Введение. Низкая эффективность геофизических методов поиска углеводородов и дороговизна буровых поисковых работ, особенно при больших глубинах бурения, требуют совершенствования оперативных дистанционных способов геологоразведки. Комплексирование различных геофизических, нетрадиционных и аэрокосмогеологических способов позволяет повысить вероятность определения границ контуров скрытых залежей (до 40—60%), что улучшает результативность бурения [1]. Однако получение дистанционными способами поиска важнейших геологических характеристик пород коллекторов (типа и пористости), полезных мощностей УВ горизонтов и эффективных площадей аномалий остается сложной задачей, что затрудняет принятие решения на бурение скважин [2, 6]. В настоящее время проходят опытную апробацию несколько дистанционных способов геологоразведки в России, Украине, Канаде и др. странах. Ни один из этих способов геологоразведки, а также существующие дистанционные методы зондирования Земли из космоса не могут определить пористость пород-коллекторов, полезные мощности коллекторов и эффективные площади углеводородных (УВ) аномалий.
Специалистами НИЛ ЯХИ СевГУ предложен способ получения этих характеристик с помощью резонансно-тестовой аппаратуры геофизического комплекса «Поиск», при котором используются данные ДЗЗ и результаты измерений мобильной дистанционной полевой аппаратурой (вес до 80 кг).
Методика применения дистанционного геоголографического комплекса «Поиск» для обнаружения и оконтуривания углеводородных месторождений подробно изложена в монографии [1], а также в статьях [5,6,7].
В основе способа дистанционного глубинного определения нефтяных участков и типов пород нефтенасыщенных коллекторов с помощью полевой аппаратуры комплекса «Поиск» лежит применение генераторов СВЧ-излучений гигогерцовой частоты для резонансного возбуждения атомов веществ в нефтепроницаемых породах и атомов металлов, которые содержатся в различных типах нефти [1, 6, 9, 10].
Дистанционная идентификация (распознавание) нефти и нефтепроницаемых пород в недрах Земли до глубин 6000 м с помощью указанного комплекса выполняется с использованием резонансных явлений веществ при воздействии радиочастотных излучений на атомы элементов (ЯМР-спектроскопия), входящих в состав конкретного вида нефти или различных типов пород. Для посылки радиочастотных резонансных излучений на большие глубины применяются генераторы СВЧ-излучения гигогерцовой частоты с вращательным электромагнитным полем в энергетическом канале излучения. На рабочую частоту СВЧ-генератора модулируются частотные резонансные спектры атомов реперных химических элементов (Ni, V, C, P, S и др.) и информационно-энергетические спектры (интегральные спектры) образцов проб нефти и пород-коллекторов различной пористости [1, 6, 10]. Резонансные спектры (ЯМР-спектры) атомов металлов, входящих в состав идентифицируемых веществ и выбранных в качестве реперных элементов, записываются на установках ЯМР в частотном диапазоне от 60 до 250 МГц. Непосредственно с образцов проб различных марок нефти записываются резонансные информационно-энергетические спектры веществ (интегральные спектры) с помощью высокочастотных блоков резонансно-тестовой аппаратуры, входящей в состав комплекса «Поиск» [1, 6, 7, 11, 12].
Информационно-энергетические спектры идентифицируемых веществ переносятся на рабочие магнитные носители («рабочие матрицы»), а атомные спектры металлов — на «тестовые» матрицы и используются для резонансного возбуждения этих веществ в недрах Земли (до глубин 6 км) путем воздействия на них модулированных сигналов СВЧ-генератора [1, 2, 3, 11, 12]. Набор «реперных» металлов, входящих в состав различных марок нефти, был ранее изучен российскими и украинскими учеными [9, 10]. Для установления реперных элементов в нефти использовался нейтронно-активационный метод определения концентрации металлов и неметаллов в них. Элементный состав образцов и амплитуды их интегральных спектральных характеристик (информационно-измерительных спектров) записывались в банк данных стационарного комплекса «Поиск» и использовались в качестве распознавательных признаков углеводородов и пород-коллекторов различной пористости, залегающих на глубинах до 6000 м [8, 13].
