месторождений нефти и газа. Так, освоение богатств Западной Сибири и направление поисковых работ все дальше на север в районы тундры принесли осложнения в жизнь северных народов, занимающихся оленеводством, из-за поиска новых пастбищ и т.д. Или другой пример - Астраханский газоконденсатный объект в Прикаспийском регионе, где газ имеет высокое содержание сернистых соединений, что, конечно, отрицательно влияет на проживающих и работающих там людей.

Поэтому, успешное выполнение поисково-разведочных работ на нефть и газ должно предусматривать комплекс необходимых попредупреждению заражения земли, воздуха и водных источников, а также леса, сельхозугодий и других элементов окружающей среды. Соблюдение экологических норм необходимо при проведении всех видов человеческой деятельности, включая поиски, разведку и разработку углеводородного сырья.

Поисково-разведочный процесс на нефть и газ включает в себя три последовательных этапа: региональный, поисковый и разведочный, каждый из которых подразделяется на две стадии

. Региональный этап проводится в неизученных и слабоизученных регионах или их частях, а также при поисках скоплений УВ в глубокозалегающих малоизученных частях разреза, например, под каменной солью на глубинах более 4 км, как в Прикаспийском регионе.

На стадии прогноза иефтегазоносностипроводится изучение литолого-стратиграфических комплексов разреза отложений, выделение структурных этажей, проводится изучение основных этапов тектонического развития исследуемой территории и текто­ническое районирование. Следовательно, на этой стадии устанавливаются основные черты геологического строения и геологической истории. Затем проводится выделение нефтегазо-перспективных горизонтов и зон возможного нефтегазонакопления. Далее проводятся качественная и количественная оценки перспектив нефтегазоносности, а также выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

На следующей стадии оценки зон нефтегазонакопления уточняется нефтегазогеологическое районирование, выделяются наиболее крупные ловушки, например, валообразные поднятия, с которыми могут быть связаны зоны нефтегазонакопления. Проводится количественная оценка перспектив нефтегазоносноети, и выбираются районы и первоочередные объекты (региональные ловушки) для проведения поисковых работ.

Поисковый этап наступает, когда полностью закончен региональный этап и проведено геологическое обоснование к выполнению поисковых работ на нефть и газ на выявленной перспективной региональной ловушке. В ней можно открыть зону нефте-газонакопления, включающую ряд месторождений нефти и газа в пределах отдельных площадей - локальных поднятий или других локальных ловушек, осложняющих региональную ловушку. Поисковый этап подразделяется на две стадии, причем первая из них делится в свою очередь на две подстадии.

Стадия выявления и подготовки объектов к поисковому бурению делится на подстадии: 1 - выявление объектов и подстадию 2 - подготовка объектов. На первой подстадии выявляются условия залегания и параметры перспективных пластов, а также наиболее перспективные локальные ловушки (объекты, площади), выбираются первоочередные объекты и проводится их подготовка к поисковому бурению. К примеру, если региональный ловушкой является вал, то выбираются наиболее крупные и хорошо подготовленные к бурению локальные структуры (антиклинали, купола), среди которых намечается очередность их подготовки к поисковому бурению. Наиболее подготовленными к бурению структурами считаются такие, которые по данным полевых геофизических исследований достаточно четко определены в размерах (длина, ширина, амплитуда), конфигурация и сводовая часть структуры, а также положение структурных осложнений (разломов и др.), если выявлена сложная структура.

К крупным ловушкам относятся поднятия площадью 50-100 км 2 и более, к средним - 10-50 км 2 , к мелким - до 10 км 2 . При этом в качестве первоочередных выбирают структуры, ресурсы которых превышают запасы среднего в районе месторождения. Кроме этого, на очередность ввода структур в поисковое бурение влияют и экономические показатели (близость к месторождениям, трубопроводам, отдаленность от баз глубокого бурения, глубина залегания продуктивных пластов, качество УВ и др.). На второй подстадии проводятся: детализация выявленных перспективных ловушек; выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение; количественная оценка ресурсов УВ на объектах, подготовленных к поисковому бурению; выбор мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах.

