ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПОИСКА НЕФТИ И ГАЗА НА АКВАТОРИЯХ

Техническое решение относится к средствам геофизической разведки акваторий с использованием комбинированных устройств (комплексов), представляющих собой сочетание двух технологий: дистанционной и геохимической съемки, и может быть использовано на акваториях, трудно доступных для сейсмических работ, например на мелководных (до 3 м) лиманах.
В настоящее время геофизические работы производятся, в основном, с использованием многофункциональных комплексов [2, 11-13]. Однако эти комплексы, при совокупности большого числа данных о различных геофизических полях, затруднительны в применении и недостаточно эффективны в таких специфических условиях, как геофизические исследования на мелководном шельфе и/или в переходных зонах суша-море.
Известны специализированные геофизические комплексы, учитывающие эти особенности: морской сейсмический комплекс [10], установленный на мелкосидящем судне с изменяющейся носовой осадкой; система [9] сейсмической разведки на предельном мелководье и в переходных зонах вода-суша, используемая на льду в зимних условиях; морской геоакустический комплекс [8]; технологический комплекс [2] для исследования шельфа.
Известный комплекс [2] содержит модули геофизической разведки, каждый из которых включает блок измерений, соединенный через АЦП с блоком обработки и регистрации данных, а также модуль навигационной
системы, в качестве которой использован модуль дифференциальной радионавигационной системы и/или модуль дифференциальной спутниковой системы радионавигации. Геофизические комплексы могут быть установлены на судах [2, 7, 12, 13] или на летательных аппаратах [5].
Однако, такие устройства не предназначены и, следовательно, недостаточно эффективны для поиска и обнаружения месторождений углеводородов на малоизученных и трудно доступных для сейсмических работ акваториях. В таких районах могли бы быть использованы альтернативные методы геофизической разведки, например технология гравиметрической [5], электромагнитной, геохимической [4] или тепловой [3] съемки, однако они, в ряде случаев, не обеспечивают необходимой информативности и достоверности, поскольку включают измерители геофизических параметров лишь одного типа.
При невозможности проведения адекватной сейсмосъемки акватории разрешить это противоречие мог бы комплекс из двух, трех модулей по исследованию геофизических полей различного типа, например комплекс тепловых и геохимических средств разведки, которые входят составляющими в сложные геоинформационные системы.
Система [1] исследования геофизических параметров, в отличие от устройства [2] включает средства геохимической и тепловой съемки и принята за прототип.
Система [1] содержит модули геофизической разведки в сочетании с модулями спутниковой системы местоопределения (ССМ), а также стационарную геоинформационную станцию обработки данных, причем каждый из модулей включает блок измерений, последовательно соединенный через аналого-цифровой преобразователь с блоком накопления и памяти данных и блоком регистрации и воспроизведения информации, выполненными на базе персонального компьютера.
Однако система [1] достаточно сложна, включает по несколько модулей измерения геофизических полей 5-6 типов, вследствие чего ее
применение в труднодоступных мелководных зонах (переходных зонах вода-суша) затруднительно и экономически не целесообразно. Система [1] не является мобильной (подвижной), и это снижает ее функциональные возможности.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в создании геофизического комплекса для поиска нефти и газа на мелководных труднодоступных акваториях посредством совокупности исследования аномальных тепловых полей и геохимической съемки.
Основной технический результат предлагаемого геофизического комплекса - обеспечение адекватной геофизической разведки в недоступных для сейсмических работ районах акваторий за счет комплексирования средств дистанционного температурного зондирования и геохимической съемки, обеспечивающего повышение информативности и достоверности выявления залежей углеводородов при расширении функциональных возможностей и при сокращении состава аппаратуры по сравнению с известными устройствами [1, 2].
Технический результат достигается следующим образом.
Геофизический комплекс для поиска нефти и газа содержит подвижные модули (ПМ) геофизической разведки в сочетании с модулями спутниковой системы местоопределения (ССМ), а также стационарную геоинформационную станцию обработки данных. Причем каждый из ПМ включает блок измерений, последовательно соединенный через аналого-цифровой преобразователь с блоком накопления и памяти данных и блоком регистрации и воспроизведения информации, выполненными на базе персонального компьютера.
Отличительной особенностью комплекса является то, что он включает совокупность ПМ дистанционного исследования аномальных тепловых полей акватории (ТПА) и ПМ геохимической съемки акватории.
Комплекс отличается также тем, что ПМ дистанционного исследования аномальных ТПА выполнен в виде сканирующего инфракрасного (ИК)
радиометра и установлен на борту летательного аппарата, например вертолета.
В конкретном случае выполнения комплекса в качестве ИК-радиометра использован сканирующий ИК-радиометр «Поиск-2М» с температурным разрешением не менее 0,03°К, пространственным разрешением не менее 2,5 мрад с одновременной регистрацией в спектральных каналах в диапазонах 2,9-4,9 и 8-12 мкм и отображением и регистрацией информации в цифровом виде на жестком диске и на телеиндикаторе с привязкой к координатам посредством ССМ, а в качестве летательного аппарата использован вертолет «МИ-8».
