|
УДК 550.836.2:553.98 |
© И.А. Белов, 1996 |
МЕТОД ГЕОТЕРМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ
И.А.
Белов (РНЦ "Курчатовский институт")Геотермическая разведка наряду с сейсмическими, гравиметрическими и другими методами геофизических исследований является одним из перспективных методов, способных существенно повысить эффективность геологоразведочных работ в конкретной геологической обстановке. Среднее по Земле значение поверхностной плотности теплового потока недр, полученное в результате анализа свыше 3500 замеров на континентах и в океанах, равно 61,6 ± 0,34 мВт
·м-2 [2].Тепловой поток, который на большой глубине можно считать равномерным, по мере приближения к поверхности Земли претерпевает количественные вариации, зависящие от степени однородности и вещественного состава геологического разреза территории. Среди геологических осложнений, пертурбирующих нормальный тепловой поток, можно выделить разнообразные тектонические нарушения пликативного и разрывного характера,
нефтегазовые залежи, рудные полезные ископаемые и др., создающие площадные вариации этого геотермического параметра. На основе этого явления разработаны различные методы геотермической разведки – вариаций теплового потока; равноглубинных температур; равноглубинных геотермических градиентов.Большинство факторов, играющих ту или иную роль в формировании положительных и отрицательных аномалий теплового потока в пределах нефтегазоносных площадей, могут быть подразделены на статические, которые определяются геолого-тектоническим строением, и динамические, связанные с формированием и эволюцией месторождений углеводородов. Пространственное представление о движении тепла в недрах с учетом его тангенциального направления позволяет выделить области рассеяния, перераспределения и аккумуляции тепла. Причем в ряде случаев наряду с кондуктивной передачей тепла значительную роль может играть конвективная составляющая теплового потока. Кроме того, на тепловой поток вблизи поверхности влияют различные факторы: суточные (до глубины ~ 1-2 м), сезонные (до глубины ~ 30-50 м), приливные и другие колебания температуры [2].
В настоящее время общепризнанным считается факт аномального теплового поля над нефтегазовыми месторождениями. Интенсивность аномалий зависит от различных экзотермических процессов, происходящих в залежах углеводородов: деструкции нефти; ее нагревания по пути миграции в результате эффекта Джоуля-Томпсона; адиабатической компрессии газов при погружении продуктивных горизонтов и др.
Анализ известных способов измерения тепловых полей и обработки данных выявил ряд общих для них ограничений:
1. Определяется только вертикальная составляющая теплового потока недр, тогда как в тепловой дифференциации регионов немаловажную роль играет горизонтальная составляющая потока. Знание значения и азимутального направления горизонтальной составляющей теплового потока в каждой точке замера исследуемого района могло бы дать значительно более полную и точную картину.
2. Измеряется практически мгновенный тепловой поток, который в ряде случаев может сильно отличаться от теплового потока в этой же точке в зависимости от времени замера, глубины проведения измерений, расстояния от берега моря и т.д. Измерение среднеинтегрального по времени теплового потока, например среднего за 6 мес или 1 год, может более точно характеризовать тепловой режим недр. Кроме того, такой метод помогает избежать указанных ограничений при проведении измерений и тем самым не только существенно облегчить и удешевить процесс измерения, но и повысить точность обнаружения
тепловых аномалий.3. При обработке теплометрических данных бывает довольно сложно идентифицировать наличие или отсутствие нефтегазового месторождения. Отличить тепловую аномалию, вызванную перераспределением тепла за счет так называемых статических факторов, от тепловой аномалии, связанной с наличием дополнительного локального источника тепла в залежах углеводородов, можно более точно при измерении среднеинтегральных по времени данных теплового потока в вертикальном и горизонтальном направлениях в каждой измеряемой
точке исследуемого района и (или) участка и на их границах. При этом средний для площади участка (и среднеинтегральный во времени) тепловой поток с учетом стоков и притоков тепла при наличии дополнительного локального источника должен заметно отличаться от средних значений теплового потока как для всего района, так и соседних участков.Таким образом, для увеличения эффективности и экономичности терморазведки представляется целесообразным:
наряду с оценкой вертикальной составляющей теплового потока дополнительно определять значение и направление его горизонтальных составляющих;
измерять среднеинтегральный во времени тепловой поток (вертикальную и горизонтальные составляющие);
измерения проводить на небольших глубинах, но не выше уровня суточных колебаний температуры;
при снятии тепловых полей исследуемых районов должен подсчитываться тепловой баланс района и отдельных его участков с учетом стоков и (или) притоков тепла через границы;
анализ выявленных тепловых аномалий должен включать сравнение оценки среднего для площади аномальной зоны теплового потока (с учетом стоков и притоков) со средними значениями потока для соседних участков и района, а также оценки среднего теплового потока района с таковой по региону. Наличие в исследуемом районе нефтегазового месторождения можно определять не только на основании обнаруженных аномально высоких потоков на карте тепловых полей района,
но и выявлением отклонений между оценками среднего тепловых потоков для площадей участков и района в целом;при обнаружении аномалий вблизи границы исследуемого района площадь поиска должна быть расширена;
для повышения точности обнаружения экстремумов тепловых потоков частота деления участков (частота измерений) вблизи экстремумов может быть увеличена;
для более точной идентификации нефтегазового месторождения возможно дополнительное исследование зоны положительной тепловой аномалии другими методами.
Базовым устройством по реализации этих предложений для составления карт наземных и подводных тепловых потоков может служить основанный на механизме термоионного переноса вещества датчик интегрального теплового потока, разработка которого проводилась в Российском научном центре "Курчатовский институт" [1]. Такой датчик представляет собой компактное устройство, накапливающее информацию о величине теплового потока за период от нескольких часов до нескольких лет и при этом не требующее внешних энергетических затрат. Информация о потоке может храниться неопределенно долго. Снятие информации реализуется элементарными средствами, путем измерения масс электродов до и после испытания. При этом точность измерения теплового потока не менее 0,5-2,0 %. Интервал допустимых рабочих температур в зависимости от используемых материалов электродов и электролита может составлять -30...+500 °С.
Датчики располагаются в соответствии с картой исследуемой местности на некоторой глубине от земной поверхности, исключающей влияние на измерения возможных внешних механических воздействий и суточных колебаний температуры. Плоскость датчиков устанавливается нормально к
выбранным направлениям теплового потока. На расстоянии порядка 1 м друг от друга может быть размещено три датчика, измеряющих соответственно три составляющие теплового потока: вертикальную; горизонтальные в направлении север – юг и запад – восток.ЛИТЕРАТУРА
То
increase efficiency and economicity of geothermal survey the author proposes to introduce the following methodical procedures: along with evaluation of vertical component of surface's heat flow, additionally to determine its horizontal component's value and trend; to measure time integral heat flow average; to perform measurements at smaller depths but not exceeding the level of daily temperature variations. As a base unit to realize these proposals for preparing ground and underwater heat flows maps can serve an integral thermal flow sensor developed by the Russian scientific centre "Kurchatov institute". This sensor appears to be a compact device accumulating data on heat flow value during the period from several hours to several years and not requiring external energy costs.