На стадии поиска месторождений (залежей) основной целью является открытие скоплений УВ: открытие месторождения или выявление новых залежей в неизученной части разреза в пределах месторождений, находящихся в разведке. В комплекс задач, решаемых на данной стадии, входят: выявление продуктивных пластов-коллекторов, перекрытых непроницаемыми слоями (покрышками); определение параметров пластов; опробование и испытание продуктивных горизонтов и скважин; получение промышленных притоков нефти и газа; определение коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств флюидов (нефти, газа, конденсата, воды); оценка запасов УВ открытых залежей; выбор объектов для проведения детализационных и оценочных работ.

Разведочный этап является завершающим в геологоразведочных работах на нефть и газ. Разведка проводится на площадях, где получены промышленные притоки нефти и газа. Целью разведочных работ является оценка открытых скоплений нефти и газа и подготовка их к разработке.

На первой стадии разведки (оценка месторождений или залежей) проводится следующее: определение параметров залежей и месторождений для установления их промышленной значимости; подсчет запасов УВ залежей и месторождений; выбор объектов и этажей разведки; определение очередности опытно-промышленной эксплуатации и подготовки объектов к разработке.

На следующей стадии разведки (подготовка местоскоплений или залежей к разработке) основными задачами являются: геометризация залежей УВ; оценка достоверности значений коллекторских свойств продуктивных пластов и подсчетных параметров для расчета запасов и составления технологической схемы разработки для нефтяного объекта или схемы опытно-промышленной эксплуатации газового объекта; подсчет запасов УВ и определение коэффициента извлечения (нефтеотдачи); доизучение залежейи месторождений в процессе разработки.

При поисках и разведке нефти и газа используются в комплек­се различные методы исследований, включая: геологические, геофизические (полевые и скважинные), геохимические, гидрогеологические, геотермические, гидродинамические, дистанционные, геоморфологические, математические методы, применение ЭВМ и программирования. Поэтому, в поисково-разведочном процессе участвуют различные специалисты: геологи, буровики, геофизики, геохимики, гидрогеологи, гидродинамики, математики и другие.

Основными видами исследований считаются геофизические исследования

В настоящее время используется четыре основных геофизических метода исследований: сейсмический, гравиметрический, магнитный и электрический. Рассмотрим их по порядку.

Сейсморазведка основана на изучении особенностей распространения упругих колебаний в земной коре. Упругие колебания (или, как их еще называют, сейсмические волны) чаще всего вызываются искусственным путем.
Сейсмические волны распространяются в горных породах со скоростью от 2 до 8 км/с - в зависимости от плотности породы: чем она выше, тем больше скорость распространения волны.На границе раздела двух сред с различной плотностью часть упругих колебаний отражается и возвращается к поверхности Земли. Другая же часть преломляется, одолевает границу раздела и уходит в недра глубже – до новой поверхности раздела. И так до тех пор, пока окончательно не затухнут.
Отраженные сейсмические волны, достигнув земной поверхности, улавливаются специальными приемниками и записываются на самописцы. Расшифровав графики, сейсморазведчики устанавливают потом границы залегания тех или иных пород. По этим данным строят карты подземного рельефа.

Рис.13 Схема проведения сейсморазведки

Такой метод отраженных волн был предложен советским геологом В.С.Воюцким в 1923 году и получил широкое распространение во всем мире. В настоящее время, наряду с этим методом, используют также и корреляционный метод преломленных волн. Он основан на регистрации преломленных волн, образующихся при падении упругой волны на границу раздела под некоторым, заранее рассчитанным критическим углом. Используются в практике сейсморазведочных работ и другие способы. Раньше в качестве источника упругих колебаний чаще всего использовали взрывы. Теперь их стали заменять вибраторами. Вибратор можно установить на грузовик и за рабочий день обследовать достаточно большой район. Кроме того, вибратор позволяет работать в густонаселенных районах. Взрывы наверняка потревожили бы жителей близлежащих домов, а вибрации можно подобрать такой частоты, что они не воспринимаются человеческим ухом.Единственный недостаток этого способа – малая глубина исследований, не более 2-3 километров. Поэтому для более глубинных исследований применяют преобразователь взрывной энергии. Источником волн здесь по существу остается тот же взрыв. Но происходит он уже не в почве, как раньше, а в специальной взрывной камере. Взрывной импульс передается на грунт через стальную плиту, а вместо взрывчатки часто используют смесь пропана с кислородом. Все это, конечно, позволяет намного ускорить процесс зондирования недр.

