Бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых

Инновационная геофизика : бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых

Мельников В.П. ( ИКЗ СО РАН ), Лисов В.И. , Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. ( РГГРУ)

Введение

Стандартные, традиционно используемые в настоящие время геофизические методы поисков и детальной разведки месторождений полезных ископаемых, являются «монополевыми», поскольку в их основе лежит изучение особенностей пространственного распределения в верхних слоях Земли одного из естественных или искусственно возбуждаемых геофизических полей: магнитного, электрического, сейсмического, радиационного, гравитационного или теплового.

Это приводит к тому, что стандартными геофизическими методами месторождения большинства полезных ископаемых (пожалуй - кроме месторождений радиоактивных и магнитных руд) могут быть обнаружены - с не слишком большой степенью вероятности - лишь по косвенным, не вполне однозначным признакам. И чем глубже располагается искомое месторождение, тем меньше вероятность его обнаружения.

Если же использовать «многополевые» технологии, основанные на одновременном (или в строго заданной временной последовательности) воздействии на искомый геологический объект нескольких разнородных искусственно возбуждаемых полей, то можно проводить практически прямые поиски месторождений полезных ископаемых, изучая специфические отклики от них , обусловленные их (и только их !) особыми физико-химическими свойствами.

В РГГРУ к настоящему времени разработаны и опробованы на ранее изученных, «эталонных», месторождениях различных полезных ископаемых несколько принципиально новых, бинарных геофизических технологий, позволяющих проводить практически прямые поиски и детальную разведку месторождений наиболее востребованных в настоящее время полезных ископаемых на суше, на прибрежном шельфе и на глубоководных морских акваториях.

Отличительной особенностью принципиально новых бинарных технологий от стандартных геофизических методов является использование одновременно нескольких мощных искусственно создаваемых многокомпонентных электромагнитных полей и сейсмических (упругих) колебаний, которые воздействуя одновременно (или в заданной временной и пространственной последовательности ) на искомый объект поисков (рудное тело, нефте-газонасыщенный пласт, линзу пресной воды и т.д.) , возбуждают в нем ( или на его контактах со вмещающей средой) сложные электрохимические, электрополяризационные, электродинамические и электрокинетические процессы, которые , в свою очередь, возбуждают в окружающем пространстве вторичное многокомпонентное электромагнитное поле. Это поле имеет значительную величину и может наблюдаться даже на большом удалении от искомого геологического объекта в виде многокомпонентного электромагнитного сигнала, параметры которого однозначно связаны не только с физико-химическими свойствами, но и минералогическим и гранулометрическим составом изучаемого геологического объекта.

К числу таких технологий наиболее проработанными к настоящему времени являются:

Бинарный сейсмоэлектромагнитный метод (метод СЭМ ), основанный на изучении , линейных, нелинейных и параметрических процессов , происходящих в горных породах и рудах и особенно интенсивно - в нефтегазовых залежах - при бинарном и одновременном воздействии на них упругих ( сейсмических ) колебаний , постоянных, импульсных или гармонических электромагнитных полей заданной временной и пространственной последовательности и заданного спектрального состава.

Метод тензорных измерений (метод МТИ) линейных и нелинейных параметров вторичного электромагнитного поля, основанный на одновременном воздействии на геологические объекты несколькими постоянными, импульсными и гармоническими электромагнитными полями. позволяющий не только уверенно различать графитизированные , углефицированные геологические образования, сульфидные оруденения, пресные и минерализованные воды, но и определять пространственное местоположение их наибольшей концентрации.

Бинарный сейсмоэлектромагнитный метод

В настоящее время мировая нефтегазовая индустрия несет громадные финансовые потери вследствие бурения разведочных малопродуктивных или даже - «сухих», совершенно непродуктивных, скважин. При глубинах свыше 2-3 км. практически только одна из 3-5 пробуренных поисковых скважин оказывается продуктивной, а остальные являются или сухими или же мало дебитными, совершенно нерентабельными в эксплуатации и просто висят «мертвым грузом» на ведущих Российских нефтедобывающих компаниях . Это достаточно хорошо видно из рассмотрения рис.1 :

Рис.1 . Бездействующие скважины

Объяснением данной ситуации служит то, что сегодня все, даже самые современные, стандартные, геофизические методы , используемые в самом широком комплексе, не обеспечивают надежного определения местонахождений продуктивных залежей углеводородов, поскольку являются не прямыми, а косвенными и основываются, в сущности, на поисках структур-ловушек, в которых с не слишком большой вероятностью могут находиться залежи углеводородов.

