Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Сейсморазведка нефти и газа


Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Сейсморазведка

Cтраница 1

Сейсморазведка широко применяется сервисными и добывающими компаниями во всем мире. Практически все разведочные скважины закладываются на основе данных сейсморазведки.  [2]

Сейсморазведка в море основана на тех же принципах, что и наземный метод, однако при этом используются иные инструменты. Генерирование сейсмической энергии, как правило, осуществляется специальным пневматическим источником, который под давлением посылает в воду пузыри. Съемка проводится с помощью радиопередатчика радионавигационной системы Loran.  [3]

Сейсморазведка основана на изучении особенностей распространения упругих колебаний в земной коре. Упругие колебания ( или, как их еще называют, сейсмические волны) чаще всего вызываются искусственным путем.  [4]

Сейсморазведка - довольно молодая дисциплина, ведущая свое начало примерно с 1923 г. Ее ранняя история кратко излагается в § 1.2. Сейсмический метод остается важнейшим геофизическим методом с точки зрения капитальных затрат ( § 1.3) и числа занимающихся им геофизиков. Превосходство сейсморазведки над другими геофизическими методами объясняется множеством разных факторов, самыми важными из которых являются высокая точность, высокая разрешающая способность и большая глубина проникновения, достижимые этим методом. В § 1.4 приводится литература по сейсморазведке.  [5]

Сейсморазведка сегодня решает такие сложные задачи, как картирование малоразмерных рифов, обнаружение и трассирование узких рукавообразных залежей, оценка структурного плана и распространение коллекторов вокруг пробуренных скважин.  [6]

Сейсморазведка позволяет делать весьма точный качественный прогноз, определять место залегания нефти Но количественных выводов всех характеристик месторождения одной сейсморазведкой не получишь.  [7]

Сейсморазведка ( в т.ч. акустическая разведка, ультразвуковая эхолокация) основана на принципе отражения упругих волн от границы раздела дв х сред.  [8]

Сейсморазведка в настоящее время является пока единственным, достаточно хорошо разработанным геофизическим методом и при ведении работ в море. Все известные к настоящему моменту крупные морские месторождения нефти и газа открыты при непосредственном использовании морской сейсморазведки. Принцип работы в море заключается в том, что корабль тянет за собой на кабеле ( косе) целый ряд сейсмографов, а заряды автоматически сбрасываются с судна через равные интервалы времени и их взрывают в толще воды.  [9]

Сейсморазведка перевооружается современными техническими средствами.  [10]

Сейсморазведка является одной из основных видов геофизических работ, широко применяемых при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений.  [11]

Сейсморазведка с большим успехом применяется при поисках и детализации строения соляных куполов.  [12]

Нефтегазовая сейсморазведка применяется на разл. На поисковом этапе с помощью КМПВ и MOB изучается строение мегавалов, сводов, депрессий и др. крупных структурных элементов, выявляются осложняющие их структуры ( антиклинали, брахиантиклинали, зоны выклинивания и др.), благоприятные для скопления углеводородов, выявляются крупные нарушения и др. особенности строения. При детальной съемке MOB и МОГТ определяется наличие угловых несогласий, положение и смещение сводов на разл.  [14]

Инженерная сейсморазведка характеризуется малой глубиной исследования, обычно не превышающей 50 - 100 м, поэтому преимущественно применяется МПВ. Сейсморазведочные работы направлены на: определение глубины и формы залегания коренных пород, положения уровня грунтовых вод; выявление и локализацию трещиноватых зон и карстовых пустот; изучение динамических модулей упругости горных пород в естественном залегании; проведение микросейсморайонирования и др. Профили и точки измерения располагаются на небольшом расстоянии от источников возбуждения волн, поэтому регистрируют волны высокой частоты ( 150 - 200 Гц), что повышает разрешающую способность метода. В качестве измерительной аппаратуры используют портативные 1-канальные и 6 - 12-канальные сейсмические станции.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

12.3.2. Структурная сейсморазведка.

Структурная сейсморазведка - одно из основных направлений сейсморазведки. Структурная сейсмическая разведка, кроме решения задач структурной геологии, имеет четкую практическую направленность на поиск нефти и газа. Она проводится на суше, на морях, океанах, вдоль рек и имеет дело с глубинами исследования до 10 км. Структурные задачи решаются методом отраженных волн. Метод преломленных волн играет подчиненное значение и служит для картирования поверхности фундамента и выделения высокоскоростных слоев в осадочном чехле.

В результате рекогносцировочного и частично поискового сейсмогеологического районирования, выполненного на территории России, выделяются следующие четыре типа разрезов с различной эффективностью применения сейсморазведки.

I. Древние платформы (Русская, Восточно-Сибирская) характеризуются двух-трехэтажным сейсмогеологическим строением, пологими структурами, выдержанностью отражающих и преломляющих границ. Под сейсмогеологическим этажом понимается толща, для изучения которой требуется применение специфической методики наблюдений и интерпретации - иными словами, это сравнительно однородная толща горных пород, иногда четко не расчленяемая по сейсмическим данным. Для поисков нефтегазоносных структур в этих регионах необходима детальная высокоточная сейсморазведка с точностью определения глубин около 25 м.

II. Молодые платформы (Западно-Сибирская, Среднеазиатская, Предкавказская) отличаются одно- и двухэтажным строением, большой амплитудой структур, выдержанностью отражающих границ в этажах и преломляющих на границах этажей и по кровле фундамента. Поиски нефтегазовых структур в этих районах проводятся довольно успешно, так как сейсморазведка обеспечивает сечение сейсмогеологических карт и разрезов до 50 м.

III. Зоны кайнозойской складчатости (Кавказ, Карпаты, Средняя Азия, Сахалин и т.п.) характеризуются крупными, сложными структурами с большими углами наклона. Как правило, здесь отражающие границы прослеживаются в виде отдельных отражающих площадок. Основную роль играет МПВ. Для определения скоростей нужны скважины. Сейсморазведка дает результаты пониженной точности (сечение карт свыше 100 м).

IV. Глубинные впадины на платформах (Прикаспийская, Днепрово-Донецкая, Вилюйская и др.) характеризуются сложным многоэтажным строением с явлениями диапиризма, наличием соляных куполов. В подобных условиях применяются МПВ, МОВ. Точность сейсморазведки такая же, как и для III типа сейсмологического разреза.

Для решения задач структурной геологии широко применяется морская и речная сейсморазведка. Морская сейсморазведка - один из наиболее быстрых методов сейсморазведки. Работы ведутся в модификации НСП, МОВ, МПВ специальной автоматической аппаратурой без остановки судна.

12.3.3. Нефтегазовая сейсморазведка.

В результате структурных геолого-геофизических исследований практически все перспективные на нефть и газ районы на суше и морском шельфе выявлены. В этих районах, начиная с более перспективных, ведутся площадные поисково-разведочные сейсмические работы методом МОВ - МОГТ.

По условиям формирования и залегания нефтяные месторождения располагаются на глубинах 1,5 - 4 км, а газовые - на глубинах 3 - 6 км. Главное назначение сейсморазведки - поиск структур, благоприятных нефтегазонакоплению. Их называют ловушками. Это такие зоны осадочных (реже изверженных) пород, в которых имеются пористые породы (коллекторы), например, пески, трещиноватые скальные породы, перекрытые непроницаемыми породами (экранами), например, глинами. Основными типами ловушек являются: антиклинальные или куполовидные поднятия, приуроченные к сбросам толщи коллекторов, рифогенные (известковые) выступы, соляные купола, зоны выклинивания, стратиграфические несогласия, древние долины и другие.

