ЗАО "ВЭИ ГЕО"
Коммерциализация научных разработок

НА РУССКОМ ЯЗЫКЕ

Главная

Геолокация

Электроразведка

Истра Минигэс Дефектоскоп
Судан Лаос РусГидро Гайана Дагестан Дагнефть 
Вьетнам Мозамбик Филиппины Буркина-Фасо Танзания Археология
Лукойл Гвинея Конвективная сушка Армения Бурятия Озонирование

РЕСПУБЛИКА ДАГЕСТАН
Выбор площадок для поиска углеводородов методом электромагнитной разведки FTEM-3D (ВРЭ-ВП)

ПРЕАМБУЛА

Все материалы получены из открытых официальных источников и материалов, подготовленных к совещаниям по проблемам нефтекомплекса республики Дагестан.

 

Согласно официальной информации, потенциальные запасы нефти и газа в республике Дагестан достаточно велики и составляют: нефти с конденсатом – 509,3 млн. тонн, из них на суше - 169,3 млн. тонн; естественного газа – 877,2 млрд. куб. м, из них на суше 337,2 млрд. куб. м.

В первом полугодии 2013 года в Дагестане наблюдается снижение добычи нефти и газа, сообщает Министерство промышленности и энергетики республики.

"По сравнению с аналогичным периодом прошлого года добыча нефти сократилась на 11,8% - до 84,7 тыс. тонн, добыча газа на 2,8% - до 155,3 млн. куб. метров. Основная причина - высокий уровень истощения и обводненности действующих и отсутствие ввода новых скважин, вследствие непроведения геологоразведочных работ", - говорится в сообщении министерства.  

На 1 января 2008 года промышленные запасы ОАО «НК «Роснефть-Дагнефть» составляли 4,152 млн. тонн нефти (с конденсатом) и 2,179 млрд. кубометров газа.

Запасы ОАО «НК «Роснефть-Дагнефть» и ОАО «Дагнефтегаз» на 1 января 2009 года (по классификации SPE-PRMS, DeGolyer & MacNaughton) имеют следующую структуру: доказанные запасы нефти - 8 млн. баррелей (1,09 млн. т.), вероятные запасы - 13 млн. баррелей (1,77 млн. т.), возможные запасы - 9 млн. баррелей (1,23 млн. т.), итого 4,09 млн. тонн.

Разница состоит в том, что российская система оценки запасов значительно отличается от стандартов SPE-PRMS и SEC.

По классификации SPE-PRMS запасы делятся на категории «доказанные», «вероятные» и «возможные» в зависимости от оценки шансов их извлечения. У доказанных запасов шанс превратиться в товарную нефть составляет 90%, у вероятных – 50%, а у возможных – 10%.

В 1940 году добыча нефти в СССР составляла 31,1 млн. тонн нефти, из них 22,2 млн. тонн добывалось в Азербайджане, 7 млн. т. - в РСФСР.

В 1940 году в Дагестане добыли – 0,145 млн. т. нефти (0,47% от общей добычи в СССР или 2% в РСФСР).

План треста «Дагнефть» на 1941 год составлял 0,15 млн. тонн (у грозненских нефтяников - 2,77 млн. т.). В 1942 году были открыты месторождения «Махачкала», «Тарнаир» и добыча нефти выросла. За 1943 год нефтедобыча в республике выросла в 3 раза. А к 1945 году в Дагестане добывалось уже 0,29 млн. тонн нефти (1,49% от общей добычи в СССР или 5 % в РСФСР).

К концу войны добыча нефти уменьшилась не только в Дагестане, а по всей стране с 33 млн. тонн в 1941 году до 19,4 млн. тонн в 1945 году, (из которых 11,5 млн. т. добыли в Азербайджане, а 5,7 млн. т. - в РСФСР). В годы войны нефть добывалась хищническим способом, происходило разрушение богатейших нефтяных пластов. Нефть добывали, гнали её по трубопроводу на нефтеперегонные заводы; там снимали «верхушку» (легкие фракции) - бензин, а остаток отправляли обратно и закачивали в пласт, из которого эту нефть ранее добыли. После этого дегазированная и окисленная нефть делала невозможным дальнейшую разработку этого месторождения. Если в начале войне более 60% азербайджанской нефти добывалась фонтанным методом, то к концу войны фонтаны «давали» менее 5% добычи, остальное добывалось насосами и газлифтным способом.