Отличием комплекса также является то, что ПМ геохимической съемки акватории выполнен в виде установленной на судне морской углеводородной станции анализа газа «МУСТАНГ» для непрерывного профилирования водной толщи акваторий, включающей блок измерений в виде устройства подачи забортной воды, устройства непрерывного извлечения газовой фазы и подачи ее в аналитический блок, блок накопления и памяти, выполненный на базе персонального компьютера, а также модуль ССМ.
В частном случае выполнения ПМ геохимической съемки акватории дополнительно включает средство геохимической газовой съемки по донным отложениям, например спектроанализатор гидрогеохимических параметров грунта.
Кроме того, комплекс отличается тем, что стационарная геоинформационная станция обработки данных включает последовательно соединенные блок накопления и памяти данных, блок совместной обработки данных двух ПМ геофизической разведки и выявления аномалий геофизических полей посредством программируемого вычислителя, блок формирования решения о наличии углеводородных залежей и их местоположении, а также блок воспроизведения информации в виде аналоговой и/или цифровой карты.
При этом блоки стационарной геоинформационной станции обработки данных выполнены на базе одного или нескольких персональных компьютеров с возможностью синхронной обработки данных ПМ дистанционного исследования ТПА и ПМ геохимической съемки акватории.
В конкретном случае выполнения комплекса модуль ССМ выполнен в виде модуля дифференциальной спутниковой навигационной системы «НАВСТАР» и/или ГЛОНАСС».
При этом в частном случае выходы ПМ дистанционного исследования аномальных ТПА и ПМ геохимической съемки акватории соединены с входами стационарной геоинформационной станции посредством линий связи, которые выполнены в виде телеметрической, или телефонной, или компьютерной, или спутниковой систем передачи данных.
На чертеже приведена общая конструктивная схема предлагаемого комплекса для поиска нефти и газа.
Комплекс включает ПМ 1 дистанционного исследования аномальных ТПА, ПМ 2 геохимической съемки акватории и стационарную геоинформационную станцию (СГС) 3. ПМ 1 содержит блок 4 измерения, АЦП 5, блок 6 накопления и памяти, блок 7 регистрации и воспроизведения данных и модуль 8 ССМ. ПМ 2 включает блок 9 измерения, АЦП 10, блок 11 накопления и памяти, блок 12 регистрации и воспроизведения и модуль 13 ССМ. СГС 3 содержит блок 14 накопления и памяти, блок 15 совместной обработки, блок 16 формирования решения о наличии углеводородов и блок 17 воспроизведения. Комплекс может дополнительно включать средство 18 геохимической газовой съемки по донным отложениям, входящий в состав ПМ2.
Работа комплекса заключается в следующем.
На первом этапе проводится региональная дистанционная тепловая съемка поверхности с потенциальными залежами. Дистанционная тепловая съемка [3] выполняется модулем ПМ 1 с борта летательного аппарата, например вертолета «МИ-8», посредством блока 4 измерения, который
выполнен в виде сканирующего ПК-радиометра, например ИК-радиометра «Поиск-2 М» [3] с температурным разрешением не менее 0,03°К, пространственным разрешением не менее 2,5 мрад с одновременной регистрацией в спектральных каналах в диапазонах 2,9-4,9 и 8-12 мкм и отображением и регистрацией информации в цифровом виде на жестком диске и на телеиндикаторе с привязкой к координатам посредством ССМ 8. Данные измерений теплового поля блока 4 преобразуются в цифровую форму в АЦП 5 и поступают в блок б накопления и памяти, куда также поступают данные от ССМ 8 (время, координаты, скорость, курс). Блок 7 регистрирует и воспроизводит величину ТПА в цифровом виде на жестком диске и на телеиндикаторе с привязкой к координатам по ССМ 8. Данные ПМ 1 (с блоков 6 и 7) поступают для окончательной обработки на СГС 3.
На втором этапе поиска ведется непрерывная регистрация углеводородных газов (УВГ) по водной толще посредством установленного на судне ПМ 2, в качестве которого используется станция «МУСТАНГ», состав и работа которого описаны в [4, 6, 7]. Данные геохимических измерений с блока 9 через АЦП 10 поступают в блок 11 накопления и памяти геохимического модуля ПМ 2, выполненный на базе персонального компьютера, синхронно с данными ССМ 13 о местоположении. Блок 12 воспроизводит и регистрирует геохимические параметры газов с последующей передачей данных на СГС 3. В ряде случаев (третий этап работы) посредством спектроанализатора 18 осуществляется газовая съемка грунта по донным отложениям.
Данные от ПМ 1 и ПМ 2 окончательно обрабатываются в СГС 3, куда могут быть переданы посредством линий связи, выполненных, например, в виде телеметрической, или телефонной, или компьютерной, или спутниковой систем передачи данных. С блока 14 накопления и памяти данных информационные и управляющие сигналы поступают в блок 15 совместной обработки данных ПМ 1 и ПМ 2, где посредством компьютерной обработки выявляются аномалии тепловых и геохимических полей исследуемой
акватории. Блок 16 станции СГС 3 формирует решение о наличии углеводородных залежей и их местоположении, а блок 17 воспроизводит выходную информацию в виде аналоговой и/или цифровой карты.