Гравиметрический метод основан на изучении изменения силы тяжести в том или ином районе. Оказывается, если под поверхностью почвы находится горная порода малой плотности, например каменная соль, то и земное тяготение здесь несколько уменьшается. А вот плотные горные породы, такие, как, например, базальт или гранит, напротив, увеличивают силу тяжести.

Эти изменения устанавливает специальный прибор – гравиметр. Один из его простейших вариантов – грузик, подвешенный на пружине. Тяготение увеличивается – пружина растягивается; это фиксируется указателем на шкале. Тяготение уменьшается, пружина соответственно сокращается. А каким образом на земное тяготение влияют залежи нефти и газа? Нефть легче воды, и породы, насыщенные нефтью или ее непременным спутником - газом, имеют меньшую плотность, чем если бы в них помещалась вода. Это фиксируется гравиметром. Однако, подобные гравитационные аномалии могут быть вызваны и другими причинами, например залеганием пластов каменной соли, как мы уже говорили. Поэтому гравиразведку обычно дополняют магниторазведкой.

Наша планета, как известно, представляет собой огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. И на это поле могут эффективно влиять среди всего прочего и горные породы, залегающие в данном районе. Например, месторождения железной руды бывали открыты вследствие того, что пилоты пролетавших здесь самолетов удивлялись странному поведению магнитной стрелки? Ныне этот принцип используется и для поисков других видов полезных ископаемых, в том числе нефти и газа.

Дело в том, что в нефти очень часто содержатся примеси металлов. И, конечно, присутствие металла ощущается, правда не «магнитной стрелкой», а современными высокочувствительными приборами - магнитомерами. Они позволяют прощупать земные недра на глубину до 7 километров

Еще один геофизический метод поиска полезных ископаемых-электроразведка разработан в 1923 году во Франции и находит применение и по сей день. Собственно, это разновидность магнитной разведки с той лишь разницей, что фиксируется изменения не магнитного, а электрического поля.
Поскольку естественное электрическое поле на Земле практически отсутствует, то его создают искусственно, при помощи специальных генераторов и зондируют с их помощью нужный район. Обычно горные породы представляют собой диэлектрики, то есть их электрическое сопротивление велико. А вот нефть, как мы уже говорили, может содержать металлы, которые являются хорошими проводниками. Снижение электрического сопротивления недр и служит косвенным признаком присутствия нефти.

В последние годы все шире стал применяться еще один способ – электромагнитная разведка при помощи магнитогидродинамических (МГД) генераторов. Электромагнитным волнам стали доступны глубины от нескольких километров, когда ведутся поиски полезных ископаемых; до сотен километров, если речь заходит об общих исследованиях земной коры.
Сердцем современного МГД-генератора является ракетный двигатель, работающий на порохе. Но порох этот не совсем обычный: электропроводимость создаваемой им плазмы по сравнению с обычным ракетным топливом в 16000 раз выше. Плазма проходит через МГД-канал, расположенный между обмотками магнита. По законам магнитодинамики в движущейся плазме возникает электрический ток, который, в свою очередь, возбуждает электромагнитное поле в специальном излучателе - диполе. С помощью диполя и происходит зондирование Земли.
Всего за несколько секунд МГД-установка развивает мощность в десятки миллионов Вт. И при этом обходится без громоздких систем охлаждения, которые были бы неизбежны при использовании традиционных источников излучения. Да и сама установка в несколько раз легче других видов электрогенераторов.
Впервые эффективность МГД-установки была проверена в конце 70-х годов в Таджикистане. Тогда в районе хребта Петра I ученые провели первые опыты по МГД-зондированию, стараясь уловить признаки приближающегося землетрясения. Сигналы мощной 20-мегаваттной установки «Памир-1» регистрировались на расстоянии до 30 километров от нее. Немного позднее МГД-установки были использованы для поиска нефтяных и газовых месторождений. Для начала был выбран достаточно известный нефтяной район - Прикаспийская низменность. Благодаря МГД-зондированию появилась еще одна возможность не только определить наличие нефтегазоносных слоев, но и четко оконтуривать месторождения. А ведь обычно для этого приходится бурить несколько дорогостоящих скважин.
Получив первые достоверные сведения о надежности МГД-способа, ученые не стали ограничиваться только разведкой в Прикаспийской низменности. Новый способ геофизической разведки недр был использован на Кольском полуострове, на шельфе Баренцева моря - в районах, имеющих мощные пласты осадочных пород, в которых обычно и прячется нефть. Анализ полученных данных показал, что залегание нефти здесь вполне вероятно.

