| direct_detection_en.pdf | |
| File Size: | 3193 kb |
| File Type: | |
Please, open the .pdf File to see presentation in English
Новая поисковая технология :
три новых залежи вместо одной
Аннотация
Давайте обратимся к статистическим данным:
"Не секрет, что на каждые 9 потребленных баррелей нефти сегодня приходися всего лишь один обнаруженный"- эти факты указываются в Статистическом обзоре мировой энергетики компании ВР.
"Сегодня, когда скважина в Мексиканском заливе стоит до 100 млн. долларов, а уровень успешности разведки составил 11% в 2006 г, уменьшение поискового риска является критичным", пишет Филипп Кристи (1).
Очевидно, что нас не удовлетворяют эти цифры, а "мировая экономика в огромной степени зависит , и останется зависима, от ископаемых источников энергии", говорит Др. Самюэль Вайт Бодман, Министр энергетики США (2).
Получение огромного числа сухих скважин при поисках углеводородов стало, в числе других, одной из важнейших причин мировой экономической депрессии. Нужно иметь ввиду, что каждая сухая скважина - это не открытое новое месторождение, которое могло бы быть открыто, если бы данная скважина была заложена правильно.
Сегодня, также, как и десятилетие назад, нефтяные компании бурят множество сухих поисковых скважин. Успех в поиске на превышает в среднем 25%, а это означает, что 3 из каждых 4-х скважин были пробурены напрасно.Это означает и то, что открытие залежей происходит значительно реже, чем это могло бы быть.
Но давайте представим себе, пока гипотетически, что существует высокоэффективная Х-технология нахождения залежей углеводородов, которая позволяет получить 75% открытий при разведке (вместо 25%), иными словами, 3 из каждых 4-х скважин станут продуктивными.
Очевидно, что с такой технологией нефтяная промышленность ежегодно будет открывать в 3 раза больше нефтяных/газовых залежей, чем при использовании действующих сегодня методов, при одних и тех же затратах денег и времени. Именно такой является рассматриваемая ниже технология.
Предлагаеимый изобретателем метод СЭМ (US 7,330,790) использует новый физический механизм для получения прямого сигнала от залежи углеводородов. Он может значительно улучшить указанную выше статистику, т.к. дает результат в 75% успеха при разведке промышленных залежей нефти и газа, т.е. уровень ошибок при его применении составляет всего 25%. ( А в Северном море, к примеру, осуществляется бурение с 25% открытий залежей, соответственно сухие скважины при этом составляют 75%) (3).
Таким образом, новый метод является в 3 раза более эффективным, чем те методы, которые используются сегодня.
Метод СЭМ позволяет найти и оконтурить 75% всех резервов в любом регионе еще до начала бурения, или может добавить 20-30% залежей, ранее пропущенных в ходе разведки, в старых районах.
Основными достоинствами СЭМ-метода являются:
- значительно большее число открытий коммерчески выгодных нефтяных месторождений в сравнении с достигнутым на сегодняшний день уровнем успеха.
-возможность оконтуривания большинства существующих залежей в любом районе
-уменьшение необходимости в буровом оборудовании, включая буровые судах, как результат высокой эффективности метода.
-сокращения сроков начала промышленной добычи ископаемых из-за высокой точности определения местоположения залежи и указания оптимального места бурения
-возможность использования технологии как на суше, так и на мелководье, на значительных глубинах, с ледяного поля или же непосредственно в скважине для выявления пропущенных пластов.
Значение метода для нефтяной промышленности и мировой экономики трудно переоценить.
Одноко, несмотря на все выгоды использования данного метода, существуют проблемы преодоления бюрократических препон и психологических барьеров.
Данный обзор основан на новых патентах, выданных в США, в 2005-2008 гг., и на опубликованных статьях.
Содержание.
1. Введение.
2. Физические основы.
3.Сигналы, полученные в модельных образцах горных пород , а также от известных углеводородных залежей.
4.Техническая реализация.
5. Поисково-разведочеые работы.
Литература
Рисунки 1-12.
Контакты
1. Введение.
Сегодня, когда нехватка углеводородого топлива в мире становится все острее, требуется надежный и дешевый инструмент для обнаружения новых залежей. Сейчас во всем мире, в дополнение к практически единственному методу, "монополизировавшему " геологоразведку, -сейсмике- все чаще и шире применяют электромагнитные методы. В эту сферу пришли новые геофизические компании, которые предлагают комбинировать сейсмо- и электромагнитные данные в процессе разведки. Эти компании используют общепринятые методы электроразведки ( метод сопротивлений, переходных процессов, вызванной поляризации и МТЗ), но с применением современных технических усовершенствований. Эффективность этих методов хорошо известна и здесь не рассматривается.