В общем случае обычные , наиболее широко используемые, геофизические метода поисков и разведки нефтегазовых месторождений основываются на представлении изучаемого геолого-геофизического разреза в виде следующей физической модели:

а) геолого-геофизический разрез, составленный осадочными породами, рассматривается как пористая мембрана сложного строения;

б) Эта мембрана заполнена флюидами различного состава и разной концентрации. Преобладающая часть насыщена солевыми растворами с концентрациями разных солей.. Небольшая часть заполнена рассеянными углеводородами, образуя более или менее богатые углеводородами пласты . При этом углеводороды замещают солевые растворы и в достаточно хорошо проницаемых коллекторах, образуют промышленные залежи углеводородов с нефтегазовой насыщенностью до 10-15 %.;

в) Углеводороды имеют электрическое сопротивление на 8-9 порядков выше электрического сопротивления солевых растворов и, казалось бы, могут достаточно достоверно обнаруживаться стандартными методами электроразведки. Однако это возможно только в том случае, если продуктивный пласт имеет достаточно большую мощность и залегает относительно не глубоко;

г) Применение стандартной сейсморазведки также не дает абсолютно достоверных сведений о наличии в изучаемом геологическом разрезе достаточно мощных продуктивных пластов, содержащих углеводороды. Однако при прохождении через продуктивный пласт углеводородов сейсмическая волна вызывает смещения частиц углеводородов относительно твердого скелета коллектора, что вызывает появление сейсмоэлектрического поля в окружающем нефтегазовый пласт пространстве. При прочих равных условиях величина электрической компоненты сейсмоэлектрического сигнала пропорциональна электрическому сопротивлению порового вещества, поэтому отклик от углеводородов (как жидких, так и газообразных) значительно больше, чем от поровой минерализованной воды, находящейся в коллекторе.

Таким образом - обнаружение сейсмоэлектрического сигнала, возникающего в окружающем пространстве во время прохождения упругой волны через пласт непосредственно указывает на наличие в нем углеводородов. Однако величина сейсмоэлектрического сигнала обычно весьма мала, поэтому сейсмоэлектрические методы применимы лишь тогда, когда продуктивный пласт имеет достаточно большую мощность и залегает относительно не глубоко..

В результате лабораторных, модельных и экспериментальных полевых исследований на известных нефтегазовых месторождениях сотрудниками РГГРУ было установлено, что при одновременных воздействиях сейсмических и электрических полей на нефтегазовую залежь, в ней наиболее интенсивно протекают механоэлектрические, электрокинетические, электрохимические и электрические поляризационные процессы, которые инициируют весьма интенсивный сейсмоэлектромагнитный сигнал, достаточной для регистрации – даже при глубинах залегания продуктивного нефтегазового пласта до 4-5 км. При этом , при прочих равных условиях, сейсмоэлектромагнитный сигнал пропорционален мощности продуктивного пласта, его проницаемости и концентрации углеводородов в нем.

Впервые теоретическое описание возникновения сейсмоэлектрических сигналов в пористой двухфазной среде дал Я. И. Френкель . Впоследствии в 1956 году М. Био развил эту теорию описывающую распространение упругих волн в пористой влаго-газонасыщенной среде. Затем С. Прайд более строго решил основную задачу сейсмоэлектрики. Впоследствии в работах Б.С. Светова были предложены более простые решения. В работе Бобровникова Л.З., Геннадиника Б.И. и Мельников В.П.[1]рассмотрены принципы моделирования сейсмоэлектрических эффектов в различных средах. Первые опытно-производственные работы с положительными результатами с использованием принципов сейсмоэлектрики были выполнены Вишняковым А.Э.[15] Однако до сих пор нет достаточно строгого теоретического решения о структуре сейсмоэлектромагнитных полей , возникающих в нефтегазовых пластах при одновременном воздействии на них электромагнитных полей и упругих колебаний.