Все они при высоком качестве проведения полевых работ и цифровой обработке информации визуально прослеживаются на разрезах: временных по данным МОВ (лучше МОГТ) и глубинных (МОВ - МОГТ), на структурных картах по кровле опорных горизонтов, на картах мощностей коллекторов или экранов. Точность в определении глубин должна быть не менее 100 м.

Разведка структур проводится сложными интерференционным системами МОГТ в сочетании с сейсмоакустическими исследованиями поисковых скважин. Точность в определении изменений мощностей пород в ловушках должна достигать 25 м.

В результате детальной сейсморазведки выявляются местоположение структур и их глубины, где возможно скопление нефти или газа (таких в среднем одна треть).

Прямые поиски нефти и газа в выявленных ловушках - задача очень сложная. Она требует детального анализа кинематики (скоростей) и динамики (затуханий) сейсмических волн (например, отношение является индикатором флюидонасыщенности). Прямые поиски более эффективны, если сейсморазведка комплексируется с высокоточной гравиразведкой, электромагнитными зондированиями, термическими и ядерными исследованиями в неглубоких скважинах. Разумеется, необходимо вести бурение самых перспективных структур. При благоприятном исходе такие скважины становятся промышленными для добычи нефти и газа.

studfiles.net

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Сейсморазведка

Cтраница 2

Сейсморазведку применяют на всех стадиях геологического процесса при решении разнообразных задач.  [16]

Низкочастотную сейсморазведку ( 20 - 30 Гц) применяют для изучения земной коры на больших глубинах. Повышение частоты ведет к увеличению разрешающей способности сейсморазведки, но высокочастотные колебания сильнее поглощаются породами. При высокочастотных исследованиях сейсмоакустическими и ультразвуковыми методами частота измеряемых колебаний достигает десятков килогерц.  [17]

Сейсморазведкой к северу от разведываемой части Беркутов-ской газоносной зоны выделен новый перспективный участок, где выявлены Ижбулдинская, Майская, Ибряевская и другие структуры, подготовка которых расширит фронт поисково-разведочных работ в этом районе.  [18]

Сейсморазведкой и глубокими скважинами изучена тектоника мезозойской части разреза.  [19]

Сейсморазведкой МОП современных модификаций охватывается по существу вся платформенная часть и территория Предуральского прогиба.  [20]

Результаты сейсморазведки записывают, и с их помощью изучают подземные слои горной породы. При регистрации обнаруживаются все места деформации породы, такие как опрокидывание, образование сбросов или складок. По ярким пятнам часто успешно определяют коллекторы природного газа, а также газовые шапки поверх нефтяных залежей. Они образуются, если отраженное эхо содержит в себе приблизительно 20 % сейсмической энергии. Однако не все яркие пятна оказываются промышленными месторождениями природного газа. Еще одним признаком являются плоские пятна, которые образуются при отражении от газонефтяного или газоводяного контакта.  [21]

Методика сейсморазведки за последние годы претерпела значительные изменения, и существует множество разных ее вариантов. Ниже мы опишем общие принципы, которые послужат основой для понимания дальнейшего изложения; причины разработки разнообразных модификаций будут рассмотрены в последующих главах.  [22]

Методы сейсморазведки широко и успешно применяются для выявления локальных поднятий. Изучая прохождения звуковых волн, геологи определяют изгибы пластов, положительные структуры ( антиклинали, купола и др.), где могли бы скапливаться нефть и газ.  [23]

В сейсморазведке регистрируется скорость смещения почвы.  [24]

В сейсморазведке отраженными волнами используются заряды гораздо меньшего веса... При проведении полевых работ основной заряд опускают на 17 - 25 футов ( 5 - 7 5 м) в шестидюймовую скважину, а на поверхности помещают дополнительные заряды. Последние предназначены для возбуждения воздушной волны.  [25]

При сейсморазведке методами ВСП, МОГ, сейсмокаротаже также используют особые сейсмические станции, работающие в сейсмическом, звуковом либо ультразвуковом диапазонах частот. В состав скважинных сейсмических станций входит как обязательный элемент скважинный зонд, погружаемый в скважину. В этом зонде помещаются приемники упругих колебаний, а при акустическом и ультразвуковом каротаже - и источники колебаний. Запись данных производится на земной поверхности на бумаге или магнитной ленте в аналоговой или цифровой форме. В состав каротажной сейсмостанции входит спуско-подъемное устройство для зонда с точным измерением глубин его погружения. Для сейсмического каротажа и вертикального сейсмического профилирования применяют станции Поиск-1-24 - СК, ВСП-1, ССП-1, АСС-12, а для акустического и ультразвукового каротажа - станции ЛАК, Звук, СПАК, СППУ.  [26]

В сейсморазведке рыхлые отложения являются зоной малых скоростей. Их влияние проявляется в поглощении высокочастотной части спектра упругих колебаний и запаздывании прихода волн. Особенно сильное влияние оказывают залежи торфа, таликовые зоны, погребенные речные долины, заполненные рыхлым материалом и находящиеся среди плотных пород. Наиболее распространенный метод борьбы с экранирующим влиянием зоны малых скоростей в сейсморазведке MOB - проведение взрывов ниже этой зоны. Экранами в сейсморазведке являются также границы раздела сред, сильно различающиеся волновым сопротивлением.  [27]

В сейсморазведке полная постановка задачи заключается в решении уравнения распространения упругих колебаний с кусочно непрерывными коэффициентами при условии возбуждения точечным взрывом. Решения этой задачи проведены только для простейших моделей строения среды. Однако в связи с тем, что основной измеряемой величиной в сейсморазведке является время прихода отраженных сигналов, в теории ограничиваются приближением геометрич. Время запаздывания сигнала измеряется в различных точках земной поверхности.  [28]

В речной сейсморазведке и на мелководье используют плавающие и донные косы. Работы с плавающими косами ведут при непрерывном движении судна. В момент регистрации колебаний косу останавливают путем вытравливания сейсмического кабеля. При остановке косы сейсмоприемники, прикрепленные к косе на коротких отводах, погружаются на заданную глубину. После окончания регистрации косу подтягивают к судну. Донные косы укладывают на дно. Регистрацию производят при выключенных двигателях, что значительно снижает уровень помех. Однако производительность работе плавающими и донными косами значительно ниже, чем с БПУ.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Сейсморазведка

Cтраница 3

По данным сейсморазведки Возейская структура имеет амплитуду до 500 м по кровле франских отложений верхнего девона.  [31]

По данным сейсморазведки, на поверхности доюрского основания трассируется ряд тектонических нарушений, часть которых проникает в осадочный чехол, затрагивая отложения юрской толщи, неокома и на некоторых участках месторождения верхних горизонтов разреза.  [32]

По данным сейсморазведки месторождение приурочено к пологой бра-хиаптиклинальной складке северо-восточного простирания двухсводового строения.  [33]

По данным сейсморазведки месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке округлой формы.  [35]

При проведении сейсморазведки производят сильные взрывы на поверхности, благодаря которым в горных породах распространяются продольные и поперечные упругие волны. Взрывы обычно осуществляют в неглубоких ( до 100 м) скважинах, пробуренных ниже зоны рыхлых пород.  [36]

С помощью сейсморазведки ежегодно подготавливаются сотни структур для бурения на нефть и газ. На базе этих структур в Западной и Восточной Сибири, Средней Азии, Западном Казахстане, Оренбургской области, Коми АССР, Восточной Украине и Белоруссии разведаны нефтяные и газовые месторождения.  [37]

Помимо методик сейсморазведки геофизические методы включают гравиметрические и магнитные исследования. При гравиметрических измерениях определяются изменения силы тяжести, а при магнитных - напряженность и направление магнитного поля Земли.  [38]

