Проект электроразведочных и геохимических работ на акватории азовского моря (лицензии шаз 11152 нп, шаз 11153 нп) (стр. 5 из 7)
Рис. 2 Гранулометрические типы донных осадков Азовского моря
Примечание – 1 – пески; 2 – смешанные осадки; 3 – алевриты; 4 – илы с примесью песчано-алевритового материала (фракция <0,01 мм <70 %); 5 – илы (фракция <0,01 мм >70 %); 6 – поле развития ракуши; 7 – открытый бенч.
По результатам анализа тектонической ситуации и на основании установленной продуктивности отложений на акватории и прилегающей суше в Азовоморском регионе можно выделить пять перспективных нефтегазоносных комплекса: палеозойский, триас-юрский, меловой, палеоцен-эоценовый, майкопский и миоцен-плиоценовый /6,7/.
Статистические данные по Краснодарскому краю свидетельствуют, что наибольшее количество залежей в процентном отношении по отношению к их общему количеству обнаружено в отложениях майкопской серии (35%). В палеоцен-эоценовых и верхнемеловых отложения – 30%. В нижнемеловом нефтегазоносном комплексе выявлено около 17% от общего числа месторождений. На долю триас-юрских и других образований приходится менее 4% /8/.
Основные закономерности в распределении по площади и тектонической приуроченности нефтяных и газовых месторождений Западного и Центрального Предкавказья установлены в конце 60-х - начале 70-х годов. Согласно этим данным газовые и газоконденсатные месторождения региона приурочены к северной части Предкавказья, а мелкие нефтяные и нефтегазонефтяные залежи к южному борту Индоло-Кубанского прогиба.
Наиболее крупные скопления газа и газоконденсата на суше приурочены, как правило, к тектоническим элементам первого порядка и контролируются крупными локальными антиклиналями. С южным бортом Индоло-Кубанского прогиба связана Анастасиевско-Троицкая зона нефтяных и газовых месторождений. Самое крупное в ней месторождение - Анастасиевско-Троицкое. Остальные месторождения на суше в пределах Западного Предкавказья относятся к категории мелких и даже забалансовых /5/.
На основании интерпретации проведенных ранее сейсмических исследований, изучения структурных планов, именно с акваторией связываются основные перспективы нефтегазоносности Азовоморского региона. На акватории Азовского моря уже открыты газовые месторождения (Стрелковое, Северо-Керченское, Октябрьское, Сигнальное и др.), однако, большая часть моря остается фактически мало изученной.
3. Методика, виды и объемы работ
3.1. Электроразведка
В соответствии с условиями лицензионных соглашений на двух лицензионных участках планируется провести по 200 погонных километров электроразведки, что в общей сложности составляет 400 пог. км.
Профили электроразведочных работ проектируются с учетом линий профилей выполненной сейсморазведки 2D.
Работы будут выполняться методами ЗСБ-ВСЭФ (зондирование становлением поля в ближней зоне, сопровождающееся вторичным сейсмоэлектрическим эффектом) и ВП (вызванная поляризация).
Методика проведения работ заключается в следующем: плавсредство перемещается по профилю со скоростью 4 км/час, буксируя за кормой 200 метров провода ПВР или КТШ-03.
Периодически, один раз в 10 секунд, производится кратковременная посылка однополярного сигнала длительностью до 2 сек. в линию АВ. Величина сигнала – до 15 ампер. Электрод А (плюс) находится в кильватерной струе в 2÷3 метрах за кормой. Электрод В (минус, ноль) буксируется в 200 метрах за плавсредством. Заглубление линии АВ, на которую подаётся сигнал, составляет 0,5 метра. Напряженность электрического поля в пределах установки не более 200 мв/м.
Регистрация сигналов – откликов геологической среды – производится на приемную антенну – линию МN. Одна из возможных схем наблюдения приводится на рисунке 3.
А В
М О N
Рис. 3 Схема электроразведочных наблюдений
Длительность записи составит 8 000 мс, что обусловлено геоэлектрическими условиями участка работ (средним удельным электрическим сопротивлением от 4.5 до 5 Ом), а также поставленной задачей - обеспечить возможность изучения осадочного разреза до глубины 4 000÷4 500 метров.