Для настройки аппаратуры и подтверждения дистанционного обнаружения, идентификации разновидностей нефти («светлая», «густая», «запечатанная») и пород-коллекторов перед началом полевых работ в лабораторных условиях проводятся испытания стационарной и переносной аппаратуры комплекса «Поиск» по избирательной регистрации образцов нефти и образцов пород (нефтеносных коллекторов) с различных расстояний (25м и 50м). При этом путем регулирования порога чувствительности измерительной аппаратуры добиваются избирательной идентификации каждого реперного элемента или типа проб нефти и пород, расположенных вплотную друг к другу (для подтверждения отсутствия взаимного влияния) [6].
Основания для проведения исследований. В течение нескольких лет испытания аппаратуры комплекса проводились на известных месторождениях нефти и газа в Крыму (Татьянинское газоконденсатное месторождение, 2006 г.) [3] и на шести известных нефтяных скважинах Владиславского месторождения (Крым, 2007 г.) [4]. Опытные исследования подтвердили высокую результативность поисковых работ по оконтуриванию и измерению глубин залегания углеводородных коллекторов.
В 2009 г. проведена экспертиза дистанционного способа поиска нефти и газа на территории США (штат Юта) с привлечением независимого госарбитра г.Юта. Были выделены пять участков, каждый площадью 25 км2 (5×5 км). Данные участки в течение пяти лет были детально обследованы традиционными способами разведки (сейсмика, электроразведка, магниторазведка и др.) и оценены все как перспективные для разработки. Однако по результатам бурения были вскрыты 2-а нефтяных месторождения на двух участках, и на одном – непромышленное месторождение газа. Еще на одном из участков (№ 1) в это время выполнялось бурение на глубине 2,5 км. Результаты обследования 10-ти участков с помощью аппаратуры дистанционного комплекса «Поиск» точно совпали с результатами бурения, в том числе и на участке №1 (по завершению его бурения) [5].
В 2008 г. были успешно завершены работы в соответствии с «Программой-6» Минтопэнерго Украины: «Дистанционное исследование скоплений природного газа и газового конденсата в границах Новоконстантиновского месторождения урановых руд» (шифр «Газ»). В результате работы идентифицированы крупные скопления газа и газового конденсата под Новоконстантиновской уранорудной зоной, определены конкретные границы и примерные объемы скоплений газа на глубинах 2350–2450 м и газового конденсата на глубинах 2450 – 2550 м. Установлено, что поступление газа и газового конденсата к урановым рудным телам происходит по глубинному секущему разлому. Затем были выполнены работы по подтверждению скоплений углеводородов с помощью традиционных методов геологоразведки (июль 2009 г.) и бурением. Данные подтвердили наличие углеводородных залежей в субмеридиональных зонах интенсивного дробления пород, расположенных ниже урановорудных тел, чем подтверждена высокая результативность обнаружения УВ аномалий в различных геологических структурах.
Объекты изучения, задачи исследования и методика работы. Прогнозно-геологические исследования выполнялась по заказу коммерческих компаний и инвестиционных компаний в Крыму (экспертиза скважин на известном Татьянинском газоконденсатном месторождении), на Украине (изучение газовых скоплений на шахтном поле угольной шахты им.Засядько), в России (аналогичные работы на 6-ти угольных шахтах УК «Заречная»), в США (изучение аномалий сланцевого газа в шт. Техас и нефтяного участка в шт. Юта), в Индонезии (нефтегазовый блок «Брантас» на 5-ти участках (S=3 500 км2), из них 3-и – на шельфе), в Австралии (блок Купер РЕЛ-105 (Cooper), площадью более 1 100 км2), в Крыму (заказу «Черноморнефтегаз», РФ) на месторождении «Поворотное», 2014 г..
На первом этапе работы выполнялись с применением средств дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) путем расшифровки космоснимков по авторской технологии [1, 10, 11, 12].
При этом идентифицировались типы углеводородной аномалии (нефтяная, газовая, нефтегазовая), определялись границы контуров аномалий, примерные глубины залегания углеводородных коллекторов в аномалиях.
В период полевых работ (IIой этап) мобильной аппаратурой, установленной на автотранспорте (или плавсредствах) выполнялись измерения по определению следующих характеристик залегания углеводородов в аномалиях:
— контуры эффективных площадей аномалий, глубины залегания (до 6000 м)
углеводородных коллекторов в точках измерения на глубинных геологических разрезах;
— полезные мощности коллекторов, типы пород углеводородных коллекторов и их примерная пористость (от 5% до 20%);
— контуры углеводородных ловушек (не более 2-х на аномалии);
— давления газа в аномалиях;
На основе этих данных производился выбор точек под бурение скважин и подсчет прогнозных объемов запасов в углеводородных аномалиях.