Экономическое обоснование сейсморазведки трудно подтвердить документально, покольку цифровых данных не имеется. Вплоть до середины 50 - х годов Американская ассоциация геологов-нефтяников ( AAPG) пыталась экономически оценить основные факторы, имеющие отношение к открытию новых нефтяных месторождений, но отказалась от этого намерения, поскольку всегда неизменно присутствовало множество таких факторов. Хэлбути [71] отмечает, что в период между 1930 и 1960 гг. 80 % открытий месторождений-гигантов в США было сделано, по крайней мере частично, благодаря сейсморазведке. В настоящее время места для заложения почти всех скважин определяются на основе сейсмических данных, и уже одно это служит оправданием сейсморазведочных работ. Объем сейсмических работ, перечисленных в табл. 1.5, растет очень быстро; отсюда можно сделать вывод, что ценность сейсмических данных осознается все больше.  [40]

Современные средства сейсморазведки не позволяют раздельно изучить эти тонкие слои вследствие малого различия их скоростей.  [41]

Все разновидности сейсморазведки, основанные на использовании различных типов волн, технических и технологических средств, областей применения, следует называть модификациями. Однако в силу устоявшихся традиций некоторые модификации сейсморазведки возведены в ранг метода, например метод отраженных волн, метод преломленных волн.  [42]

Объектовые модификации сейсморазведки проводят с целью изучения ( поисков и разведки) конкретных геологических объектов. Например, такими объектами при геологическом картировании могут быть стратиграфические границы или тектонические зоны. Месторождения нефти и газа являются объектами изучения нефтяной сейсморазведки, месторождения угля - угольной, залежи рудных и нерудных полезных ископаемых - рудной сейсморазведки. Изучение специфических условий строения верхней толщи геологического разреза ( картирование карстовых зон, определение мощности рыхлых отложений), а также гидрологических условий является объектом инженерной сейсморазведки.  [43]

Технические средства сейсморазведки включают: 1) средства регистрации ( сбора) данных; 2) обрабатывающие установки; 3) источники возбуждения колебаний.  [44]

Основной объем сейсморазведки МОГТ приходится на южную, прибрежную часть моря. На севере отработаны лишь отдельные рекогносцировочные профили.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Морская сейсморазведка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Морская сейсморазведка

Cтраница 1

Морская сейсморазведка является таким образом скоростным методом. Приводимые ниже несколько цифр для сравнения с наземной сей-смикой подтверждают это определение. Допустим, на суше сейсмический отряд разведует в месяц от 50 до 120 км профилей, эти значения могут снизиться до 20 км или повыситься до 300 км в зависимости от местных условий. В море порядок величин резко меняется - здесь проходят в месяц от 500 до 2000 км. Хотя капиталовложения, необходимые для сейсмических работ в морских условиях, приблизительно в два раза превосходят капиталовложения - в наземные работы, неудивительно, что стоимость километра морского профиля составляет около одной пятой соответствующей стоимости на материке.  [1]

Морская сейсморазведка выполняется на акваториях морей и океанов специальными судами, оборудованными не только сей-сморазведочной аппаратурой, но и навигационными устройствами для непрерывного и точного определения их местоположения.  [2]

Морская сейсморазведка обладает рядом преимуществ по сравнению с исследованиями тем же методом на суше.  [3]

В морской сейсморазведке в качестве излучателей колебаний чаще других используют пневматические и электроискровые источники.  [4]

В морской сейсморазведке в качестве излучателя упругих колебаний применяются преимущественно пневматические и электроискровые источники, а для приема сейсмосигнала - пьезоэлектрические сейсмические косы.  [5]

Следовательно, морская сейсморазведка является относительно дешевым геофизическим методом, и если вспомнить, что разведочное и эксплуатационное бурение на континентальном шельфе обходится почти в шесть раз дороже, чем на земле, можно заключить о значительной выгодности сейсмической подготовки для любых подводных нефтяных разведываемых месторождений.  [6]

Современная техника морской сейсморазведки позволяет проводить исследования практически на любых глубинах шельфовой зоны. Морские сейсморазведочные работы с целью изучения геологического строения акватории и установления благоприятных структур для формирования в них залежей нефти и газа в большом объеме проводятся по всему бассейну Каспия, а также в Азовском, Черном и Охотском морях. К недостаткам интерпретации материалов морской сейсморазведки следует отнести отсутствие методики выделения опорных сейсмических горизонтов и принятие в отдельных случаях условных горизонтов, что в значительной степени отрицательно влияет на точность определения глубины залегания горизонтов и на возможность наблюдения за изменением мощностей свит и появлением новых пачек в разрезе.  [7]

Советскому Союзу также необходимо иметь плавучие платформы для разведки в первую очередь высокоперспективных глубоководных структур, давно уже выявленных морской сейсморазведкой на Апшеронском пороге, а также на других не менее перспективных структурах, расположенных в Бакинском архипелаге, на Туркменском и Казахстанском побережье Каспия. Изготовленная недавно в Азербайджане плавучая платформа, предназначенная для бурения скважин на глубинах моря до 15 м, ни в коей мере не решает эту важную проблему.  [8]

Сейсмические усилители предназначены для усиления сигналов в диапазоне частот от нескольких единиц до нескольких сотен герц ( в некоторых системах морской сейсморазведки до нескольких килогерц) и для обеспечения записи сигналов с весьма широким динамическим диапазоном амплитуд.  [10]

Импульсные источники для возбуждения колебаний подразделяются на: 1) механические, в которых используется энергия падающего груза и которые применяются при сейсмических исследованиях небольших глубин для инженерно-геологических целей; 2) газодинамические ( генераторы сейсмических колебаний или сейсмические излучатели), в которых используется энергия, выделяющаяся при расширении сжатого невзрывного газа или продуктов взрыва газовой смеси, и которые широко применяются в морской сейсморазведке; 3) электродинамические производят разряд батареи конденсаторов через электроды, погруженные в непроводящую жидкость, и в результате возникает электрогидравлический удар; электрогидравлические источники используются в морской сейсморазведке, а другая модификация электродинамических источников - магнитодинамические находят применение в полевой сейсморазведке.  [12]

Импульсные источники для возбуждения колебаний подразделяются на: 1) механические, в которых используется энергия падающего груза и которые применяются при сейсмических исследованиях небольших глубин для инженерно-геологических целей; 2) газодинамические ( генераторы сейсмических колебаний или сейсмические излучатели), в которых используется энергия, выделяющаяся при расширении сжатого невзрывного газа или продуктов взрыва газовой смеси, и которые широко применяются в морской сейсморазведке; 3) электродинамические производят разряд батареи конденсаторов через электроды, погруженные в непроводящую жидкость, и в результате возникает электрогидравлический удар; электрогидравлические источники используются в морской сейсморазведке, а другая модификация электродинамических источников - магнитодинамические находят применение в полевой сейсморазведке.  [14]

Большими возможностями для развития нефтедобычи на морских акваториях располагает Советский Союз. Наиболее перспективным в нефтегазоносном отношении и хорошо изученным методом морской сейсморазведки является бассейн Каспийского моря. Только из месторождений Азербайджанского побережья добывается ежегодно более 10 млн. т нефти.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

[Н2.1] Поиск и разведка нефтяных месторождений

Современная нефтяная скважина — весьма дорогостоящий объект. Перед тем, как начать буровые работы, проводится комплекс работ по поиску перспективных участков и выяснению строения геологических структур. На заре нефтяной промышленности место для бурения скважины выбиралось практически наобум, что приводило к крайне низкой эффективности. Даже в богатых нефтью районах на одну продуктивную скважину приходилось 10-20 «сухих». Сейчас это соотношение изменилось на противоположное — одна «сухая» на 10 продуктивных скважин.