. Проведенное в РГГРУ математическое и физическое моделирование вызванных сейсмоэлектрических ( сейсмоэлектромагнитных ) процессов позволило составить ряд уравнений, численное решение которых для различных геологических и наиболее характерных граничных условий, в случае трехслойного разреза, приведено на рис. 2 и достаточно хорошо коррелирует с результатами экспериментальных исследований приводимых на рис. 3 и 4.

Рис.2. Результаты теоретических расчетов над нефтегазовым пластом мощность 20 метров, в зависимости от глубины его залегания и удельного электрического сопротивления перекрывающей толщи

Рис. 3. Запись реальных сейсмоэлектромагнитных сигналов над двухпластовой нефтегазовой залежью вблизи устья разведочной скважины

Рис. 4 Примеры записи интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов по профилям над центрами залежей

Запись реальных сейсмоэлектромагнитных сигналов над двухпластовой нефтегазовой залежью вблизи устья разведочной скважины и примеры записи интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов по профилям над центрами залежей приведены, соответственно, на рис. 3 и 4

Основной особенностью нового метода является то, что в отличие от известных структурных геофизических методов, позволяющих проводить поиски структурных элементов геологического разреза ( например – сейсморазведки и электроразведки в различных модификациях ), в принципиально новом методе из принимаемого на поверхности электромагнитного сигнала сложной формы выделяется сигнал ( путем компьютерной обработки по специально разработанным программам, основанным на нейросетевых методах вычислений ), обусловленный наличием в изучаемой структурной ловушке углеводородов (нефти, газа или газоконденсата). Если в ловушке углеводороды отсутствуют или их очень мало, сейсмоэлектромагнитный сигнал не обнаруживается вовсе.

В общем случае интенсивность принимаемого сейсмоэлектромагнитного сигнала пропорциональна мощности изучаемого продуктивного нефтегазового пласта, а по времени достижения сигналом максимального значения ( после первого вступления ) можно достаточно точно определить глубину залегания этого пласта и тем точнее, чем точнее известна скорость распространения упругих колебаний в излучаемом геологическом разрезе. Если изучаемая залежь является многопластовой, то каждый отдельный продуктивный пласт достаточно большой мощности отображается в принимаемом сигнале в виде появления характерных максимумов и минимумов.

Разработанная новая технология позволяет оконтурить залежи углеводородов как на суше, так и на морских акваториях и обеспечивает коэффициент успешности последующего разведочного бурения до 75-80%. Опытно-производственные работы по методу СЭМ с положительными результатами были выполнены на Баренцевом, Северном и Черном морях и в Мексиканском заливе на 7 морских нефтегазовых месторождениях и на одном месторождении на суше ( в Техасе ) , при этом заказные поисково-разведочные работы были проведены по более чем 3000 километров профилей, при глубинах моря от 5 до 500 метров и глубинах залегания нефтегазовых залежей до 5000 м.

По результатам работ были указаны места для заложения 67 разведочных скважин (вместо 318 скважин, предложенных к разведочному бурению другими организациями по результатам проведенных ими стандартных сейсморазведочных работ, в комплексе с электроразведкой, гравиразведкой и магниторазведкой), из которых наличие нефтегазовых залежей была подтверждена бурением на 59-х скважинах, т. е. доля продуктивных скважин составила 88%.

Особенно эффективны и очень производительны ( до 100 погонных километров профилей в сутки ) работы по методу СЭМ на море, ибо данные, получаемые при движении судна на скорости движения до 4-х узлов, практически в реальном времени, являются абсолютно объективными, поскольку наблюдаемые, регистрируемые и анализируемые ЭВМ сейсмоэлектромагнитные сигналы связанны непосредственно с продуктивными нефтегазовыми пластами и обусловлены ими и только ими.

При проведении опытно-производственных работ оказалось, что применение нового метода особенно выигрышно при поисках и детальном изучении нефтегазовых залежей в нетрадиционных ловушках (литолого-стратиграфических, дизъюнктивно-экранированных и комбинированного типов), а также - в качестве дополнительного метода детальной доразведки для разбраковки и детализации результатов, полученных на конкретной структуре ранее другими, стандартными геофизическими методами.