По материалам отчета Заказчик проверял результаты работ путем сравнения их с имеемыми у него данными сейсмики (при их наличии) или проводил дополнительные исследования традиционными методами геологоразведки вблизи точек выбранных под бурение. Затем выполнялись буровые работы по вскрытию аномалий и окончательная оценка результатов работ.
Главными целями работ являлись:
- Определение типа пород углеводородных коллекторов и их пористости в выявленных УВ-аномалиях;
- Выбор точек под бурение скважин в углеводородных ловушках, обеспечивающих гарантированный промышленный дебит скважин.
- Определение эффективной площади углеводородной аномалии, расположенной в геологической структуре с требуемой пористостью пород-коллекторов (>7%).
Методика выполнения работ:
- I этап. Определение УВ аномалий с помощью средств ДЗЗ путем расшифровки космических фотоснимков стационарной аппаратурой с применением радиационно-химических технологий (визуализация границ контуров аномалий). Выбор перспективных аномалий для детального обследования.
- II этап. Полевые работы:
а) уточнение границ контуров аномалий и выделение эффективных площадей;
б) измерение глубин залегания и мощностей УВ-коллекторов в точках, расположенных на геологических разрезах;
с) идентификация пород-коллекторов и определение их пористости;
д) определение границ УВ-ловушек;
е) подсчет прогнозных запасов УВ;
ж) выбор точек под бурение скважин.
- Подтверждение результатов традиционными методами геологоразведки вблизи выбранных точек под бурение скважин, затем бурение поисковой скважины и оценка результатов.
Расшифровки космических фотоснимков проводились с применением ра-
диационно-химических технологий [1, 5, 6, 7, 13] путем визуализации границ (контуров) участков с углеводородными аномалиями. Эти границы уточнялись в полевых условиях с использованием мобильной аппаратуры и приемников GPS и затем наносились на карту района поиска. Данный способ оконтуривания подобен существующим аэрокосмическим способам дистанционного зондирования земли (ДЗЗ), однако вероятность идентификации типов пород коллекторов и углеводородных аномалий с помощью полевой аппаратуры комплекса «Поиск» резко возрастает (до 95-97 %) [5, 6, 11, 12, 13].
В полевых условиях модулированный сигнал с помощью узконаправленной антенны от высокочастотного блока СВЧ-генератора через энергетический или «ионизационный» канал направляется под определенным углом вглубь Земли для дистанционного резонансного возмущения атомов реперного элемента либо всего идентифицируемого вещества, залегающего на глубинах до 6000м [1, 5, 6, 7, 11]. При этом над участком месторождения возникает слабое высокочастотное электромагнитное поле, характерное для каждой разновидности нефти и пород. Каждое характерное электромагнитное поле последовательно регистрируется чувствительным прибором-приемником, настроенным на резонансную частоту конкретного атома реперного элемента или интегрального спектра вещества (нефть, порода-коллектор), что обеспечивает их избирательную идентификацию на различных глубинах [1]. Глубина залегания коллектора измеряется путем геометрических расчетов по тангенсу угла наклона антенны и измеренному катету, т.е. расстоянию от генератора до оконечности аномалий (Рис.-1, Рис.-2).
Результаты работ. Во всех случаях в качестве распознавательных признаков разновидностей нефти был принят количественный состав реперных металлов в них, а для надежности идентификации «запечатанной» нефти или «непромышленной» аномалии использовались 4 дополнительных параметра: а) отсутствие газовой шапки в нефтеносном коллекторе; б) тип породы нефтяного коллектора; в) величина пористости пород; г) отсутствие динамики движения пластовых флюидов к нефтяной аномалии. Непромышленная газовая аномалия определялась по типу пород газонасыщенных коллекторов и их низкой пористости, а также по низкому давлению газа и значительной мощности эффективного коллектора.
Для идентификации типов пород нефтеносных коллекторов были изучены наиболее часто встречающиеся породы с повышенной нефтегазопроницае-мостью — барьерный риф, конгломераты, крупно- и мелкозернистый песчаники, трещиноватые известняки, алевролиты, галечные отложения и обломочные кристаллические породы. Процентное содержание металлов и специфических (реперных) элементов в каждой породе значительно разнятся, что обеспечивает
их избирательную идентификацию [1, 5, 6].