Первым делом геологи должны найти такие участки, где хотя бы теоретически может быть скопление нефти. Как говорилось в статье о ловушках, подходящим местом для формирования залежи может быть антиклиналь — куполообразная структура, похожая на перевёрнутую чашу. Когда пласты сформировали синклиналь (чашу, стоящую как положено — открытой частью вверх), то нефть здесь искать бесполезно. Если пласты и были когда-то пропитаны углеводородами, то они постепенно бы поднялись на поверхность и испарились. Поисковые работы на начальном этапе весьма романтичны  («Ты уехала в знойные степи, я ушел на разведку в тайгу, над тобою лишь солнце палящее светит, надо мною лишь кедры в снегу…»). Геологи выезжают на полевые работы, изучают пласты горных пород, выходящие на поверхность, их состав и углы наклона. В результате этой работы составляется геологическая карта и геологические разрезы местности.

geologyst

При поиске месторождений применяются также газовая, люминисцентно-битуминологическая и радиоактивная съёмки, а также гидрохимический метод. Газовая съёмка основана на том, что в местах расположения нефтяных и газовых залежей образуется ореол рассеяния углеводородных газов. Не существует абсолютно непроницаемых горных пород. Какой бы хорошей не была экранирующая порода ловушки, за счёт фильтрации и диффузии углеводороды поступают на поверхность. Чувствительные газоанализаторы способны выявить повышенное содержание углеводородов в пробах, отобранных над залежью. По той же причине подземные воды в районах нефтяных месторождений могут характеризоваться повышенным содержанием углеводородов. Гидрохимический метод основан на изучении состава подземных вод.

В породах, расположенных над залежами нефти, часто наблюдается повышенное содержание природных битумов. Битумы имеют интересное свойство — они светятся в длинноволновом ультрафиолетовом излучении (UV-A), точно так же, как это делают волоски на денежных купюрах под УФ-детектором. В ходе люминисцентно-битуминологическая съёмки отобранные образцы облучаются УФ-лампой, а по характеру свечения делаются выводы о содержании битумов в породе.

Также установлено, что над нефтяными и газовыми залежами наблюдается снижение естественного радиационного фона. Проведение радиационной съёмки направлено на выявление участков с аномально низким фоном.

Одним из наиболее информативных методов исследования геологических структур является сейсморазведка, принцип которой похож на УЗИ-исследование человеческого организма. Под землю направляется мощный импульс упругих колебаний (сейсмических волн). На границе раздела двух сред с различной плотностью часть колебаний отражается и возвращается к поверхности, другая же часть преломляется, преодолевает границу раздела и уходит глубже, до следующей границы раздела. Отраженные сейсмические волны, достигнув земной поверхности, улавливаются специальными приемниками. Интерпретация собранной информации позволяет получить представление о геологическом строении пластов.

1

Метод отраженных волн был предложен советским геологом В.С.Воюцким в 1923 году и получил широкое распространение во всём мире. Другой вариант — корреляционный метод, основанный на регистрации преломленных волн, образующихся при падении упругой волны на границу раздела под заранее рассчитанным углом. Источником сейсмических волн может служить заряд тротила или гексогена. Применяются также невзрывные источники колебаний (вибраторы), особенно в густонаселённых районах.

Если датчики, улавливающие отражённые волны, устанавливаются на одной линии, то такой вид сейсморазведки называется линейным (2D). При проведении объёмной (3D) сейсморазведки датчики располагаются на площади. Объёмная сейсморазведка даёт больше информации о строении недр по сравнению с линейной. Недавно стала применяться 4D сейсморазведка, где дополнительной размерностью служит время. На практике 4D сейсморазведка представляет собой многократное повторение 3D исследований.

Существуют и другие методы геофизических исследований: гравиметрический, магнитный, электрический, электромагнитный. Они основаны на замере гравитации, магнитного и электрического полей в изучаемом районе. Нефть отличается от других минералов плотностью, электропроводностью и магнитными свойствами. Чувствительные приборы позволяют уловить изменения физических полей, а интерпретация полученных данных даёт основания для оценки недр на предмет наличия залежей углеводородного сырья.

Поисково-разведочные работы в море проводятся аналогичным образом, только оборудование размещается не на автомашинах, а на судах. В качестве источника упругих колебаний при проведении сейсморазведки в море используются пневмопушки — они причиняют минимальные неудобства обитателям моря.

Комментариев:

neftianka.ru

Сейсморазведка. Время действий или упущенных возможностей? - Бурение и Нефть

Время действий или упущенных возможностей?

SEISMIC SURVEY.TIME FOR ACTION OR MISSED OPPORTUNITIES?

Ju. AMPILOV, M. TOKAREV, Moscow state University named after M.V. Lomonosov

Существенно сократить затраты на поисковое бурение помогает сейсморазведка — один из наиболее информативных геофизических методов исследования земной коры. Сейсморазведка позволяет заглянуть глубоко в земную кору и обнаружить продуктивные пласты, которые могут находиться на глубине тысяч метров. Об изученности шельфовых территорий 2D и 3D сейсморазведкой, о возможно­стях использования для этих целей специализированных судов, об их потребности для России и мира – детальное исследование авторов.

Seismic survey are reduce the cost of drilling helps the seismic survey is one of the most informative methods of geophysical studies of the earth’s crust. Seismic survey allows to look deep into the earth’s crust and to detect productive layers that may be located at a depth of thousands of meters. About the scrutiny of offshore territories of 2D and 3D seismic survey on the possibilities of use for these purposes, specialized courts, about their need for these goals – detailed research of the author.