Добываемая в Дагестане нефть отличается очень высоким качеством, определяющимся ее малосернистостью (до 0,1 %), высоким, до 90% содержанием легкокипящих (до 350 градусов по Цельсию) фракций, что дает возможность простой перегонкой получать из такой нефти высококачественный бензин, керосин и дизельное топливо.

В 1945 году доля Дагестана в общей добыче РСФСР составляла 5%. Это достаточно приличная цифра, чтобы республика воспринималась как нефтедобывающий регион. Но с вводом новых месторождений в приволжских и западносибирских районах страны, значение дагестанской нефтяной отрасли падало.

Максимальный уровень добычи нефти за всю историю этой отрасли дагестанской экономики наблюдался в 1970 г. и составлял 2,2 млн. тонн. Это 0,62 % добычи СССР или 0,77% добычи РСФСР. То есть, даже на «пике» добычи, Дагестан не являлся «значимым игроком» в этой сфере.

С тех пор уровень добычи нефти постоянно снижается: в 1990 г. – 636,1 тыс. т., в 2000 г. – 326,3 тыс. т., в 2008 г. – 220 тыс. тонн, в 2012 – менее 200 тыс. тонн.

 

 Госбаланс запасов  полезных ископаемы (ПИ РФ) по Дагестану включает 53 месторождения углеводородного сырья (УВС) на суше, в которых  учитываются запасы нефти и конденсата в количестве 14,8 млн. т., газа - 112,3 млрд. м3  и формируют  минерально-сырьевую базу (МСБ).

В последние 20 лет МСБ УВС республики практически не развивается. Проводимые геологоразведочные работы (ГРР) не привели к её существенному воспроизводству и расширению  освоения за счет прогнозных ресурсов.

Известно, что пик добычи нефти с конденсатом и газа из недр Дагестана пришелся на 1970 год. Было добыто  2,2 млн. т. нефти и 1,6 млрд. м3 газа (СЛАЙД, графика).

После этого добыча снижалась вплоть до открытия в 1974 году нефтегазоносности Терско-Кумского района.

В 1978-1992 годах она стабилизировалась и держалась на уровне 600-500 тыс. т. по нефти с конденсатом и 1 млрд. м3 – по газу в год.

В 1993-2005 годах объемы добычи  нефти с конденсатом уменьшились до 350-300 тыс. т. и 800-600 млн. м3 газа.

В 2006-2008 годах тенденция уменьшения добычи сохранилась, когда она составляла 331-220 тыс. тонн нефти с конденсатом и 613-298 млн. м3 газа.

В 2009 году добыча составила 195,5 тыс. т. нефти с конденсатом и 316,0 млн. м3 газа.

Таким образом, падение объемов добычи нефти и газа продолжается.

 

НЕГАТИВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ В РАЗВИТИИ

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ ДАГЕСТАНА

 

Негативные тенденции нефтегазодобычи в Дагестане начались с 1970 г., сохраняются до сих пор и обусловлены известными обстоятельствами.

Уменьшение объемов добычи углеводородного сырья по следующим причинам.

1. Выработка к началу 70-х гг., находившихся в разработке относительно крупных и высокопродуктивных месторождений.

2. Вновь вводимые в разработку месторождения имели небольшие размеры структур и низкую продуктивность.

3. Ограничение в 1993 г., а затем и прекращение приема нефти     нефтеперерабатывающими заводами Чечни, что вынудило приостановку действовавших промыслов.

4. Отсутствие воспроизводства  минерально-сырьевой базы из-за малых объемов,  проводимых геологоразведочных работ.

5. Материальный и моральный износ технического оборудования нефтегазовой отрасли республики.