Все общепринятые геофизические методы обычно используют какое-то одно геофизическое поле: будь то механические колебания, электормагнитные поля или гравитация. Некоторые физические поля иногда используются одновременно, при этом считается, что взаимодействие между этими полями отсутствует.
Но имеются исключения из этого правила: сейчас установлено, что при одновременном прохождении сейсмической волны и электромагнитного поля в проницаемых породах с углеводородами происходит взаимодействие между ними . В результате этого возникает электромагнитный отклик, который может быть воспринят на поверхности земли.
Целью данного обзора является демонстрация этого процесса простым и наглядным способом.
2.Физические основы.
Метод Сейсмо-Электромагнитного детектирования углеваодородных отложений ( СЭМ) основан на одновременном возбуждении электромагнитного поля и сейсмической волны в изучаемом геологическом регионе. Электромагнитное поле инициирует электрические заряды на поверхности залежи. Совокупность этих зарядов разрушается приходящей сейсмической волной. Исчезновение этих зарядов генерирует электромагнитный сигнал, который достигает поверхности. Этот сигнал является демаскирующим фактором углеводородной залежи.
Главные отличительные черты предложенного метода:
1. Инициирование бинарного геофизического поля , состоящего из электромагнитного поля и сейсмической волны, которые проникают в углеводородные отложения одновременно.
2.Инициирование двойного поля производится синхронизированными сейсмическим и электромагнитным источниками на поверхности в виде коротких импульсов одновременно или с небольшой задержкой, определяемой оператором.
На рис.1 приведен поперечный разрез, на котором показаны временное распределение сейсмической волны и электромагнитного поля в геологической среде, с иллюстрацией основных элементов аппаратуры, согласно с изобретением US 7,330.790.
Рис. 1
Как видно из рис.1, сейсмическая волна и электромагнитное поле возбуждаются на поверхности. Сейсмическая волна возбуждается в точке SP и распространяется вниз, как показано на рисунке коротким пунктиром. Одновременно в среде возбуждается электромагнитный переходный процесс с помощью заземленной питающей линии АВ. Этот процесс также распространяется вниз, как условно показано на рисунке длинным пунктиром, со скоростью, зависящей от электропроводности среды. Обычно скорость распространения электромагнитного поля волны больше скорости распространения сейсмической волны. Предположим, что в окрестности точки С находится поверхность залежи ; и сейсмическая волна , и электромагнитное поле достигают этой поверхности почти одновременно, или же сейсмическая волна достигает ее с некоторым запозданием.
Известно, что при прохождении электрического поля через границу между двумя средами с различным удельным сопротивлением, на границе возникает некоторая плотность электрического заряда, пропорциональная удельному электрическому сопротивлению высокоомной среды ( в данном случае -углеводородной залежи). Также известно, что сейсмическая волна вызывает смещение жидкой фазы в продуктивном коллекторе по отношению к твердому скелету. Это смещение, в свою очередь, вызывает разрушение поверхностной плотности заряда, которое было вызвано первичным электромагнитным полем, а быстрое исчезновение поверхностного заряда генеирует сигнал отклика сейсмо-электрического эффекта.
Этот сигнал достигает поверхности и является надежным индикатором присутствия концентрации углеводородов. Приемные электроды 5 могут быть использованы как детекторы этих сигналов.
Другие геологические среды в нефтяных провинциях не обладают аналогичными свойствами, а именно: высоким удельным сопротивлением и высокой пористостью и проницаемостью.Поэтому сигнал отклика от залежи является специфическим.
3. Сигналы, полученные на модельных образцов горных пород, а также от известных углеводородных залежей.
Как было установлено экспериментально, сейсмоэлектрический эффект в образцах с ионной проводимостью очень мал и может быть увеличен в несколько раз, если образец подвергнуть воздействию электрическим полем, прежде чем воздействовать на него сейсмической волной. Это было проверено на искусственных образцах пород .С,А, Назарным и В,А, Комаровым. Пример такого сейсмоэлектрического сигнала от контакта с различными поровыми флюидами показан на рис. 2:
Рис.2
1 - запись сейсмо-электрического эффекта (воздействует только сейсмическая волна),
2, 3 -записи СЭМ -сигналов с различной плотностью электрического поля, действующего до появления сейсмической волны.
4- запись интенсивности сейсмической волны.
Продолжительность записи- около 5 мсек.
Этот типичный пример показывает, что сигнал СЭМ значительно сильнее сигнала сейсмоэлектрического эффекта.