Геофизических методов имеют на вооружении нефтеразведчики много. Однако, ни один из методов не дает стопроцентного указания на присутствие нефти. Вот и приходится использовать их в комплексе. Для начала обычно проводят магнитную разведку. Потом дополняют ее данными гравиметрии. Затем в ход идут методы электро- и сейсморазведки. Но даже этого зачастую бывает недостаточно для точного ответа. Тогда геофизические методы дополняют геохимическими и гидрогеологическими исследованиями.
Среди геохимических методов в первую очередь надо отметить газовую, люминисцентно-битуминологическую и радиоактивную съемки.

Газовая съемка была разработана в 1930 году. Было замечено, что вокруг любой залежи образуется как бы легчайший туман – так называемый ореол рассеяния. Углеводородные газы по порам и трещинам пород проникают из глубины Земли к поверхности, при этом растет их концентрация в почвенных водах и верхних слоях породы. Взяв пробу грунта и почвенных вод, нефтеразведчик с помощью чувствительного газоанализатора устанавливает повышенное содержание углеводородных газов, что и является прямым указателем близкого местоположения залежи.
Правда, чтобы такой способ работал достаточно надежно, необходимы приборы высочайшей чувствительности – они должны надежно обнаруживать один атом примеси среди десяти или даже ста миллионов других! Кроме того, как показывает практика, газовые аномалии могут быть смещены по отношению к залежи или же просто указывать на мелкие месторождения, не имеющей промышленной ценности.
Поэтому данный метод стараются дополнять, например, люминисцентно-битуминологической съемкой. Ее принцип основан вот на каком природном явлении. Над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе. И если пробу породы подставить под источник ультрафиолетового света, то битумы тотчас начинают светиться. По характеру свечения, его интенсивности определяют тип битума и его возможную связь с залежью.

Радиационная съемка основана на другом природном феномене. Известно, что в любом районе имеется так называемый радиоактивный фон - небольшое количество радиации, обусловленное воздействием на нашу планету космического излучения, наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов и т.д. Так вот, специалистам удалось обнаружить интересную закономерность: над нефтяными и газовыми залежами радиоактивный фон понижается. Например, для месторождений Южного Мангышлака такое понижение равно 1,5 – 3,5 мкКи/час. Такие изменения достаточно уверенно регистрируются существующими приборами. Однако этот метод находит пока ограниченное применение.

Классические методы разведки очень дороги: их среднемировая стоимость на поисковом этапе составляет 3000-5000 долларов на 1 км 2 Поэтому применяются другие, например геоморфологические методы разведки.

Коллектив учёных института геологии Российской академии наук открыл совершенно новый метод прогноза месторождений углеводородов и других ископаемых, названный термотомографией. Суть метода заключается в формировании трёхмерных моделей распределения тепловых потоков и температур, что дает возможность получить срезы геотермического поля практически на любой глубине и, следовательно, определить тот уровень, на котором имеются подходящие условия для образования углеводородов. Данный метод позволяет прогнозировать локализацию размещения месторождений и их глубину в первом приближении и за счет этого экономить на проведении поисковых работ миллионы долларов.