Современные сейсмические суда на мировом рынке и их загрузка

В связи с нынешним нефтяным кризисом активность в проведении ГРР на мировом шельфе значительно упала. Нагляднее всего это демонстрирует потребность в буровых установках. Так, еще в 2013 г. на рынке было невозможно найти свободную СПБУ даже при суточной ставке в 600 тыс. долл. США. А сегодня такие установки готовы работать и за 150 тыс. долл. в сутки, но найти работу даже по такой цене многим не удается (рис. 1). В результате кратного снижения геологоразведочной активности на шельфе почти повсеместно число работающих морских буровых в мире уменьшилось за 2 года с 460 до 320 (рис. 2). Поскольку сейсморазведка обычно предшествует бурению, то был создан определенный сейсморазведочный задел, который еще не реализован в большинстве компаний. Поэтому сейсморазведочная активность снизилась в относительных объемах еще больше, чем поисково-разведочное бурение. Рассмотрим несколько конкретных фактов, и начнем с анализа занятости сейсмического флота. На рис. 3 представлена эволюция современных зарубежных сейсмических судов с 1993 г.К настоящему моменту степень технологической оснащенности и мореходных качеств специализированных сейсмических судов достигла совершенства. Они имеют значительно меньший уровень шумов, чем обычные суда, повышенную устойчивость к качке, совершенное оборудование, а многие из них к тому же мощные бортовые вычислительные комплексы, превышающие зачастую по мощности береговые вычислительные центры. Это относится, например, к судам класса Ramform компании PGS (рис. 4), а также к отдельным единичным судам компаний WG и CGG. А суда 5-го поколения класса Ramform Titan, три из которых уже спущены на воду в последние 2 года, заметно превышают возможности своих предшественников из класса S, изображенных на рис. 4. Они могут буксировать до 24 кос длиной до 12 км каждая, а автономность таких судов составляет 150 суток. Другое дело, что компании пока не заказывают работы с 24 косами, поскольку тогда не будут обеспечены условия конкуренции на тендерах ввиду уникальности судов данного класса. Но в ближайшем будущем сопоставимые аналоги появятся и у конкурентов. Благодаря специальному корпусу и тщательно подобранным характеристикам их шумы кратно ниже, чем у аналогов, а имеющееся на борту оборудование позволяет оставаться на профиле и продолжать съемку даже при высоте волны до 4 – 5 м без существенной потери качества. Готова ли наша промышленность построить такое судно и обеспечить его оборудованием? Проанализировать эту проблему мы постараемся ниже.А теперь посмотрим, как много имеется работы для таких прекрасных судов на мировом рынке. Как видно из рис. 5, пик сейсморазведочных работ на шельфе пришелся на 2011 – 2013 гг., когда в море «трудилось», в среднем, 65 судов 3D. В 2016 г. их количество снизилось до 40 и примерно столько же ожидается в 2017 г. В такой же пропорции сократилось и суммарное количество сейсмических кос на всех активных судах: с 610 до 360. В 2017 г. прогнозируется их небольшое увеличение – до 390 (рис. 6).Причем средняя загрузка одного работающего судна сократилась с 91 % в 2013 г. до 73 % в 2015 – 2016 гг. (верхняя диаграмма на рис. 7). А как показывает предыдущая практика, при загрузке менее 80 % судно работает в убыток. Обращает на себя внимание тот факт, что в 2005 – 2008 гг. суда работали со 100 %-ной загрузкой, которая теперь не ожидается даже за пределами 2020 г. Однако количество работающих судов и процент их загрузки еще не полностью отражают реальное экономическое положение морской сейсморазведки на мировом рынке. Более определенно об этом можно судить по тому, как изменяется средняя суточная ставка для судна. Из графика на рис. 7 видно, что среднее по характеристикам 10 – 12-косовое судно в 2008 г. можно было «продать» со ставкой 330 тыс. долл. в сутки, в то время как в 2016 г. – лишь за 134 тыс. USD. Данная величина не покрывает затрат, но компании идут на это, обнуляя даже амортизационные отчисления, чтобы минимизировать свои убытки. Для справки: суточная ставка для судна 2D за тот же период упала не так катастрофически: с 90 тыс. USD в 2007 г. до 55 тыс. в 2016-м. Однако сегмент сейсморазведочных работ 2D в мире все более сходит на «нет», поэтому мы не уделяем этому вопросу должного внимания в данном анализе. Изменение негативной тенденции аналитики ABG ожидают в 2017 г., предполагая 5 %-ный рост суточных ставок, но и они не позволят морским сейсмическим компаниям получать прибыль. Это значит, что серия банкротсв и слияний может продолжиться и в 2017 г. В складывающейся неблагоприятной ситуации сейсморазведочные компании вынуждены предпринимать все меры не только к сокращению расходов, но и к повышению производительности работ. Из рис. 8 видно, что средняя суточная производительность с 2011 г. почти удвоилась, достигнув 70 км2 в сутки. Притом уже есть примеры, когда в сутки производится до 200 км2 съемки 3D, в неделю – более 1000 км2, а в месяц более 4000 км2. Из рис. 8 также видно, что находящиеся в работе суда могут ежегодно выполнять до 600 тыс. км2 3D даже при 60 %-ной загрузке. Однако таких потребностей в мире в ближайшие годы не предвидится, хотя несколько лет назад это были нормальные среднегодовые объемы.

В такой ситуации, когда контрактные работы по заказам нефтегазодобытчиков свелись к историческому минимуму, сейсмические компании стремятся больше выполнять мультиклиентских (спекулятивных) работ, чтобы продать потом материалы нескольким покупателям. Так, в минимальном по активности 2016 г., в среднем, лишь 10 судов находились на конт­рактных работах, а 15 – на мультиклиентских (рис. 9). Однако для этого нужны немалые собственные средства, которые на текущий момент мало у кого есть. Эксперты Pareto ожидают, что через некоторое время при относительной стабилизации ситуации соотношение судов на контактах и спекулятивных съемках будет 20 к 15.

Поскольку сейсморазведка обычно предшествует бурению, то был создан определенный сейсморазведочный задел, который еще не реализован в большинстве компаний. Поэтому сейсморазведочная активность снизилась в относительных объемах еще больше, чем поисково–разведочное бурение.

Финансовое состояние основных конкурирующих морских сейсморазведочных компаний

Понятно, что сегодня финансовое состояние всех без исключения морских геофизических компаний является сложным, а некоторых – критическим. Косвенно об этом свидетельствуют их курсы акций, большинство из которых упали значительно сильнее, чем цена нефти.Интересна курсовая динамика акций геофизических компаний. Так, за один год, с апреля 2015-го по апрель 2016 г., цена нефти марки Brent упала на 31 %. За этот же период акции основных мировых лидеров морской геофизики упали заметно больше: PGS – на 45 %, Polarcus – на 72 %, CGG – на 77 %, EMGS – на 89 %. В этом списке отсутствует известная компания Western Geco, поскольку не котирует свои акции на рынке, а является дочерней компанией Shlumberger. Но и она сократила количество своих судов с 16 до 5. Лучше других пока держится PGS, несмотря на то что недавно получила суперсовременные сейсморазведочные 24-косники, о которых мы упоминали выше. Но она сумела реструктурировать платежи по расчетам за последние новые суда, и ее флот на сегодня является наиболее многочисленным и современным. Осталось дождаться хотя бы небольшого подъема рынка. В предшествующий период компания FUGRO продала свой морской геофизический бизнес в компанию CGG, компания Dolfin фактически обанкротилась, а компания Polarcus уже несколько месяцев не платит по долгам и лихорадочно ищет способ избежать банкротства. Китайские компании BGP и COSL входят в государственный холдинг и свои акции на биржах не котируют. С 2015 г. они стали основными субподрядчиками на российском шельфе. Если и далее у нас будет продолжаться такая же политика, то свои морские технологии в России так и не появятся. Нынешние попытки импортозамещения по программе Минпромторга в своем нынешнем виде этой проблемы не решат. Первый квартал 2016 г. по общему признанию был наихудшим в истории морской сейсморазведки, о чем красноречиво свидетельствует график на рис. 10.Мы ничего не сказали о российских морских геофизических компаниях, поскольку, по сути, они не имеют своих технологий, а в большинстве выигранных у «Роснефти» и Газпрома тендеров выступают лишь посредниками между заказчиком и упомянутыми выше иностранными субподрядчиками, выполняющими по факту работы 3D. Исключение составляет 2D-сейсморазведка, которую они могут делать и делают, но опять же на импортной технике, часть из которой находится под санкциями.

Динамика объемов морских сейсморазведочных работ в мире и ожидаемый спрос

Каковы же прогнозы в отношении морской сейсморазведки в мире и в России? Если проанализировать мировой объем контрактных продаж услуг морской сейсморазведки, то выяснится, что сейчас суммарная выручка в 7 раз меньше, чем была в 2007 г., и находится на уровне 2003 – 2005 гг. И это при том, что доллар тогда и сейчас различается как минимум вдвое. Если экстраполировать эту тенденцию далее 2017 г., ничего хорошего мы там не видим.Да… После довольно пессимистической картины на мировом рынке морской сейсморазведки, которую мы проанализировали, хотелось бы немного оптимизма. И консультанты из DNB-market нам его дают, правда, не так много, как хотелось бы. По этим прогнозам в 2018 г. выручка от морской сейсморазведки составит 3,9 млрд долл. против 3,1 в 2016 г. (рис. 11). Это тоже очень мало, но все же тенденция должна измениться. Будем надеяться на лучшее.