Уменьшение объемов геологоразведочных работ произошло по следующим причинам.

1.  Отмена целевого фонда воспроизводства минерально-сырьевой базы.

2. Недостаточное финансирование геологоразведочных работ, в частности бурение скважин за счет средств недропользователей и инвестиций, федерального бюджета и постоянное отсутствие в республиканском бюджете соответствующих средств.

 

ПЕРСПЕКТИВЫ СТАБИЛИЗАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

В республике имеется достаточный потенциал для стабилизации ситуации в нефтегазодобывающей отрасли. При должном финансировании и выполнении ГРР на участках распределенного фонда недр, шансы стабилизировать добычу нефти с конденсатом в пределах 300 тыс. т. и газа – 600 млн. м3 в год очевидны:

1. На территории суши Дагестана выделяются три нефтегазоносных района: Терско-Кумский, Предгорный и Терско-Сулакский.

2. В прилегающей к Дагестану части Российского сектора акватории Каспия прослеживаются восточные окончания известных геолого-структурных элементов суши, перспективных на нефть и газ.

3. Площадь земель перспективных  на углеводородное сырье составляет более 28 тыс. км2 суши и 9 тыс. км2 акватории Каспия в пределах 12-ти мильной зоны.

4. В стратиграфическом разрезе нефтегазоносность установлена до глубин 4000-5600 м. в 5 отложениях.

5. В республике на нефть и газ пробуре­но более 2700  скважин различной глубины. Проведенной в 2003-2005 гг. инвентаризацией установлено их состояние. Подавляющее большинство скважин распределенных участков недр находятся в неудовлетворительном техническом состоянии. Необходим их систематический ремонт. 

6. Начальные суммарные ресурсы оцениваются до 1,5 млрд. т. условного топлива.

Все это указывает на благоприятные перспективы стабилизации добычи нефти с конденсатом и газа.

 

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ

Программы геологоразведочных работ направленные на обеспечение регулирования всех видов работ по воспроизводству минерально-сырьевой базы России и охране недр, определяют масштабы и сроки их проведения с учетом прогнозов социально-экономического развития страны. В ходе их реализации и во исполнение   пункта 2.13  «Комплекса согласованных мер, направленных на урегулирование общественно-политической ситуации и улучшение социально-политического положения в Республике Дагестан» на территории Дагестана систематически проводятся геологоразведочные работы на нефть и газ. В таблице указаны источники их финансирования.

 

ФИНАНСИРОВАНИЕ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ  НА НЕФТЬ И ГАЗ (данные 2011 года)

                                                                                                                  

Источник финансовых средств

Год

2004

2005

2006

2007

 

2008

2009

2010

1

2

3

4

5

6

7

8

Федеральный бюджет

11,0

35.9

5,0

30,0

20,9

15,0

12,0

Бюджет республики

0

0

0

0

0

0

0

Собственный и привлеченный

367,3

430,9

397,5

403,4

242,3

232,3

342,0

В т.ч. ООО «Газпром-т-М

235,9

236,0

147,3

253,6

220,6

194,6

172,0

Итого

378,3

466,8

402,5

433,4

263,2

247,3

354,0

 

Систематическое проведение ГРР в целом повышает изученность нефтегазоносности территории Дагестана, способствует расширению использования ресурсов УВС и обусловливает развитие МСБ. Все это благоприятствует существенному повышению роли недропользования в социально-экономическом развитии Дагестана.

 

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ

И РАСШИРЕНИЯ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА

 

1. Увеличение финансирования геологоразведочных работ, проводимых за счет средств недропользователей и федерального бюджета для воспроизводства запасов нефти и газа.

2. Поиски, разведка и оценка залежей углеводородов:

-   в триасовых и нижнемел-юрских отложениях Равнинного Дагестана;

-        в верхнемеловых и нижнемел-юрских отложениях Предгорного Дагестана.

3. Проведение геолого-поисковых работ с целью подготовки потенциально нефтегазоносных структур под поисковое бурение:

-        в пределах Российского сектора шельфа Каспия, прилегающего к Дагестану;

-        на Терско-Сулакском и Предгорного Дагестана нефтегазоносных районах.