Достаточно подробно все это доказано в авторских свидетельствах РГГРУ и ВНИИОкеангеология, на основе которых разработан метод СЭМ : № 1357899, № 1371255 , № 1376055,№ 1394927, № 1428029 , № 1429783 ,№ 1434385 , № 1434999 ,№ 1447106, № 1457614 ,№ 1463004 ,№ 1491193 ,№ 1491194 ,№ 1498250 , № 1542269.

Структурная схема сейсмоэлектромагнитного комплекса аппаратуры приведена на рис. 5. который конструктивно состоит из генераторного и измерительного блоков.

В полной комплектации генераторного блок выполнен в виде четырех генераторов импульсов, два из которых используются для возбуждения токов в питающих линиях АВ, а два других – для обеспечения работы генераторов упругих (сейсмических ) колебаний - спаркеров .

Генераторы импульсов для питающих линий АВ представляют собой тиристорно-транзисторный инверторы с микропроцессорным управлением, способные обеспечить в заземленных (заводненных, при проведении морских работ) питающих линиях (или питающих петлях) электрический ток заданной формы со строго стабильной амплитудой. При этом ток может быть как знакопеременным, с импульсами заданной частоты повторения и регулируемой длительности, так и пульсирующим (однополярным), с огибающей или в виде меандра, или разной длительности положительных и отрицательных импульсов, или может иметь специальную, определяемую конкретными геолого-геофизическими условиями, форму. При этом в импульсных режимах генераторы способны обеспечивать токи до 1 тыс. ампер при напряжении до 2 тыс. вольт. При работе в непрерывных режимах генераторы позволяют генерировать токи до 100 ампер при напряжении до 2 тыс. вольт ( при средней мощности первичного источника питания до 100 киловатт).

Генераторы импульсов питания спаркеров также представляют собой тиристорно-транзисторный инверторы с микропроцессорным управлением, способные обеспечить рабочие токи в спаркерах с амплитудой до 1 тыс. ампер.

Приемно-измерительный блок состоит из 3-х независимых субблоков, позволяющих проводить измерения электрических , магнитных и сейсмических компонент сейсмоэлектромагнитного сигнала и выполнен на основе высокопроизводительного компьютера cо специальными входными устройствами, состоящими из 16…24-х прецизионных , гальванически разделенных между, собой малошумящих масштабных усилителей ( применяемых, как правило, при проведении работ на суше ) и 18…24-х разрядных аналого-цифровых преобразователей. Входные масштабные усилители работают в частотном диапазоне от постоянного тока до 1 кГц. Уровень собственных шумов, приведенных к входу на частоте 0,1 Гц, не превышает 0,05 мкВ.

Измерительное устройство позволяет: проводить исследование импульсно-переходных характеристик изучаемого геоэлектрического разреза и обеспечивает измерение процессов нарастания и спада принимаемых сейсмоэлектромагнитных сигналов с регулируемой детальностью (с интервалами отсчетов в пределах от 10 микросекунд до 10 миллисекунд) и погрешностью отсчета интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов не более 0,5 %, что обеспечивается применением цифровой фильтрации и метода накопления в процессе первичной обработки принимаемых сигналов, которые затем обрабатываются по специальным программам, основанным на нейросетевых методах распознавания образов.

Результаты полевых наблюдений экспрессно обрабатываются и интерпретируются с помощью входящей в комплекс высопроизводительной многопроцессорной ЭВМ и, в случае необходимости, сразу же передаются через спутниковую систему в вычислительный центр для окончательной обработки.

Топографическая привязка результатов измерений осуществляется с помощь системы ГЛОНАСС или GPS.

Рис. 5 .Структурная схема аппаратурного сейсмоэлектромагнитного комплекса СЭМ

В морском варианте (рис.6) метод реализуется с помощью аппаратурного измерительного комплекса, (размещаемого в специально оборудованном контейнере), включающего акустический и электромагнитный источники, две питающие электроразведочные линии и приемно-измерительную линию.