При идентификации пластов с подвижной нефтью мощность газовой шапки составляла от 15 м до 5 м (давление газа в ней от 20,0 до 40,0 МПа). Это надежно регистрировалось в точках измерения вблизи известных скважин в Монголии, район Торхом (Bloch X South Torhom), США (шт. Юта, г.Орем), а также на нефтяном полигоне Украины (Крым), в Индонезии (блок «Брантас», на 3-х скважинах) и в Австралии (Блок Купер, скв.Пири-1) [3, 4, 6, 7].
Давление газа в газовых аномалиях и в газовых шапках нефтяных коллекторов определялось с применением резонансно-тестовой аппаратуры и по распознавательным спектрам образцов проб газа, записанным на «тестовые» матрицы при различных давлениях газа в пробах (набор тестов составлял от 5,0 МПа до 60,0 МПа с интервалом давлений 2,5 МПа).
|
Рисунок 1. Способ оконтуривания участка и определение глубин залегания горизонтов нефтяных проявлений с помощью полевой резонансной ЯМР-аппаратуры комплекса «Поиск»: l1t l2 — расстояние от генератора СВЧ до дальней и ближней линий приемников; а, b — размеры (площадь) залежей; h1t h2 — глубина залегания верхней и нижней частей залежей; Ph = h2-h1— мощность горизонта залежей
Дистанционная регистрация полевой аппаратурой основных типов нефтепроницаемых пород позволяет получить первичные данные о примерных величинах коэффициентов эффективной пористости пород-коллекторов, необходимых для экспресс-оценки запасов нефти, и для подтверждения гарантированных притоков в нефтяных скважинах. Рекомендованные точки под бурение скважин выбирались в углеводородных ловушках.
Глубины залегания полезных горизонтов и их мощности определялись по ранее разработанному способу [1, 6, 7] (рис. 1). При этом сигнал узконаправленной антенной направлялся в Землю под углом 1°. Глубина рассчитывалась по величине тангенса угла и расстоянием от генератора до известных границ контуров аномалий. Максимальная амплитуда приемного сигнала принималась над участком непосредственного попадания сигнала в аномалию (Рис.2).
Углеводородные ловушки определялись по резкому изменению глубин залеганий и увеличению мощностей пластов. С помощью данного способа отработаны: а) построение глубинных профилей с шагом измерения 150—200 м; б) приемы дистанционного построения глубинных колонок с детальными параметрами эффективных горизонтов при углах наклона антенны 2°, что позволило определить конкретные участки в коллекторе горизонта с подвижной (извлекаемой) нефтью (по максимальным амплитудам сигнала на конкретном интервале глубин).
Рисунок 2. Изменение амплитуды сигнала приемника при резонансном возбуждении нефтяного участка на глубине ~3760 м. L- расстояние от места установки генератора до приемника сигналов
Таким образом, получена возможность построения глубинных профилей (2Д) и глубинных колонок в точках, выбранных под бурение скважин. На глубинных колонках участка (рис. 3) отмечены мощности полезных горизонтов с подвижной нефтью (из которых возможно получить промышленные притоки в скважинах), они значительно меньше мощности нефтенасыщенных пород коллектора.
Одни из важных параметров для оценки притоков в нефтяных скважинах – динамика миграции пластовых флюидов к нефтяному коллектору и пути их миграции к аномалии и от нее. Динамика миграции углеводородов определялась по амплитуде сигнала приемника, направление миграции – путем серии заме-
h1 пористость
пород-коллекторов >10%
пористость
пород-коллекторов <5%
h2 пористость
пород-коллекторов >7%
пористость
пород-коллекторов <5%
Рисунок 3. Глубинная колонка в точке измерения (шт.Юта, США).
Общая мощность нефтяных пластов H=h1+h2=70м;
суммарная мощность нефтенасыщенных пород – 140м
ров (6-кратных) в одной точке. При этом антенна прибора устанавливалась под углом 15° и при каждом замере разворачивалась на угол 45°. Принималось, что максимальная амплитуда резонансного сигнала в точке измерения указывает на миграцию углеводородов по направлению к оператору, минимальная – на миграцию от оператора, совпадающую с направлением антенны прибора. Ошибка в определении направления миграции углеводородов может составлять ±15–20°. Эти данные важны при определении «разуплотненных» (трещиноватых) зон в породах, что позволяет затем осуществлять поиск нефтяных линз в этих зонах.