4. Проведение тематических и научно-исследовательских работ с целью подготовки новых участков недр углеводородного сырья  для лицензирования.

5. Бурение параметрических и поисково-оценочных скважин в целях дальнейшего изучения геологического строения нефтегазоносных районов, комплексного геолого-геофизического решения региональных задач и переоценки прогнозных ресурсов углеводородов на основе новых данных, а также обеспечения высокой эффективности детальных геолого-поисковых работ.

6. Уточнение количественной и геолого-экономической оценки ресурсов нефти, газа и газового конденсата с учетом полученных в последние годы новых геологических результатов, а также установленного очевидного несоответствия с ранее утвержденными ресурсами в недрах.

7. Вовлечение в повторную разработку ранее выработанных месторождений путем восстановления ликвидированных скважин. На участках недр повторно вовлекаемых в разработку, в первую очередь, нужно дать оценку запасов (их качестве и количестве), а также провести новое оконтуривание нефтегазоносных залежей. Для этого необходимо проведение современных видов разведки, что позволит повысить результативность  геологоразведочных работ в целом.

8. Стабилизация оптимальных  объемов добычи нефти с конденсатом и газа.

 

КОНЦЕПЦИЯ

создания нефтедобывающей компании в республике Дагестан

 

С целью увеличения добычи нефти в республике Дагестан, необходимо создать нефтедобывающую компанию (в перспективе, государственно-частное партнерство), один дивизион которой будет заниматься интенсификацией добычи нефти с помощью современных технологий на месторождениях, добыча нефти на которых была прекращена 30-40 лет назад, а другой дивизион будет производить геологоразведочные работы (ГРР) на основе новейших технологий разведки с целью поиска и ввода в эксплуатацию новых месторождений.

 

       Как было сказано в Преамбуле, на территории республики существует большое количество месторождений, эксплуатировавшихся в 50-70-е годы прошлого века и которые были законсервированы по причине обводнения и падения дебита скважин до 3-5 тонн нефти в сутки. Сейчас эти месторождения находятся в частном владении, но лишь несколько из них начали работу по возобновлению добычи нефти.

Мы провели переговоры с владельцами нескольких месторождений и предложили свои услуги провести электромагнитную разведку с целью определения запасов нефти и конкретных мест ее залегания, но оказалось, что владельцы месторождений не обладают достаточными средствами даже на то, чтобы убедиться есть ли углеводороды на их участках вообще и в каких конкретных местах.

Таким образом, ситуация в нефтяном бизнесе Дагестана следующая: есть активы с потенциальными запасами извлекаемой нефти до нескольких миллионов тонн нефти каждый; есть владельцы месторождений, не обладающие достаточными средствами для организации процесса добычи нефти; есть сервисные компании типа нашей, готовые провести необходимую разведку запасов и организовать сам технологический процесс извлечения углеводородов.

Владельцы лицензий готовы уступить свою долю в компаниях (от 30 до 100% долей) за реальные деньги (от 10 до 50 млн. рублей), наша компания готова провести необходимые исследования участков (стоимость работ составляет от 1 до 3 млн. рублей) и по результатам исследований можно начать капитальный ремонт скважин (3-5 млн. рублей), что вкупе позволит начать добывать нефть в объеме от 3 до 20 тонн в сутки на каждой скважине.

После того, как будет проведена разведка и будут отремонтированы несколько скважин, необходимо будет начать мероприятия по интенсификации добычи нефти. Современные технологии позволят увеличить добычу с 3-20 тонн нефти в сутки до 20-200 тонн в сутки.

Экономическая эффективность инвестиций в добычу нефти на отработанных месторождениях без применения новых технологий:

1 ЭТАП

Затраты на покупку месторождения            (10 скв.)                                10-50 млн. руб.

Затраты на электроразведку                                                             1 млн. руб.

Затраты на ремонт каждой скважины                                             4-5 млн. руб.

