26-11-2011
|
| Нефтяное ноу-хау | Немецкое издание Springer Verlag распространило информацию о том, что группа ученых Геологического института Российской академии наук открыла принципиально новый способ прогнозирования месторождений нефти, получивший название «термотомография».Суть его заключается в построении трехмерных моделей распределения температур и тепловых потоков, что позволяет получить карты-срезы геотермического поля на любой глубине и таким образом определить уровень, на котором существуют условия для образования молекул углеводородов. – Всем известно, что фактически формирование нефти, газа, газоконденсата происходит при определенных температурных условиях, – поясняет координатор проекта, заведующий лабораторией тепломассопереноса Геологического института РАН профессор Михаил Хуторской. – Например, для образования молекулы нефти нужен интервал температур от 110 до 140°С, газа – от 150 до 190°С. Проверять справедливость своей гипотезы ученые начали в хорошо изученных геотермических 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. Аналогичный эффект был зафиксирован на месторождениях в Карском море, Прикаспийской впадине, Припятской впадине и Северогерманской впадине. Таким образом, теория получила практическое подтверждение. Но самое главное, что такой метод разведки обошелся ученым всего в 10 тысяч долларов, тогда как традиционные методы по стоимости нередко достигают миллиона долларов. По словам Михаила Хуторского, основное преимущество термотомографического метода оценки нефтегазоносности в его экономичности как по деньгам, так и по трудовым затратам. Ныне применяемые в поиске полезных ископаемых геофизические методы, в частности разные вариации сейсморазведки, хороши для картирования локальных структур, однако они не дают четкого ответа на вопрос, что находится на расчетной глубине – нефть или, к примеру, вода. Их необходимо дополнять другими методами, в частности, глубинной геоэлектрикой или геотермикой, поисково-разведочным бурением. К тому же метод термотомографический не требует проведения новых измерений, а оперирует информацией, которая содержится в мировой базе данных по тепловому потоку. Опираясь на нее, можно сделать термотомографическую модель оценки нефтегазоносности для любой территории. Но, как и все 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 ученых.
Артур БАЛИВАРОВ, Алматы | |
|
по материалам газеты "ЛИТЕР" |