Пример определения и учета путей миграции углеводородов при выборе точек под бурение скважин на Татьянинском газоконденсатном месторождении показан на рис. 4. Видно, что максимальные притоки в газовых скважинах и в скважинах с газовым конденсатом можно получить, если скважины находятся в границах соответствующих «миграционных потоков флюидов» (в границах пористых пород коллекторов – песчаника среднезернистого) Это подтверждается притоками в пробуренных скважинах [4]. Затем это было подтверждено на всех выполненных работах.
Очевидно, зная границы пористых пород-коллекторов, можно правильно выбрать точки под бурение скважин для вскрытия углеводородного месторождения.
Полученные данные регистрации всех параметров с помощью дистанционной полевой аппаратуры позволяют рассчитать (экспресс-оценка) объемы извлекаемых запасов с ошибкой 30–40 %, а также существенно повысить результативность бурения (95–9%).
Экспресс-оценка пригодности для промышленной разработки участка залежи производится путем подсчета прогнозных запасов по известным формулам. Данные о площадях углеводородных аномалий берутся с карты района поиска. При этом в расчет берется только эффективная площадь аномалии, расположенная в той части геологической структуры, где пористость пород коллекторов составляет >7÷10%. Этим достигается более реальный подсчет прогнозных запасов углеводородов в аномалиях. Глубину залегания продуктивных горизонтов (нефтяных пластов) определяют по глубинным срезам и глубинным колонкам каждого горизонта. Остальные поправочные коэффициенты усредняются в зависимости от того, какие типы нефтегазоносных пород идентифицированы в коллекторах. При наличии геологических данных (кернов), полученных на ближайших площадях к обследуемому району, значительно упрощается экспресс-оценка запасов залежей, так как данные о нефтенасыщенности коллекторов становятся более достоверными.
Способ дистанционного поиска с использованием аппаратуры комплекса «Поиск» можно применять в комплексе с геофизическими и другими способами разведки и выявления нефтенасыщенных коллекторов, например, с геоэлектрическими методами «прямых» поисков [1, 6, 7] или сейсмикой.
Рисунок 5. Контуры геоэлектрических аномалий АТЗ и границы газопроницаемых «каналов» на топографической карте участка горного отвода угольной шахты им.А.Ф.Засядько [17]
Результаты экспертизы скважин на Татьянинском газоконденсатном месторождении показаны на рис.4. Доказано, что в «ловушке» имеются зоны повышенной пористости пород коллекторов (в виде 2-х «потоков» на разных глубинах). Скважины, попавшие в эти зоны повышенной миграции газа – дают промышленные притоки газа, а остальные не имеют промышленного значения.
Несколько работ выполнено с совместным использованием двух комплексов – дистанционной аппаратуры «Поиск» и геоэлектрической аппаратуры Института прикладных проблем экологии, геофизики и геохимии (ИППЭГГ НАН Украины) (Украина – газ, газовый конденсат (шахта Новоконстантиновская); газ, нефть – шахтное поле угольной шахты им. А.Ф.Засядько; Монголия – нефть, газ (блок X South Torhom) [6, 7, Рис.5].
Выполненные работы показали большую перспективу поисковых работ при комплексировании двух способов дистанционного поиска, разработанных НАН Украины, СНУЯЭиП и традиционного поиска [8].
При обследовании шахтного поля угольной шахты им.Засядько (рис.5) было установлено, что ее пересекают с запада на восток 3-и геологических разлома «канала» с повышенным давлением газа в них и один с севера на юг [8].
Вертикальные газопроницаемые участки («столбы разуплотнений пород» по вертикали) находились за пределами шахтного поля (за 1÷1,5 км до ее границы) и располагались на каждом из 3-х разломов («каналов»). По всем «каналам» происходила миграция газа с запада на восток, что обеспечивало определенное давление газа в каждом канале.
