Группа учёных Геологического института РАН предлагает принципиально новый способ прогнозирования месторождений нефти, получивший название термотомографии. Суть его заключается в построении трёхмерных моделей распределения температур и тепловых потоков, что позволяет определить уровень земли, на котором существуют условия для образования молекул углеводородов. Этот метод дает возможность в первом приближении прогнозировать глубину и локализацию размещения месторождений.
Идеологически данный метод начал разрабатываться в начале 2000-х годов. «Известно, что фактически формирование нефти, газа и газоконденсата происходит при определённых температурных условиях, – поясняет координатор проекта, заведующий лабораторией тепломассопереноса Геологического института РАН профессор Михаил Хуторской. – Например, для образования молекулы нефти нужен интервал температуры от 110 до 140°С, газа – от 150 до 190°С. Мы поставили перед собой задачу рассчитать, на какой глубине в земной коре существует этот интервал температур. По этим расчётам мы планировали составить прогноз залежей углеводородов, чтобы потом чётко сказать нефтяникам: «Ребята, бурите, пожалуйста, на такую-то глубину. Именно там начинается процесс катагенеза (преобразования органического вещества в углеводородное)».
Проверять справедливость своей гипотезы сотрудники ГИН РАН начали в хорошо изученных в отношении геотермики районах, в первую очередь – в акватории Баренцева моря. Первая 3D-модель, опробованная на этой территории, показала, что уже открытые месторождения локализуются в пределах неких термических куполов, которые впервые стали видны на трехмерных моделях. Нефть залегала точно в диапазоне рассчитанной геотермической аномалии.
3D – Температурный плот Баренцевоморского региона (Т, °С)
Такое же совпадение было зафиксировано на месторождениях в Карском море, Прикаспийской впадине, Припятской впадине (на этом участке эксперименты проводились совместно с белорусскими коллегами), Северогерманской впадине (где работы велись вместе с немецкими исследователями).
«Мы поняли, что это поисковый признак, – говорит Хуторской. – Если имеется термический купол, то можно с уверенностью говорить о высоких перспективах нефтегазоносности».
Проанализировав выявленные закономерности, учёные отправились отрабатывать свою методику на перспективном, но менее изученном в поисково-разведочном отношении районе – акватории моря Лаптевых. Разработанная для этой территории 3D-модель показала наличие двух термических куполов в данном регионе. Исходя из этого, учёные очертили район поиска нефти в виде треугольника, соединяющего остров Столбовой и устья двух северных рек – Лены и Яны. Стоимость такого прогноза, по меркам нефтяной разведки, оказалась очень малой – всего 300 000 рублей.
По словам Михаила Хуторского, основное преимущество термотомографического метода оценки нефтегазоносности – в его экономичности, как по деньгам, так и по трудовым затратам. Активно применяемые в поиске полезных ископаемых обычные геофизические методы, в частности, разные вариации сейсморазведки, хороши для картирования локальных структур, однако они не дают чёткого ответа на вопрос, что находится на расчетной глубине – нефть или, к примеру, вода. Их необходимо дополнять другими методами, в частности, глубинной геоэлектрикой или геотермикой. Использование метода термотомографии позволяет экономить десятки миллионов рублей за счет сокращения объёмов поисково-разведочного бурения. К тому же он не требует проведения новых измерений, а оперирует информацией, которая содержится в мировой базе данных по тепловому потоку. Опираясь на неё, можно создать термотомографическую модель оценки нефтегазоносности для любой территории.
По результатам этого исследования учёные опубликовали десятки статей в российских и зарубежных журналах. Но, как и всё новое, метод термотомографии, разработанный относительно недавно, внедряется не очень активно. Выполнено два хоздоговора с производственными организациями, работающими в основном в Арктике; заинтересовавшийся было «Лукойл» пока не дал ответа, готов ли он пополнить свой арсенал методов прогнозирования разработкой российских учёных.
Сами исследователи объясняют невысокий интерес к новой методике инерцией мышления руководителей крупных нефтяных компаний, которые, как правило, руководствуются логикой: чем больше вложишь денег, тем больше получишь нефти. Стимулов заниматься внедрением новых технологий у них нет. Поэтому учёным придётся прикладывать немало усилий для того, чтобы их разработка получила применение на практике.
Получит ли дальнейшее развитие базирующийся исключительно на биогенной модели метод прогнозирования месторождений УВ? Поживем – увидим.
Издательско-выставочный центр ВСЕГЕИ
Источник: http://www.strf.ru/material.aspx?CatalogId=21731&d_no=43623