Рис.3.
Другой пример- для однородного образца- показан на рисунке 3.
1-запись сейсмо-электрического эффекта.
2, 3, 4- записи СЭМ-сигналов для различных плотностей электрического тока.
5- интенсивность сейсмической волны
6- приударный всплеск.
Как видно из приведенных примеров, никаких сигналов от однородного образца не зафиксировано.
Рис. 4.
На рис 4 приведены записи трех сигналов СЭМ, записанных на месторождении Голицыно в Черном море.
На записанных откликах выделяются 2 сигнала: первый сигнал (на времени в полсекунды) -от верхней залежи, расположенной на глубине примерно 500 м. Ворой сигнал (на времени 1, 4 сек)-связан с более глубокой залежью на глубине 2 200 м.
Пример цифрового моделирования сигнала для этого случая показан на рисунке 5.
Рис. 5.
4. Техническая реализация
Рис. 6.
На рис 6 показана блок-схема реализации системы для данного метода:
1-сейсмический источник
2- кабель питающей линии
3- импульсный генератор
4- питающие электроды
5- приемные электроды
8- синхронизатор
9-микровольтметр
10-персональный компьютер
11-первичный источник электрической энергии
Когда указанные на рис 6 элементы соединены, синхронизатор 8 посылает сигнал запуска в сейсмический источник 1, импульсный генератор 3 и микровольтметр 9. Включение импульсного генератора может быть задержано (по желанию оператора) на заданное время. Изменение этого времени позволяет сканирование геологического разреза по глубине. Отклики , которые инициируются в залежах, распространяются вверх и детектируются с помощью приемных электродов. Прием и обработка сигналов осуществляется цифровым микровольтметром и персональным компьютером. Геометрическое расположение источников и приемников выбирается исходя из геологических задач.
Рис. 7.
На рис. 7 представлена блок–схема морского варианта технологии СЭМ для работы в движении судна. Здесь
301 – судно,
302 - акустический источник,
303 - сенсоры сигналов,
307 – кабель питающей линии
308 – кабель приемной линии
311 – приемное устройство
312 – импульсный генератор.
Приведенная система работает так:
Судно движется со скоростью 4-5 узлов по прямолинейному профилю. Зондирования производятся через 5-15 сек. Приемное устройство обрабатывает сигналы с сенсоров и производит построение разреза изохрон регистрируемого поля СЭМ в реальном времени движения судна. Примеры морских записей разрезов изохрон приведены на рис. 9 и10.
5. Поисково-разведочные работы
Разработанная новая технология позволяет оконтурить имеющиеся резервы углеводородов и обеспечивает коэффициент успешности последующего разведочного бурения до 75-80%. Опытно-производственные работы метода СЭМ с положительными результатами были выполнены на Баренцевом, Печорском, Северном и Черном морях и в Мексиканском заливе. Новый метод испытан на 7 морских нефтегазовых месторождениях , при этом поисково-разведочные работы были проведены по более чем 2-м тысячам километров профилей, при глубинах моря от 5 до 500 метров и глубинах залегания нефтегазовых залежей до 5 км. По результатам работ заказчикам были указаны места для заложения 18 продуктивных скважин, из которых наличие нефтегазовых залежей было подтверждено бурением на 15-ти скважинах. По 3-м скважинам бурение еще не проводилось.
Данные, получаемые этим методом при движении судна при скорости движения до 5-х узлов, в реальном времени, являются экспрессными и абсолютно объективными, поскольку наблюдаемые, регистрируемые и анализируемые ЭВМ сейсмоэлектромагнитные сигналы связаны непосредственно с нефтегазовыми ресурсами и обусловлены ими и только ими.
Особенно эффективно применение нового метода при поисках и детальном изучении ресурсов в нетрадиционных ловушках (литолого-стратиграфических, дизъюнктивно-экранированных и комбинированного типов) в качестве дополнительного метода для уточнения результатов, полученных ранее другими, стандартными геофизическими методами.
Характерные примеры результатов поисково-разведочных
работ по методу СЭМ:
Баренцево и Печорское моря.
Поисковые работы в Баренцевом море были выполнены в объеме около 1000 погонных км. Основные результаты работ сводятся к следующему:
Характерные зоны аномальной интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов (СЭМС) зарегистрированы в прибортовых частях соляного купола , выявленного по данным сейсморазведки. Бурение на данной акватории не проводилось, и все поисковые работы прекращены, т.к. акватория является спорной территорией.
Известная нефтяная залежь на побережье Печорского моря была прослежена на акватории. Данные подтвердились бурением. Глубина залежи-1 800 м., мощность-8 м. Пористость коллектора-18%, проницаемость - 75% мД.