Заказчики и подрядчики сейсморазведочных работ на российском шельфе

На сегодня российские морские геофизические компании не обладают современными технологиями 3D-сейсморазведки, во всяком случае, в соответ­ствии с теми требованиями, которые выставляли в тендерной документации в 2013 – 2014 гг. два главных заказчика: «Роснефть» и Газпром. Наши подрядчики способны лишь выполнить 2D-сейсморазведку своими силами, которая в современных условиях имеет подчиненное значение. Это означает, что работы 3D, соответствующие предъявляемым тендерным требованиям, могут выполнить лишь иностранные подрядчики [1]. А между тем сложившиеся правила тендерных процедур устроены так, что «иностранцы» не могут напрямую работать с Газпромом или «Рос­нефтью». Причина в том, что 2 – 3 года назад в этих двух компаниях появилось требование о наличии у подрядчика лицензии на работу с материалами, составляющими государственную тайну. Естественно, что иностранные компании такую лицензию в России получить не могут. Впрочем, она им и не нужна для работы, т.к. никаких секретных материалов для проведения морской сейсморазведки им не требуется. Для того чтобы выйти из данной парадоксальной ситуации, пришлось придумать простейшую посредническую схему (рис. 12).

Китайские компании BGP и COSL входят в государственный холдинг и свои акции на биржах не котируют. С 2015 г. они стали основными субподрядчиками на российском шельфе. Если и далее у нас будет продолжаться такая же политика, то свои морские технологии в России так и не появятся.

В верхней строке на данном рисунке указаны основные заказчики морской сейсморазведки, среди которых – Газпром и «Роснефть» или их «дочки» и совместные предприятия с иностранными партнерами. В объявленных тендерах участвуют российские подрядчики (вторая строка на рис. 12), которые обладают такой лицензией. Они заключают договор субподряда с одной из иностранных компаний (последняя строка на рис. 12), а те уже успешно выполняют необходимые объемы работ и передают результаты российскому посреднику, который и отчитывается перед основным заказчиком. В 2015 г. произошли некоторые изменения в этой схеме. После введения санкций из числа заказчиков исчезли на время некоторые совместные компании «Роснефти» с ExxonMobil, Statoil, ENI. Произошли изменения и в подрядчиках. Так, две крупнейшие российские морские геофизические компании ДМНГ и СМНГ с февраля 2015 г. вошли в государственный холдинг «Росгеология» (на рис. 12 это ROSGEO) и в будущем не смогут конкурировать между собой за подобные посреднические контракты. А большинство иностранных компаний-субподрядчиков из нижней строчки на рис. 12 в значительной степени не смогут работать в прежнем режиме из-за введенных санкций.

Китай вступает на рынок сейсмики

Дополнительной проблемой является валютный риск, в результате которого иностранные субподрядчики могут оказаться без прибыли или даже в убытке, как это произошло недавно с одним из них. Ведь изначальные контракты Газпрома и «Роснефти» с российскими подрядчиками заключаются в рублях, а расчеты за выполненный объем работ производятся в ряде случаев через год по завершении всего проекта. Что будет с курсом за этот срок, никто предсказать не может. Притом, что затраты на выполнение работ иностранные компании несут, в основном, в долларах или евро. В результате столь стремительных изменений на российском рынке место иностранных субподрядчиков стали быстро занимать китайские компании BGP, COSL и другие. Они, однако, пока отстают по качеству и технологиям от PGS, CGG и WesternGeco. Тем не менее уже сейчас ясно, что китайцы будут развивать свою геофизическую отрасль очень быстрыми темпами в отличие от России.

В ситуации, когда контрактные работы по заказам нефтегазодобытчиков свелись к историческому минимуму, сейсмические компании стремятся больше выполнять мультиклиентских (спекулятивных) работ, чтобы продать потом материалы нескольким покупателям.

Как бы там ни было, существующая ныне посредническая схема, навязанная внутренними регламентами, приводит к удорожанию работ. Она дает возможность немного заработать российским геофизикам на посреднических операциях, но не способствует развитию отечественной геофизики, пришедшей в упадок в 90-х гг. и с тех пор так и не оправившейся от кризиса, а наоборот – продолжающей путь к деградации. Здесь нужны совершенно другие меры поддержки, нежели искусственное принуждение иностранных компаний к посредническим схемам. К тому же это дополнительное звено потенциально может способствовать развитию коррупционных схем, борьба с которыми декларирована государством на самом высоком уровне.В 2015 г. было выполнено 11800 км2 морской сейсморазведки 3D при ранее запланированных около 21 000 км2. Их распределение по морям и по компаниям-заказчикам представлено на рис. 13. Основной объем работ 2D – 25 180 пог. км – был выполнен в 2015 г. по заказам «Роснефти». Что касается ПАО «Газпром», то этот недропользователь в последние 3 года их уже не заказывает, сосредоточившись только на работах 3D, указанных в лицензиях, большинство из которых также выполнены.Говорить о потребностях в мор­ских сейсморазведочных работах на российском шельфе в ближайшие годы довольно сложно. На рис. 14 представлены примерные ожидания, которые были на 2016 г. по объемам 3D, но они подтвердились не в полной мере из-за перенесения части работ на следующий сезон, а также из-за ограничений в бюджетах компаний в связи с постоянной оптимизацией их инвестиционных программ. Планы, что называется, «верстаются на ходу», тендеры объявляются с большим опозданием, а подведение их итогов постоянно задерживается. Нельзя забывать, что ПАО «Газпром» не так далек от завершения выполнения своих лицензионных обязательств по сейсморазведке, а ПАО «НК «Роснефть» выполнило существенную часть первоочередных объемов 3D и, вероятно, не будет торопиться в текущей рыночной ситуации с оставшимися объемами. ПАО «Лукойл» редко заказывает объемы 3D более 400 км2 в год, к тому же на большинстве их морских участков они выполнены. Эти факторы существенно снижают ожидания относительно роста объемов 3D в будущем. Скорее, наоборот.Согласно прогнозам наших норвежских соседей, объем морской сейсморазведки на российском шельфе в 2017 г. составит 15 500 км2 3D (рис. 15), однако, по нашему мнению, он будет как минимум вдвое меньше.

Кризисы не вечны…

Первый квартал 2016г. по общему признанию был наихудшим в истории морской сейсморазведки

Понятно, что в нынешних кризисных условиях некоторые планы придется скорректировать. Но кризисы длятся не вечно, поэтому на повестке дня рано или поздно встанет другой вопрос: какова технологическая готовность российских и зарубежных компаний к выполнению лицензионных обязательств на шельфе в новых условиях и что надо сделать, чтобы ее повысить? Хотя в 80-е гг. XX века в Советском Союзе почти все исследования на шельфе выполнялись на отечественной технике, которая по своим характеристикам на тот момент вполне соответствовала мировому уровню. Более того, реализация масштабной программы освоения Арктики в то время привела к тому, что к концу восьмидесятых годов в СССР появился такой парк отечественных буровых судов («Шашин», «Муравленко», несколько СПБУ и др.), которому была бы по силам и нынешняя обширная программа ГРР на шельфе. Имеющиеся тогда сейсморазведочные суда, оснащенные отечественными источниками и приемными устройствами, не только справлялись с программой сейсморазведки 2D, но даже в определенной мере были недогружены физическими объемами. Приходилось в конце сезона для выполнения плана по погонным километрам искать дополнительные объекты. Сейсморазведки 3D на акваториях тогда еще не было, но на суше такие работы уже постепенно развивались с 1970-х гг. в простейших модификациях. В 90-е годы работы 3D в мире уже стали эпизодически проводиться и на шельфе, но в России первые работы «псевдо-3D» с двумя косами были выполнены на месторождении «Приразломное», если не считать работ на небольшом месторождении «Штормовое» в Черном море, выполненных в 80-х гг. одной косой по очень плотной системе профилей 2D. Но оба этих примера не являются, по сути, настоящими сейсморазведочными работами 3D в современном понимании.

Выполняемые сегодня на российском шельфе сейсморазведочные работы 3D по технологическим параметрам соответствуют тому уровню, который в мире был достигнут более 15 лет назад.