Регистрация информации осуществляется электроразведочным модулем ЭХО-4, связанным с персональным компьютером, на который производится запись сигналов. Основные технические характеристики электроразведочного модуля ЭХО-4:
o количество каналов – 2;
o полоса пропускания – от 0 до 10000 Гц;
o пределы измерения – 0,1 мкВ÷10 В;
o основная погрешность – 0,5 % на каждом пределе измерения;
o входное сопротивление канала– не менее 400 кОм;
o спектральная плотность собственных шумов, приведенная к входу канала – не более 20 нВ;
o количество двоичных разрядов АЦП – 24.
o Параметры схемы наблюдения и регистрации:
o длина линии АВ – 200 м; заглубление – 0,5 метра;
o установка– симметричная;
o интервал между трассами временного разреза – 80÷100 метров;
o число каналов – 1;
o длительность записи – 8 000 мс;
o интервал выборки – 2 мс;
o оценочная глубина исследования разреза – 4 000 - 4 500 м;
o уровень сигнала – от 100 мВ до 1 мкВ. Ток постоянный.
3.2. Гидрогазосъемка
Геохимическая углеводородная гидрогазосъёмка методом непрерывного профилирования будет выполнена с помощью морской углеводородной станции анализа газов морских акваторий «МУСТАНГ». В процессе съемки происходит непрерывная закачка морской воды на борт судна, последующая её дегазация и анализ выделенных углеводородных газов в судовой лаборатории.
Комплекс «МУСТАНГ» (рис. 4) состоит из следующих блоков:
o система подачи забортной воды;
o устройство непрерывного извлечения газовой фазы и подачи её в аналитическую систему;
o аналитический блок;
o система спутниковой навигации;
o компьютер для сбора и обработки геохимической информации.
Рис. 4 Блок-схема морской геохимической станции
Система подачи забортной воды обеспечивает стабильные условия подачи и отвод отработанной забортной воды из дегазатора непрерывного водного потока. Для водозабора используется судовой кингстон, который заглубляется на 2 м от поверхности моря. Вода подается насосом «Агидель» по шлангу длиной 10 м и внутренним диаметром 8 мм со скоростью 15 л/мин. Для точной регулировки скорости и обеспечения стабильных условий работы дегазационной камеры используется соответствующий модуль (рис. 5).
Рис. 5 Блок-схема модуля измерения и регулирования скорости протекания воды
Извлечение газовой фазы производится постоянно из непрерывного водного потока. Дегазационная камера непрерывного водного потока, сочетает принцип фазового равновесия и вакуумно-ротационной дегазации.
Насыщение водяного потока газом-носителем производится в проточном резервуаре, расположенном до дегазационной камеры, при повышенном давлении, обеспечивающем полную растворимость газа. Требуемое давление и скорость подачи газа-носителя устанавливается с помощью блока подготовки газов БПГ-175, манометра, газового крана. Место соединения газовой линии с водной магистралью выполнено в виде эжектора, обеспечивающего насыщение водного потока мельчайшими пузырьками газа-носителя, что способствует извлечению растворённого газа за счет фазового равновесия.
Из верхней части дегазационной камеры смесь газа-носителя с извлеченным газом перекачивается мембранным микрокомпрессором в измерительный канал БПГ-175, который в свою очередь интегрирован с компьютером, что позволяет при окончательных расчётах определять количество извлекаемого газа. Далее газовая смесь поступает в дозирующую петлю крана-дозатора. В комплексе «МУСТАНГ» используется специальная конструкция крана-дозатора на основе КД 234-01. Ручной привод был заменён реверсивным электродвигателем с редуктором. Коэффициент редукции – 1:127. Включение электродвигателя осуществляется транзисторным ключом через реле. При анализе суммарного содержания углеводородных газов в воде периодичность переключения составляет 1 мин.
В состав аналитического блока входят:
o хроматограф газовый «Цвет 800» с детектором ионизационно-пламенным;
o аналого-цифровой преобразователь;
o генератор водорода;
o микрокомпрессор воздушный;
o баллон со сжатым газом-носителем.
Из газового поста анализируемая смесь направляется в хроматографическую колонку.
Для привязки результатов гидрогазосъемки используется система спутниковой навигации. В комплексе «МУСТАНГ» используется специальная программа для интеграции компьютера для сбора геохимической информации с системой глобального позиционирования (Global Position System – GPS). Программа получила название TracKer 1.0. Информация в компьютер поступает по последовательному порту, используя протокол NMEA-0183 2.0.
Аналитический журнал формируется в текстовом формате. В строке записываются дата, время, координаты и показание пламенно-ионизационного детектора хроматографа, скорость протекания водного потока в дегазаторе и количество извлеченного газа. Эти данные позволяют рассчитать содержание растворённых углеводородных газов в воде. В таком виде информация удобна для обработки практически всеми современными пакетами ГИС.
Гидрогазовая съемка будет выполняться параллельно с электроразведкой по одной сети профилей для более эффективной комплексной интерпретации полученных результатов. Ориентировочная схема расположения проектных профилей приведена на рис. 6. Расстояние между профилями составит 3÷5 км.