Всего затрат на 1 скважину (с учетом затрат

на покупку 30 млн. руб., ремонт и разведку)                                 8 млн. руб.

Дебит скважины после ремонта, тонн/сутки                                 3,0                              

Доход от каждой скважины, руб./год                                              13 млн. руб. (1095 тонн)

Прибыль от каждой скважины, руб./год                                         10 млн. руб.

Доходность инвестиций (% годовых)                                         125%

 

Экономическая эффективность инвестиций в добычу нефти на отработанных месторождениях с применением новых технологий:

2 ЭТАП

Затраты на покупку месторождения            (10 скв.)                                10-50 млн. руб.

Затраты на электроразведку                                                             1 млн. руб.

Затраты на ремонт каждой скважины                                             4-5 млн. руб.

Затраты на интенсификацию добычи                                             150 млн. руб.

Всего затрат на 1 скважину (с учетом затрат

на покупку 30 млн. руб., ремонт, интенсификацию и разведку) 185 млн. руб.

Дебит скважины после ремонта, тонн/сутки                                 100,0 (минимум)                       

Доход от каждой скважины, руб./год                                              438 млн. руб. (36 500 тонн)

Прибыль от каждой скважины, руб./год                                         12 млн. руб.

Доходность инвестиций (% годовых)                                         236%

 

   Если дебит скважин после ремонта подтвердит запасы углеводородов, которые спрогнозировала электромагнитная разведка, смело можно привлекать сервисную компанию (желательно, американскую) для проведения работ по интенсификации добычи, что позволит увеличить дебит скважины минимум в 30 раз, а вернее всего – в 50.

 

 

  I.     Интенсификация. Методы.

 

Не все запасы нефти удается извлечь из месторождения. Существует коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи – отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов нефти.

Среднее значение коэффициента извлечения нефти на российских месторождениях в настоящее время составляет 29-30% (в СССР коэффициент нефтеотдачи достигал 36-38%, в мировой практике средняя нефтеотдача - около 45 %, а на тех месторождениях, где применяются современные технологии извлечения нефти, составляет порядка 80%).

Таким образом, учитывая, что в Дагестане за 110 лет изучения открыто 37 небольших месторождений, из которых за все годы добыто порядка 40 млн. тонн нефти, можно рассчитать, что на этих отработанных месторождениях можно дополнительно извлечь ещеминимум 40 млн. тонн нефти, если даже предположить, что извлечено порядка 30% запасов (на самом деле не более 20%). Ни на одном из законсервированных месторождений никогда за всю историю добычи нефти не применялись современные методы добычи.

 

 

 

 

Естественная энергия пласта

Закачка воды/газа

Применение новых технологий

 

Классификация методов увеличения нефтеотдачи

 

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:

 

1. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти горячей водой;
• пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

• закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
• воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• вытеснение нефти щелочными растворами;
• вытеснение нефти кислотами;
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

• интегрированные технологии;
• вовлечение в разработку недренируемых запасов;
• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
• нестационарное (циклическое) заводнение;
• форсированный отбор жидкости;
• ступенчато-термальное заводнение.

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

6. Методы увеличения дебита скважин.

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин.  Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи  не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта.

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

• гидроразрыв пласта;
• горизонтальные скважины;
• электромагнитное воздействие;
• волновое воздействие на пласт;
• другие аналогичные методы.

 

 

                                          II.     Геологоразведочные работы, основанные на новейших технологиях

 

     Для проведения нефтегазопоисковых работ в последние несколько лет созданы технологии, подтвердившие свою геологическую эффективность результатами последующего бурения:

      Дифференциально-нормированный метод электроразведки – ДНМЭ

      Различные модификации метода становления поля в ближней зоне источника с установкой петля в петле – ЗСБ

     Пространственная частотно-временная электроразведка (Frequency-Time ElectroMagnetic 3D – FTEM-3D, патент РФ №2446417)

     В некоторых случаях для изучения геологической среды и прогноза нефтеносности применяется методика ВЭЗ ВП, но область ее применения ограничивается небольшими глубинами – до 300-500 м.