Рисунок 6. Глубинный разрез 035-036 газоносного канала в шахтном поле угольной шахты
Ширина «каналов» составляла от 40 до 80 м. В каждом «канале» имелось по 4-е газопроницаемых горизонта, представляющих трещиноватый среднезернистый песчаник (пористость >12%), залегающий в каждом канале на глубинах от 410 м до 1690 м. Мощности газоносных горизонтов составляли от 20 до 80 м, избыточное давление газа в горизонтах (в зависимости от глубин) составляли от 16 кгс/см2 (верхний горизонт от 160 кгс/см2 (нижний горизонт). Газовые горизонты располагались под угольными пластами. Основной источник газа с высоким давлением находился за пределами шахтного поля (в 5-ти км от него). Газ от него к шахтному полю поступал по 3-ём разломам пересекающим шахтное поле. Причем распределение газа в «канале» под угольные пласты происходило от нижнего горизонта (1690 м) с высоким давлением газа (230 кгс/см2) к верхнему горизонту (16 кгс/см2) по общему газопроницаемому вертикальному участку «столбу» с глубины 1690 м до глубины 410 м (рис.6) .
Рисунок 7. Границы выявленных аномалий газа на территории горных отводов угольных шахт Полысаевская, Заречная, Октябрьская и Сибирская (S=99 км2)
На расстоянии ~5 км западнее шахтного поля была выявлена крупная газоносная залежь (диаметром ~4 км) с давлением газа в ней 350 кгс/см2, от которой брали своё начало «каналы» поступления газа под угольные пласты. По мере приближения к шахтному полю давление газа в газоносных коллекторах снижалось (дросселируется до 230 кг/см2). Анализ мест аварий на шахте с взрывом метана (и гибелью людей) показал, что взрывы происходили при разработке угольных пластов над газоносными «каналами» (разломами) с высоким давлением газа в них (>50 кгс/см2).
Пробуренная скважина в северном газовом «канале-1» во всех 4-х горизонтах подтвердила наличие притоков природного углеводородного (а не «угольного») газа с соответствующими давлениями газа, значительно превышающих (Р4³160 кгс/см2) давления газа в угольных пластах (обычно 5-10 кгс/см2). Т.о. данные дистанционного определения параметров газовых «каналов» (коллекторов), глубины их залегания и давление газа в них были подтверждены.
Следовательно, если пробурить дегазирующие скважины непосредственно в вертикальных газопроницаемых «столбах» или в «каналах», то это резко снизит общее давление подходящего газа к шахтному полю, а значит улучшится обстановка под угольными пластами по всему шахтному полю.
|
Рисунок 8. Глубинный профиль газового участка №1Г на шахтном поле.
(шахта «Заречная», Россия)
Газ из такой скважины с промышленным притоком и давлением 160 кг/см2 выгодно использовать на технические нужды города, а не дегазировать его в ОС. Аналогичная картина была выявлена на нескольких Российских шахтах (рис.7, рис.8). Были даны рекомендации по бурению дегазационных скважин в газоносных «коллекторах» с высоким давлением газа, позволяющие значительно снизить газовую опасность на всем шахтном поле.
Выполненные аналогичные работы на 5-ти угольных шахтах России подтвердили подобную ситуацию по наличию нескольких «каналов» поступления газа с высоким давлением газа > 350 кг/см2 под угольные пласты от источников, залегающих на больших глубинах и расположенных за пределами шахтных полей.
Рисунок 9. Космический фотоснимок с автомобильными маршрутами обследования углеводородных аномалий с помощью полевой аппаратуры
Высокие давления газа под угольными пластами регистрировались на глубинах ³500 м. Скопления газа с высоким давлением (>50 кг/см2) представляет большую опасность при проведении горных работ, т.к. при вскрытии угольных пластов вблизи таких скоплений происходит мгновенный выброс больших объемов газовой смеси в воздушно-кислородную среду штрека, что приводит к объемному взрыву с большой разрушительной силой.
Работы, выполненные при обследовании 5-ти участков блока Брантас (Индонезия) подтвердили, что углеводородные аномалии могут занимать не всю площадь перспективной геологической структуры (которую хорошо идентифицирует сейсмика), а лишь ту ее часть, в которой породы коллекторов имеют высокую пористость (>10÷12%). Это подтвердили 16-ть неуспешных (пустых) буровых скважин, выполненных ранее Заказчиком в углеводородных ловушках (по данным сейсмики) и 3-и успешные буровые скважины (2-е нефтяные и одна газовая), выполненные в аномалиях с породами коллекторов пористостью15-25%. Это позволило, на основании результатов измерений с применением полевой аппаратуры дистанционного комплекса «Поиск», получить новые данные по выбору точек под бурение скважин на участках суши и шельфе, а также выполнить подсчет прогнозных запасов нефти и газа (рис.9).