Технология поиска залежей нефти и газа при комплексировании дистанционного ПМ и геохимического ПМ апробирована ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» (г. Геленджик) совместно с ВНЦ «ГОИ им. С.И.Вавилова» (Санкт-Петербург) на известном Бейсугском газовом месторождении в Азовском море и в Темрюкском заливе на подводном грязевом вулкане «Банка Темрюкская». Полученные результаты георазведки подтвердили эффективность использования предлагаемого для патентования комплекса (см. приложение).
Таким образом, предлагаемый комплекс реализует технический результат: обеспечение адекватной геофизической разведки в недоступных для сейсмических работ районах акваторий за счет комплексирования средств дистанционного температурного зондирования и геохимической съемки, обеспечивающего повышение информативности и достоверности выявления залежей углеводородов при расширении функциональных возможностей и при сокращении состава аппаратуры по сравнению с известными устройствами.
ПРИЛОЖЕНИЕ Результаты испытаний комплекса.
Дистанционная тепловая съемка выполнена с борта вертолета «МИ-8» с использованием сканирующего ИК-радиометра «Поиск 2 М». Запись спектральных характеристик съемки велась на жесткий диск компьютера. Синхронно производилась запись с блока навигационной системы «НАВСТАР».
Одновременно с тепловой съемкой проведена непрерывная газовая съемка по приповерхностной воде на морской геохимической станции «МУСТАНГ». Кроме того выполнена газовая съемка по донным осадкам.
Первый полигон теплового зондирования расположен в Бейсугском лимане Азовского моря, на акватории которого с 1971 г. эксплуатируется газовое месторождение (метановое, до 98%). Глубины воды в пределах полигона составляют от 0,2 до 1,8 м. Здесь выполнено по два галса теплового зондирования на высотах 1200 и 2000 м. Была также проведена газовая съемка, и получены аномалии миграционного метана, приуроченные к сводам структуры. На акватории Бейсугского лимана по результатам теплового зондирования выявлены две ярко выраженные «холодные» тепловые аномалии в спектральном диапазоне от 8 до 12 мкм, совпадающие с контурами сводов газовой залежи.
Второй полигон расположен в Темрюкском заливе вблизи г. Темрюка. Полигон с выходом газа на поверхность акватории из подводного грязевого вулканв - Банка Темрюкская. Глубина моря в пределах полигона составляет до 10 м. По результатам теплового зондирования над подводным грязевым вулканом выделено несколько аномальных зон. «Холодные» тепловые аномалии зафиксированы при съемке с высоты 700 м. При полете на высоте 200 м зарегистрированы зоны с выходом метана в средневолновом канале (2,9-4,6 мкм) в виде сигнала в полосе поглощения метана в приводном слое атмосферы. В длинноволновом канале (8-12 мкм) - как разрыв поверхностной пленки воды. Устойчивая холодная неоднородность, отмеченная в обоих спектральных диапазонах, соответствует аномальному содержанию метана по данным гидрогазосъемки (до 2780 об.%) с контрастностью 2,3 единиц и аномалии углеводородных газов по осадкам с контрастностью аномалии по гомологам метана до 3,9 единиц.
На первом этапе проводится региональная дистанционная тепловая съемка поверхности акватории над потенциальными залежами. На втором этапе - уточнение аномальных зон, выделенных тепловой съемкой, средствами непрерывной регистрации углеводородных газов по водной толще. На третьем этапе - комплексная геохимическая съемка по донным отложениям с целью определения природы аномалий.
Таким образом, полученные результаты подтверждают эффективность использования дистанционного зондирования с помощью ИК-аппаратуры в комплексе с геохимической съемкой для поиска и обнаружения месторождений нефти и газа на малоизученных и труднодоступных для сейсмических работ акваториях. Особенно это актуально для лиманов, заливов Азовского моря, акватории Северного Каспия, большая часть площади которых имеет глубины до 3 м, значительные участки являются заповедной зоной и не доступны для изучения сейсмической аппаратурой.
ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИ I. Прототип и аналоги:
1. RU 35445 U 1, 10.01.2004 (прототип).
2. RU 16406 U 1, 27.12.2000 (аналог).
3. Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред. С.Г.Неручева. - СПб: Недра, 1988, 578 с. (аналог: с.544-545).
4. RU 23340 U 1, 10.06.2002 (аналог).
5. RU 09653 U 1, 16.04.1999 (аналог). П. Дополнительные источники по уровню техники:
6. RU 21960 U 1, 27.02.2002.
7. RU 2188440 С1, 27.08.2002.
8. RU23338 U1, 10.06.2002.
9. RU09533 U1, 16.03.1999.
10. RU28257 U1, 10.03.2003.
11. SU1754660 A1, 15.08.1992.
12. Глумов И.Ф. Автоматизированные геофизические комплексы для изучения геологии и минеральных ресурсов Мирового океана. - М.: Недра, 1986, 344 с.