     Важнейшим условием эффективности геофизических методов является достоверность модели целевого объекта. Все рассматриваемые технологии в той или иной степени опираются на диагностические признаки, полученные в результате широкого спектра исследований геоэлектрических свойств залежей углеводородов, выполненных в России и за рубежом, в том числе по программе так называемых «Прямых поисков». Такими диагностическими признаками являются аномальные эффекты, связанные с вторичными (эпигенетическими) изменениями разреза. В первую очередь – это увеличение удельного электрического сопротивления в нефтенасыщенном коллекторе и породах, покрывающих залежь, в результате миграции углеводородов и вторичной карбонатизации разреза. Второй важный признак – повышение поляризуемости пород в приповерхностных отложениях, обусловленное образованием электронно-проводящих минералов в ходе процесса сульфатредукции при миграции УВ вверх по разрезу.

     Метод ЗСБ широко применяется для изучения геоэлектрической характеристики участков в нефтегазоносных провинциях, в основном на регионально-поисковом этапе. Прогноз осуществляется по признаку увеличения электрического сопротивления, параметр поляризуемости не определяется и не участвует в прогнозе.

     Технологии FTEM-3D и ДНМЭ оперируют одними и теми же основными геоэлектрическими параметрами – поляризуемостью и сопротивлением геологической среды. Они используют общепринятые основные средства анализа и интерпретации данных – решение прямых и обратных задач, одномерное и трехмерное моделирование геоэлектрической среды. Принципиальная разница заключается в принятых геоэлектрических моделях объекта исследований.

     Технология ДНМЭ опирается на модель, предложенную Моисеевым В.С. на основании анализа каротажа ВП скважин на месторождениях Западной Сибири. Как было показано ранее исследованиями Пирсона, над залежами углеводородов формируется столб пород с восстановительной обстановкой среды, сменяющейся на окислительную в районе 1-го от дневной поверхности регионального водоупора. Именно здесь, в зоне геохимического барьера, по данным Моисеева, в продуктивных скважинах на каротажных кривых ВП фиксируется область резкого увеличения поляризуемости.

 

Рис. 4. Данные каротажа ВП скважин (по Моисееву В.С.)

 

          «Основываясь на данном эффекте, метод ДНМЭ, направленный на изучение послойного распределения поляризационных свойств среды, позволяет картировать зоны диффузионных ореолов рассеяния над залежами углеводородов». Таким образом, прогноз нефтеносности базируется на вторичных изменениях среды в верхней части разреза, которые не всегда имеют однозначную связь с залежью углеводородов на глубине.

Технология FTEM-3D использует более полную модель, в которой важнейшим элементом является аномальная зона ВП, связанная непосредственно с залежью углеводородов.

Анализ данных, характеризующих область формирования залежи, свидетельствует о том, ВНК есть не что иное, как трансформированная «граница раздела» фаз. На «границе раздела» фаз создаются благоприятные условия для восстановления сульфатов (сульфатредукции), и концентрации на ней полярных органических соединений липидной или иной природы (эфиров, жирных кислот, спиртов), характеризующиеся высокой поверхностной активностью». Область ВНК («граница раздела» фаз), обладая высокими поляризационными свойствами, является электрически активной частью залежи.

         Геоэлектрическая модель (рис. 5), на которую опирается технология FTEM-3D (ВРЭ-ВП), основана на результатах анализа образцов керна и данных каротажа. Залежь углеводородов можно рассматривать как аномальный по проводимости и поляризуемости локальный объект, расположенный внутри нормального горизонтально-слоистого разреза. Аномальность электрических свойств пород в области расположения залежи вызывается целым рядом причин:

– изменением петрофизических свойств коллекторов;

– увеличением минерализации пластовых вод в приконтактных зонах залежей;

– влиянием самой залежи, как локального высокоомного объекта;

– изменением физических свойств вмещающих пород под действием мигрирующих флюидов, в частности, образованием ореолов кальцитизации и пиритизации;

– наличием  «границы раздела» фаз (ВНК), которая обладает высокими поляризационными свойствами и является электрически активной частью залежи.