Заслуживают внимания работы по исследованию особенностей залегания сланцевого газа на участке (>120 км2) в штате Техас (США).
Рисунок 10. Границы выявленных нефтяных и газовых аномалий на сланцевом участке блока №1 штат Техас (США)
Рисунок 11. Нефтегазовая аномалия на участке Pel 105 c указанием скважины Пири-1 (Австралия)
Данное исследование показало, что скопление сланцевого газа происходит только по пористым (разломным) зонам и имеет миграцию газа к сланцам от крупных газовых месторождений с большим давлением газа. (Рис. 10).
Результаты работ были подтверждены бурением скважины в выявленной аномалии, которая вскрыла газовую залежь на глубине 3,5 км с давлением газа 620 кг/см2 (~65 МПа) в точке 1.
Рисунок 12. Границы эффективных площадей нефтяных аномалий
с пробуренными скважинами (Ковенант, штат Юта, США)
Выполненные работы в 2013 году с помощью дистанционной аппаратуры «Поиск» на участке Купер РЕL-105 (Австралия) по исследованию участка и нефтегазовой ловушки (выявлена по результатам сейсмики) позволили подсказать, что выявленная нефтегазовая аномалия и ловушка являются неперспективными для промышленной разработки, т.к. породы коллекторов в 3-х горизонтах (в 2-х газ и в одном — нефть) имеют низкую пористость (5-7 %). Было предложено Заказчику отказаться от запланированного бурения скважины «Пири-1». Однако Заказчиком была пробурена скважина «Пири-1» в точке, выбранной по результатам сейсмики (в УВ-ловушке), в которой геологами прогнозировались высокие объемы запасов нефти и газа. Результаты бурения подтвердили низкую пористость пород-коллекторов (~7%), что не позволяет получить промышленные объемы нефти и газа. Скважина была закрыта, Заказчик понес финансовые потери ~ 10млн.дол.США (Рис.11).
Аналогичные работы проверки эффективности аппаратуры комплекса «Поиск» при исследовании участка площадью 160 км2 в шт.Юта (США, 2013 год) позволили изменить решение Заказчика по выбору точек бурения 2-х скважин в нефтяных аномалиях, имеющих низкую пористость пород коллекторов (Рис.12). Новые точки бурения рекомендованы в нефтяных ловушках, которые дополнительно подтверждены сейсмически профилями, а также в которых измерена пористость пород коллекторов (>15%) полевой аппаратурой дистанционного комплекса «Поиск» (Рис.13).
Рисунок 13. Геологический разрез южный нефтяной аномалии с точками бурения на месторождении Ковенант, (штат Юта)
Перечисленные исследования углеводородных аномалий подтверждают высокую результативность геолого-прогнозных работ с применением средств ДЗЗ и полевой аппаратуры дистанционного резонансно-тестового комплекса «Поиск».
Выводы.
- Опытные и практические поисковые работы, выполненные с помощью полевой аппаратуры дистанционного комплекса «Поиск», подтверждают ее высокую результативность для дистанционной идентификации, оконтуривания и получения первичных геологических и геофизических характеристик коллекторов, необходимых для экспресс-оценки пригодности к промышленному освоению выявленных залежей углеводородов или выбору точек под размещение буровых скважин с гарантированным притоком углеводородов.
- Возможность определения полевой аппаратурой важных геологических характеристик залегания углеводородных горизонтов (глубина, мощность, давление газа, температура, направление миграции флюидов, тип пород-коллекторов и их пористость) существенно облегчает принятие решения о дальнейшем проведении детальных исследований выявленных участков с помощью традиционных геофизических методов, а также для выбора точек под буровые поисковые скважины.
- Комплексирование аэрокосмических, традиционных и нетрадиционных методов поиска углеводородов может существенно снизить финансовые риски поисковых буровых работ, особенно на больших глубинах, что создает коммерческую привлекательность нефтегазоразведки.
- Результаты исследований газовых скоплений под угольными пластами позволяют определить дополнительные меры по обеспечению газовой безопасности шахт, исключающих объемные взрывы.
Список литературы:
- Пухлий В.А., Пухлий Ж.А., Ковалев Н.И. и др. Ядерно-магнитный резонанс. Теория и приложения. – Севастополь, 2010. – Гл. XI. – С. 610.