Чем же грозят санкции, прежде всего, сейсморазведке? Для 2D-сейсморазведки с попутными набортными гравимагнитными измерениями у нас, в принципе, есть более десятка собственных судов в компаниях МАГЭ, СМНГ, ДМНГ (две последние теперь в составе «Росгеологии») и других. Но все эти суда оборудованы источниками возбуждения сигналов и приемными устройствами (сейсмокосами), произведенными за рубежом. Возраст многих судов приближается к 30 годам или превышает его. Современных сейсмосудов в российских компаниях всего три, причем число сейсмокос на них от 4 до 8, в то время как на большинстве тендеров даже российские заказчики уже требуют не менее 12 кос. К тому же имеющееся на борту этих судов оборудование не позволяет проводить т.н. широкополосную 3D-сейсмосъемку («broadband» seismic), в то время как за рубежом это требование уже становится стандартным.

Российские морские геофизические компании, не имеют своих технологий, а в большинстве выигранных у «Роснефти» и Газпрома тендеров выступают лишь посредниками между заказчиком и иностранными субподрядчиками, выполняющими по факту работы 3D.

Еще один осложняющий момент заключается в том, что сейсморазведку 3D специализированными судами невозможно проводить в ледовых условиях, поскольку 300 – 400 т дорогостоящего забортного оборудования в виде 12 – 16 сейсмокос могут быть попросту срезаны льдами. Технологии защиты сейсмокос от льда (причем только для работ 2D, а не для 3D) имеются у американской компании ION, которая в режиме санкций ушла с российского рынка. Надо сказать, что истоки этой технологии были российскими: еще в начале 90-х гг. у нас проводились такие работы в опытном режиме под руководством А.А. Гагельганца. Однако впоследствии все это было утрачено. Поэтому при нынешнем состоянии дел в восточной Арктике возможны лишь производственные сейсморазведочные работы 2D в течение короткого безледового периода, который в этих местах длится не более полутора месяцев. Одним из положительных моментов последнего времени в связи с этим является получение патента российской компанией МАГЭ на устройство заглубления сейсмокос для работ 2D в умеренных ледовых условиях.

«За» и «против» строительства отечественных судов для сейсморазведки

Чем сегодня оснащены российские морские геофизические компании? Например, МАГЭ, в последние три года выигравшая большинство тендеров «Роснефти» и Газпрома на морскую сейсморазведку. Будучи студентом в 1976 г., я проходил практику на флагманском судне МАГЭ «Профессор Куренцов», которое и ныне, спустя почти 30 лет, остается одной из главных производственных единиц этой компании. У компании есть еще два аналогичных судна: «Дмитрий Наливкин» и «Николай Трубятчинский». Еще несколько сопоставимых по характеристикам судов имеются у других российских компаний: ДМНГ, СМНГ, частично у «Севморгео» и «Южморгеологии», в сумме около десятка. Такие суда абсолютно не приспособлены для 3Д-сейсмики. Они не в состоянии, как, например, современные специальные суда PGS, буксировать за собой до 24 кос с датчиками-приемниками сигнала длиной по 12 км каждая (рис. 4). Такими судами уже установлено несколько мировых рекордов производительности, например, свыше 1000 км2 сейсморазведки 3D в неделю. Увы, все упомянутые выше российские суда могут буксировать лишь одну един­ственную косу, т.е. работать по технологии 2D. Выполнение МАГЭ и другими российскими подрядчиками работ по выигранным тендерам 3D обеспечивалось, в основном, иностранными контрагентами в соответствии с посреднической схемой, приведенной на рис. 12. Самое интересное, что большинство сотрудников заказчика даже и не знают об этом, полагая, что россияне все сами умеют делать. Хорошо бы если так было на самом деле, но дела обстоят намного хуже.У России вообще нет современных специализированных судов для проведения 3D-сейсморазведки. Правда, имеются 3 судна, которые могут буксировать от 4 до 8 кос длиной до 6 км, причем одно из них взято в бербоут-чартер (аренда без экипажа) у иностранной компании «Polarcus» 5 лет назад и до сих пор не выкуплено. Более того, эти три судна часто остаются «вне игры» на российском рынке, поскольку тендерные требования «Роснефти» и Газпрома до 2015 г. предусматривали наличие от 10 до 16 кос длиной до 7,2 км. И такой объем лебедок, компрессоров и сопутствующей техники нельзя просто взять и разместить на каком-либо типовом судне подходящего размера. Кроме специального оборудования и особой формы корпуса с широкой кормой эти суда должны обладать низким уровнем акустического шума при движении, чтобы не создавать помех для работы сверхчувствительного оборудования. И обладать устойчивостью при качке, чтобы иметь возможность работать с сотнями тонн забортного оборудования при волнении моря до 4 баллов. У компании «Совкомфлот» были планы заняться постройкой таких судов за рубежом, но дальше планов дело пока не пошло, и эта компания в настоящее время эксплуатирует тот самый единственный в России 6 – 8-косник «Вячеслав Тихонов» на условиях бербоут-чартера (фрахт без экипажа). В начале 2017 г. компания «Совкомфлот-Гео» взяла в бербоут-чартер второе, более современное 16-косовое судно, у испытывающей серьезные финансовые трудности компании Polarcus (ОАЭ). Но некоторые энтузиасты до сих пор задаются вопросом: «А если все же найти где-то деньги в условиях нынешнего финансового кризиса и построить несколько таких судов? Ведь просторы шельфа Арктики и Дальнего Востока безграничны, и работы хватит на десятилетия». Казалось бы, что это так. Но есть, по меньшей мере, пять возражений на этот счет в нынешних конкретных условиях.

Существующая ныне посредническая схема, навязанная внутренними регламентами, приводит к удорожанию работ. Она дает возможность немного заработать российским геофизикам на посреднических операциях, но не способствует развитию отечественной геофизики, пришедшей в упадок в 90–х гг. и с тех пор так и не оправившейся от кризиса, а наоборот – продолжающей путь к деградации.

Во-первых, проектирование и постройка судов займет много лет, а работать надо сейчас. Во-вторых, чтобы не упустить время на постройку, можно купить готовые современные сейсмические суда на Западе, где сейчас, в кризис, более половины из них, даже сравнительно новых, находится без работы и может быть продано за полцены и в рассрочку. В-третьих, как показывает практика, при постройке нынешних отечественных специализированных судов, даже на российских верфях, большинство интеллектуальных систем закупается за рубежом, включая силовые установки типа Роллс-Ройс и т.п., что дает доход вовсе не отечественным производителям. Из российского там преимущественно корпуса и иные металлоемкие конструкции, а это не самая большая составляющая в стоимости интеллектуальных судов. Итоговые затраты на постройку судна-аналога с худшими характеристиками будут многократно выше. В-четвертых, даже при кажущемся безграничном объеме работ реально загрузить эти суда постоянной работой будет весьма проблематично из-за короткого арктического лета. Сегодня можно проводить 3D-сейсморазведку до 4 месяцев в году в незамерзающем Баренцевом море и отдельных районах Охотского моря. В Карском море этот период ограничивается двумя месяцами, а в морях восточной Арктики в некоторые годы при сильной ледовитости (например, 2014 г.) их сделать не удастся вовсе. Возможны лишь производственные сейсморазведочные работы 2D в течение короткого безледового периода, который в этих местах длится не более полутора месяцев. Это значит, что значительную часть года собственные суда будут без работы в России, а потому, чтобы не получить астрономических убытков по их содержанию, надо найти им работу в далеком зарубежье, где зимы в это время нет. Но там выдержать конкуренцию с ино­странными подрядчиками, поделившими рынок, будет трудно, потому что суточная ставка содержания судов усиленного ледового класса кратно выше, чем у обычного сейсмического судна.Если демпинговать для выигрыша по цене, то никак не уйти от текущих убытков. И, в-пятых, само судно без соответствующего высокотехнологичного оборудования никому не нужно. И здесь в 2014 г. возникли неожиданные проблемы в связи с западными санкциями, распространяющимися на большую часть такого оборудования. Именно поэтому сейчас встал вопрос о производстве собственной аналогичной продукции. В этой связи в качестве положительной новости для отечественной морской геофизики следует отметить начало работ по финансируемым МИНПРОМТОРГОМ проектам ОКР «Геленаполненная коса», «Селекция», «Место­положение», «Сейсмотомография», «Сейсмокоса» и другие смежные ОКР. К сожалению, проектируемые результаты к сроку завершения работ не вполне будут соответствовать достигнутому мировому уровню развития морских технологий, в особенности в части реализации широкополосной сейсморазведки (broadband seismic). В то же время, это бесспорный шаг вперед по сравнению с предыдущими десятилетиями «забвения» в отечественной геофизике.