Идеологически этот способ начали разрабатывать в начале 2000-х. «Хорошо известно, что формирование газа, нефти и газоконденсата происходит при наличии вполне определённых условий, - рассказывает координатор проекта профессор Михаил Хуторской, завлабораторией тепломассопереноса института геологии РАН. - Так, для образования нефти необходим интервал температуры 110-140°С, газа - 150-190°С. Мы решили рассчитать, на каких глубинах имеется этот интервал температур. Согласно этим расчётам мы планировали составить достоверный прогноз залежей нефти, чтобы сказать нефтяникам: «Бурите здесь, пожалуйста, на глубину такую-то. Именно на ней начинается процесс катагенеза (то есть процесс преобразования органики в молекулу углеводорода)».

Тестировать верность своей гипотезы учёные решили в достаточно изученных геотермических районах: в акватории Баренцева моря. Первая построенная 3D-модель, протестированная здесь, показала, что известные углеводородные месторождения локализуются в пределах определенных термических куполов, которые оказались видны на трехмерных моделях. То есть нефть залегала точно в том диапазоне, который был рассчитан для геотермической аномалии.

Точно такое же совпадение получилось и на месторождениях Карского моря, Припятской впадине (здесь эксперименты проводились с коллегами из Белоруссии), Прикаспийской впадине, Северогерманской впадине (тестовые работы проводились совместно с немецкими учеными).

«В результате испытаний мы окончательно поняли, что наш метод годится в качестве поискового признака, - отметил Хуторской. - Если найден термический купол, это может являться признаком больших перспектив нефтегазоносности».

Проанализировав все обнаруженные закономерности, учёные решили заняться отработкой метода на перспективном, но не изученном районе - в акватории моря Лаптевых. Для этой территории была разработана своя 3D-модель, которая показала наличие 2-х термических куполов. Исходя из полученных данных, учёные обозначили район поиска в виде треугольника, в качестве вершин которого выступали остров Столбовой и устья двух рек - Яны и Лены. Согласно меркам нефтяной разведки, стоимость этого прогноза оказалась очень низкой - 300 тысяч рублей.

По словам Хуторского, главное преимущество разработанного коллективом термотомографического метода локализации нефтегазоносности состоит в его экономичности и по трудовым затратам, все о макияже и ресницах в одном месте и по стоимости. Активно используемые в поиске природных ресурсов геофизические методы поиска нефти и газа, например, разные способы сейсморазведки, неплохи для картирования нефтегазоносных структур, но не могут определить, что же находится на указанной глубине - нефть или же просто вода. Они нуждаются в совместном использовании с другими методами, к примеру, с глубинной геотермикой или геоэлектрикой. Использование нового метода дает возможность сэкономить десятки и сотни миллионов рублей за счет уменьшения объёмов буровых работ. Причем термотомография не требует проведения дополнительных измерений, а оперирует данными, имеющимися в мировой информационной базе данных тепловых потоков. Основываясь на этих данных, можно построить термотомографическую модель оценки нефтегазоносности практически для любой территории.

По итогам проведенного исследования российские учёные опубликовали десятки статей в ведущих зарубежных и российских журналах в своей отрасли. Немецкое издательство Springer Verlag оценило одну из этих статей как выдающуюся, поэтому она была включена в годовой обзор по геологии.

Но, как это обычно бывает, метод термотомографии, как и любые новые методы поиска нефти и газа, внедряется в практику не очень активно. На данный момент выполнено 2 хозяйственных договора с производственными организациями, функционирующими в Арктике; заинтересовавшийся поначалу «Лукойл» с ответом не спешит, поэтому пока не ясно, готова ли компания пополнить свой арсенал методов прогнозирования месторождений разработкой отечественных учёных.

Сами исследователи такой ситуацией не удивлены и объясняют низкий интерес к новой методике инерцией мышления руководителей крупных российских нефтяных компаний, которые чаще всего руководствуются простой логикой: чем больше вкладываешь средств, тем больше нефти получишь в итоге. Стимулов внедрять новые технологии у них отсутствуют. Поэтому учёным необходимо заниматься продвижением своего метода, чтобы разработка получила широкое применение на практике.