- Ковалев Н.И., Филимонова Т.А., Гох В.А. и др. Оценка возможностей использования дистанционных технологий поиска полезных ископаемых при освоении углеводородных ресурсов на шельфах. Оптика атмосферы и океана (Материалы III Всерос. конф. «Добыча, подготовка, транспортировка нефти и газа», г. Томск, 20–24 сент. 2004 г.). – Томск: Ин-т оптики атмосферы СО РАН, 2004. – С. 67–70.
- Акт испытания аппаратуры комплекса «Поиск» на 6 известных скважинах в Феодосийской зоне. – Севастополь: СНУЯЭиП, 2007.
- Отчет по испытанию комплекса «Поиск» на Татьянинском газоконденсатном месторождении. – Севастополь: СНУЯЭиП, 2006.
- Ковалев Н.И., Гох В.А., Солдатова СВ. и др. Использование дистанционного геоголографического комплекса «Поиск» для обнаружения и оконтуривания углеводородных месторождений. Геоинформатика.– 2009. –№ 3. – С. 83-87.
- Ковалев Н.И., Солдатова С.В., Иващенко П.Н. и др. Опыт практического использования аппаратуры комплекса «Поиск» по определению границ нефтегазоносных участков и выбор точек под бурение скважин. Геоинформатика, 2010 г., №4, стр. 46-51.
- Ковалев Н.И., Солдатова С.В., Иващенко П.Н. и др. Исследование особенностей залегания газовых залежей в сланцевых породах с применением аппаратуры дистанционного комплекса «Поиск». Геоинформатика, 2011 г., №3.
- Ковалев Н.И., Пухлий В.А., Солдатова С.В. О механизме образования объемных взрывов и детонации углеводородных газов в угольных шахтах, Сборник Международной Научно-практической конференции, 31 января 2014 г., г.Уфа, стр.153-162.
- Антипенко В.А. Металлы в нефтях. Нефтехимия. — 1999. — № 6.
- Шнюков Е.Ф., Гожик П.Ф. Ванадий и никель в природной нефти Азии, Африки, Европы и Америки. Докл. НАН Украины. — 2007. — № 3.
- Пат. Украины, №35122 от 26.08.2008 г. Способ поиска залежей полезных ископаемых; №55916 от 27.12.2010 г.; №62840 от 12.09.2011 г.; №62841 от 12.09.2011 г.; №62841 от 12.09.2011 г.; №67648 от 27.02.2012 г.; №67649 от 27.02.2012 г.
- Пат. РФ, № 227-2305 от 20.03.06 г. «Способ разведки полезных ископаемых», Гох В.А. и др., Европейский патент (Швейцария) №2007А000247 от 28.05.2008 г.
- Ковалев Н.И., Акимов А.М. и др. Использование дистанционного геофизического комплекса «Поиск» для обнаружения различных полезных ископаемых и определение путей миграции радионуклидов и токсичных веществ из хвостохранилищ предприятий ЯТЦ. Экология и атомная энергетика, 2009 г., №1, стр. 64-67.[schema type=»book» name=»ОПЫТ ПРОГНОЗНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ УГЛЕВОДОРОДНЫХ АНОМАЛИЙ С ПОМОЩЬЮ ДИСТАНЦИОННОЙ РЕЗОНАНСНО-ТЕСТОВОЙ АППАРАТУРЫ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА «ПОИСК»» description=»Рассматривается опыт использования аппаратуры комплекса глубинного зондирования недр Земли «Поиск» для дистанционного поиска и оконтуривания прямым методом участков углеводородных залежей на глубинах залегания до 6000 м. С помощью аппаратуры комплекса «Поиск» отрабатывались методики идентификации, оконтуривания и предварительной экспресс-оценки пригодности для промышленной разработки выявленных месторождений углеводородов путем измерения дистанционной аппаратурой глубин залегания углеводородных коллекторов, их пористости, а также пород в них. Практические работы подтверждают возможность применения разработанного дистанционного поиска для идентификации типов углеводородов и характеристик пород-коллекторов до начала бурения. Это обеспечивает эффективный выбор точек под бурение результативных разведочных скважин на глубинах до 6 км.» author=»Ковалев Николай Ильич, Белявский Георгий Алексеевич, Пухлий Владимир Александрович» publisher=»БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА» pubdate=»2017-03-07″ edition=»ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_27.06.2015_06(15)» ebook=»yes» ]