Методы поиска нефти и газа

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.