           Такой подход используется в электроразведке FTEM-3D. Применение этой методики позволяет локализовать объект в плане, и дает возможность разделить залежи, расположенные на разных глубинах, причем глубина исследования может достигать 5-6 км.

 

 

 

Рис.5. Геоэлектрическая модель залежи углеводородов.

 

       Таким образом, технология FTEM-3D (ВРЭ-ВП) обеспечивает наиболее полную характеристику геоэлектрического разреза от дневной поверхности до кристаллического фундамента и по сопротивлению и по поляризуемости, в то время как ЗСБ характеризует разрез лишь по сопротивлениям, а ДНМЭ дает достоверные сведения об электрических параметрах только верхней части разреза.

 

            Другое принципиальное различие ЗСБ, ДНМЭ и FTEM3D – это технологические приемы проведения полевых работ. Методика работ этими  технологиями предусматривает: создание искусственного электромагнитного поля. Для ЗСБ (рис. 6) поле создается в горизонтальной незаземленной  петле, и выполняются измерения производной вертикальной составляющей магнитного поля (dBz/dt) в петле, расположенной внутри питающей петли.

 

Рис. 6. Установка ЗСБ (петля в петле).

 

            Методика работ по технологии ДНМЭ (рис. 7.) предусматривает: создание искусственного электромагнитного поля источника в виде горизонтальной заземленной питающей линии и измерение электрической составляющей электромагнитного поля, причем наряду с напряжением на каждой из приемных линий регистрируется и разностный сигнал, уровень которого очень низок.

 

 

Рис. 7. Установка ДНМЭ.

 

                  В методике FTEM-3D (рис. 8, 8а) питающий источник в виде заземленной линии закрепляется на участке работ, а приемная установка в виде горизонтальной электрической линии (MN), подключенной к многоканальной станции (24 канала), перемещается по регулярной сети профилей.

 

Рис. 8. Установка FTEM-3D (ВРЭ-ВП)

 

              Технологически наиболее тяжелой частью установок является питающий источник, требующий низких сопротивлений заземления и тяжелого низкоомного провода для обеспечения хороших условий измерений (большие токи, высокий уровень сигнала).

              Методики ЗСБ и ДНМЭ требуют перемещения по профилям всей установки, включая питающий источник, что в зависимости от орогидрографической и экономико-индустриальной обстановки района исследований затрудняет построение регулярных плотных сетей измерений на участке работ, снижает производительность работ и увеличивает их стоимость.

              В методике FTEM-3D (ВРЭ-ВП) источник в виде горизонтальной (для наземных работ) или вертикальной (для скважинно-поверхностных работ) заземленной линии закрепляется на площади работ и остается неподвижным, а измерения выполняются по сети профилей. Такая схема измерений обеспечивает высокую производительность работ и необходимую плотность измерений, в зависимости от масштаба съемки и задачи исследований, в частности, позволяет вести работы в комплексе с 3D сейсморазведкой.

               Следует отметить и более высокую помехозащищенность, и, соответственно, более высокую точность измерений в частотной области в технологии FTEM-3D (ВРЭ-ВП).

 

 

 

Рис. 9а Технология работ FTEM-3D (ВРЭ-ВП).

 

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

   

    

    

    

    

    

    

    

По заказу ООО "КАСПИЙНЕФТЕГАЗ" спроектирована, изготовлена и сдана под ключ на месторождении "Ачи-Су 1" (на территории бывшего нефтебитумного завода) УПН мощностью 50 тонн нефти в сутки с возможностью увеличения производительности до 150 тонн нефти в сутки


Главная

Геолокация

Электроразведка

Истра Минигэс Дефектоскоп
Судан Лаос РусГидро Гайана Дагестан Дагнефть 
Вьетнам Мозамбик Филиппины Буркина-Фасо Танзания Археология
Лукойл Гвинея Конвективная сушка Армения Бурятия Озонирование