Сейсморазведка 4D – технология мониторинга морской нефтегазодобычи

Сегодня в мире все чаще используется сейсмический мониторинг месторождений в процессе их эксплуатации (4D). Например, к 2009 г. 4D-сейсмика была выполнена более чем на 50 морских месторождениях, к 2016 г. это число выросло почти вдвое. Лидером по количеству месторождений, где такие работы были проведены, по-видимому, является компания British Petroleum.Имеются три варианта технологии проведения сейсмических исследований 4D на морских месторождениях: 1) последовательное выполнение обычных съемок 3D с плавающей косой через большие интервалы времени; 2) выполнение регулярных съемок с донными кабелями; 3) инсталляция донной оптоволоконной системы 4C на весь период разработки месторождения. К сожалению, в России такие исследования пока известны лишь на Астохском месторождении шельфа Сахалина (выполнены компанией PGS по заказу компании «Сахалинская энергия» в первом варианте из трех). По результатам периодически проводимой сейсмосъемки 3D пытаются проследить за движением водонефтяного контакта и степенью обводненности и выработанности различных частей залежи. В частности, на рис. 16 после вычитания результатов двух последовательных съемок 3D хорошо проявляется зона заводнения, которая затем картируется в пространстве и служит основой для коррекции гидродинамической модели разрабатываемой залежи.

Наши подрядчики способны лишь выполнить 2D–сейсморазведку своими силами, которая в современных условиях имеет подчиненное значение. Это означает, что работы 3D, соответствующие предъявляемым тендерным требованиям, могут выполнить лишь иностранные подрядчики.

Однако в морских условиях зачастую проблематично в точности повторить сейсмическую съемку с одинаковыми условиями возбуждения и приема. Это делает затруднительным корректное сопоставление данных и выделение на фоне помех очень слабых эффектов, связанных с разработкой залежи. К тому же периодическое повторение полноценной съемки 3D является довольно дорогим мероприятием. Наиболее передовыми сегодня являются специальные системы мониторинга на основе оптоволоконных решений. 4-компонентные датчики (X,Y,Z – геофоны и H – гидрофон) размещаются на дне и могут оставаться там на весь период эксплуатации месторождения (рис. 17). Отсутствие каких-либо электрических соединений в подводной части делает систему абсолютно надежной и долговечной, а стабильные условия регист­рации позволяют уловить слабые сигналы, связанные с изменениями в залежи в процессе эксплуатации. Сбор информации может осуществляться на эксплуатационной платформе. Периодичность съемки в данном случае любая, т.к. для ее проведения требуется лишь небольшое судно-источник, затраты на которое невелики. Положительный опыт применения данных систем есть, в частности системы Optoseis компании PGS, на одном из глубоководных месторождений шельфа Бразилии при глубине воды в 1700 м. Обычные сейсмические датчики в таких условиях непригодны.Более подробный анализ сейсморазведочных систем 4D приведен в [2]. В России есть месторождения, на которых целесообразно инсталлировать постоянно дей­ствующую сейсмическую систему наблюдений: например, Приразломное, им. Корчагина, им. Филановского, Киринское и т.д. Постоянно действующие системы мониторинга 4D дают в качестве дополнительного бонуса возможность «слушать» месторождение путем регистрации т.н. «сейсмической эмиссии», что невозможно при обычных буксируемых системах.В завершение отметим, что, к сожалению, ни одна из перечисленных технологий не под силу российским сервисным компаниям, а основные российские заказчики в лице Газпрома и «Роснефти» в тендерных условиях не предусматривают применение новейших технологий и систем наблюдений, делая ставку на минимальную стоимость работ. А с учетом того, что поисковое, разведочное, а тем более эксплуатационное бурение на большинстве шельфовых участков будет задерживаться в новых условиях санкций и низких цен на нефть, следует понимать, что к моменту активного освоения придется все эти работы проводить заново, поскольку за это время технологии шагнут далеко вперед. Поэтому поговорка «Скупой платит дважды» применима к ситуации на российском шельфе в полной мере [3].

Будущее за новыми технологиями

Выполняемые сегодня на российском шельфе сейсморазведочные работы 3D по технологическим параметрам соответствуют тому уровню, который в мире был достигнут более 15 лет назад. Специфика российского шельфа, особенно арктического, состоит в том, что во многих местах между низменным тундровым берегом и полноценной судоходной акваторией простирается многокилометровая транзитная зона с глубинами моря от нуля до нескольких метров. Понятно, что здесь невозможно проводить традиционную сейсморазведку с буксируемыми многокилометровыми косами. Таким образом, на повестку дня выходят необходимость разработки современного отечественного оборудования для донной сейсморазведки с регистрирующими 4-компонентными элементами. Остаются нерешенными проблемы компьютерного программного обеспечения для обработки многокомпонентных данных морской сейсморазведки, патентной чистоты и сертификации создаваемого отечественного оборудования и т.д. И это важные задачи для новых НИОКР.

1. Ампилов Ю.П. Сейсморазведка на российском шельфе // Offshore [Russia]. 2015. № 2 (8). С. 26 – 35.2. Ампилов Ю.П. Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа // Технологии сейсморазведки. 2013. №2. С. 31 – 36.3. Ампилов Ю.П. Новые вызовы для российской нефтегазовой отрасли в условиях санкций и низких цен на нефть // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2017. №2.

1. Ampilov Ju.P. Seismic exploration on the Russian shelf // Offshore [Russia]. 2015. No. 2 (8). Pp. 26 – 35.2. Ampilov Ju.P. Baturin D.G. Latest technology 4D seismic monitoring and development of offshore oil and gas fields // Seismic technology. 2013. No. 2. Pp. 31 – 36.3. Ampilov Ju.P. New challenges for the Russian oil industry in terms of sanctions and low oil prices // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2017. No. 2.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Ампилов Ю.П.

Ампилов Ю.П.

д. ф.-м. н., профессор, академик РАЕН, лауреат первой премии ОАО «Газпром» в области науки и техники, премии Правительства РФ в области науки и техники, заслуженный деятель науки Российской Федерации, член Союза писателей России

МГУ имени М.В. Ломоносова

Токарев М.Ю.

Токарев М.Ю.

к.т.н., заместитель декана геологического факультета, генеральный директор НОЦ «Нефтегазовый центр МГУ»

МГУ имени М.В. Ломоносова

Ключевые слова: сейсморазведка, сейсмические суда, 2D -сейсмика, 3D -сейсмика, 4D -сейсмика

Keywords: seismic survey, seismic vessels, 2D seismic, 3D seismic, 4D seismic survey

Просмотров статьи: 2216

burneft.ru


Смотрите также