Северное море, норвежский сектор.
Выполнены профильные опытные работы на известных залежах. При пересечении контуров залежей наблюдались характерные для наличия углеводородов СЭМС. Залежи были представлены в основном легкой нефтью с глубиной залегания 1 200-3 500 м. Пористость коллекторов-15-25%, проницаемость-50-800 мД.
Черное море.
На Черном море было отработано около 2 000 погонных км. профилей. Детектированные контуры залежей приведены на Рис. 8. Основные результаты работ сводятся к следующему:
Месторождение Голицыно (Рис. 8, 702,703). По данным аномальной интенсивности СЭМС (Рис. 9) уточнен контур залежи. Показано, что залежь состоит из западной и восточной частей, в отличие от ранее предполагавшейся единой залежи. (см. Рис. 11) Бурение подтвердило наши данные. Газоконденсатные залежи выявлены на глубинах 550 и 2 200 м в майкопских и датских отложениях соответственно. Верхняя залежь находится в песчаном коллекторе с суммарной мощностью около 12 метров, с пористостью 15-20% и проницаемостью до 250 мД. Нижняя - в известняках с пористостью 12-18% и проницаемостью до 200 мД. Мощность нижней залежи - около 60 м. Извлекаемые запасы месторождения - более 10 млрд. куб. м газа и 0, 33 млн. т конденсата. Месторождение находится в эксплуатации.
Месторождение Шмидта (Рис.8, 706). Зарегистрированные СЭМС позволили сделать вывод, что кроме известной майкопской залежи на глубине 650 м, имеется более глубокая меловая залежь на глубине около 2 800 м. Бурение подтвердило наличие этой залежи, что увеличило запасы месторождения в два раза.
Месторождение Штормовое (Рис. 8, 710). Было оконтурено по интенсивности СЭМС до начала бурения. Контур выявленной залежи был смещен от свода сейсмической структуры на северо-запад, примерно на два км. Бурение подтвердило наличие промышленной залежи в карбонатах палеоцена на глубине 1 800 м. Пористость коллектора -15-18%, проницаемость - около 170мД. Запасы месторождения: 16, 57 млрд. куб. м газа и 1, 272 млн. т конденсата. В настоящее время это самое большое месторождение на украинском шельфе Черного моря.
Структура Сельского (Рис. 8, 711, 712). Зарегистрированные СЭМС показали отсутствие признаков углеводородов в сводовой части структуры (Рис.10). Бурение двух пустых скважин (711и 712) подтвердило прогноз. Выявленные два контура на бортах структуры пока не разбурены. По оценкам залежи должны иметь запасы около 20 млрд куб. м газа при глубине залегания около 2 000 м.
Структура Гамбурцева. Окунтурены две залежи на западном и восточном сводах структуры. Предполагаемая глубина залежей - около 1 700 м , общие запасы - около 10 млрд. куб. м газа. Структура не разбурена.
Рис.8
Рис. 9 иллюстрирует запись над известной газо-конденсатной залежью Голицыно (Черное море). Единственная четкая аномалия, зафиксированная по данному профилю, находится над разбуренной залежью.
Рис. 10 – запись над структурой Сельского (Черное море). Данные СЭМ не выделили никаких аномалий. Проведенное позже бурение подтвердили эти данные – структура оказалась пустой.
Рис. 11
Рис. 11 дает результаты обработки поля СЭМ методом яркого пятна. Профиль наблюдения проходит рядом с тремя скважинами: 1скв. – пустая, 2 и 3 продуктивные (см. рис 8, скв. 701-703)
Данные СЭМ выделяют аномальные зоны только вблизи 2 и 3 скважин.
Другой пример над разбуренной залежью (пк100) с глубиной 5 км и мощностью 15 м приведен на рис.12.
Рис. 12
Литература
1. Marine exploration in overdrive. Philip Christie,Vice President of the European Association of Geoscientists and Engineers (EAGE). New Generation Oil&Gas, issue 3, 2007.
2. “The road to national energy security”. New Generation Oil&Gas, issue 3.
3. PGS Multi-Transient EM – Increasing drilling success. Leon Walker, President of PGS Multi-Transient EM. New Generation Oil&Gas, issue 3, 2007,
4. New EM technology offerings are growing quickly. Perry A. Fischer, Editor,
WorldOil, Vol. 226 No. 6, June 2005
US Patent Documents:
7,042,801 5/2006
7,245,560 7/2007
7,330,790 2/2008
Andrey Berg, Ph.D.
Elkin, Ltd
vice president
geologberg@yahoo.com