Рис.6 Морской комплекс СЭМ. 1-2.Питающие лини АВ1 АВ2 и специальные электроды- заводнители 3. Приемно-измерительная линия, включающая приемники электрического и магнитного поля и сейсмоприемники- гидрофоны, SP - спаркеры ( излучатели упругих колебаний).

В сухопутном варианте (рис.7) аппаратура используется примерно такая же, что и в морском варианте. Но при этом комплекс дополняется тремя специальными автомашинами для смотки-размотки питающих и приемно-измерительных линий (петель ) и шнековой буровой установкой для создания низкоомных заземлений.

Рис. 7 . Сухопутный вариант комплекса СЭМ

Некоторые результаты опытно-методических и опытно-производственных работ по методу СЭМ

Баренцево и Печорское моря.

Поисковые работы в Баренцевом море были выполнены в объеме около 500 погонных км. Основные результаты работ сводятся к следующему:

1.Характерные зоны аномальной интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов зарегистрированы в прибортовых частях соляного купола , выявленного по данным сейсморазведки. Бурение на данной акватории не проводилось и все поисковые работы прекращены, т.к. акватория является спорной территорией.

2.На известной структуре было обнаружено смещение залежи от свода на северо-восток. Бурение подтвердило наличие газовой залежи в юрских отложениях на глубине 3200 м. в песчаном коллекторе с суммарной мощностью 43 м. Пористость коллектора-15% , проницаемость- 80мД. Залежь находится в доразведке.

3.Известная нефтяная залежь на побережье Печорского моря была прослежена на акватории. Данные подтвердились бурением. Глубина залежи-1800 м., мощность-8 м. Пористость коллектора-18%, проницаемость - 75% мД.

Северное море, Норвежский сектор.

Выполнены профильные опытные работы на известных залежах. При пересечении контуров залежей наблюдались характерные для наличия углеводородов сейсмоэлектромагнитные сигналы. Залежи были представлены в основном легкой нефтью с глубиной залегания пластов1200-3500 м. Пористость коллекторов-15-25%, проницаемость-50-800 мД.

Черное море.

Рис. 8 Работы по методу СЭМ на Черном море

На Черном море было отработано около 2000 погонных км. профилей на нескольких месторождениях ( рис. 9). Основные результаты работ сводятся к следующему:

1.Месторождение Голицына.

По данным аномальной интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов уточнен контур залежи. Показано, что залежь состоит из западной и восточной частей, в отличие от ранее предполагавшейся единой залежи. Бурение подтвердило наши данные. Газоконденсатные залежи выявлены на глубинах 550 и 2200 м в майкопских и датских отложениях соответственно. Верхняя залежь находится в песчаном коллекторе с суммарной мощностью около 12 метров, с пористостью 15-20% и проницаемостью до 250 мД. Нижняя - в известняках с пористостью 12-18% и проницаемостью до 200 мД. Мощность нижней залежи - около 60 м. Извлекаемые запасы месторождения - более 10 млрд. куб. м газа и 0, 33 млн. тонн конденсата. Месторождение находится в эксплуатации.

2.Месторождение Шмидта.

Зарегистрированные сейсмоэлектромагнитные сигналы позволили сделать вывод, что кроме известной майкопской залежи на глубине 650 м, имеется более глубокая меловая залежь на глубине около 2800 м. Бурение подтвердило наличие этой залежи, что увеличило запасы месторождения в два раза.

3.Месторождение Штормовое.

Было оконтурено по интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов до начала бурения. Контур выявленной залежи был смещен от свода сейсмической структуры на северо-запад, примерно на два км. Бурение подтвердило наличие промышленной залежи в карбонатах палеоцена на глубине 1800 м. Пористость коллектора -15-18%, проницаемость - около 170 мД. Запасы месторождения: 16,57 млрд. куб. м газа и 1,272 млн. тонн конденсата. В настоящее время это самое большое месторождение на украинском шельфе Черного моря.

4.Структура Сельского.

Зарегистрированные сейсмоэлектромагнитные сигналы показали отсутствие признаков углеводородов в сводовой части структуры. Бурение двух пустых скважин подтвердило наш прогноз. Выявленные два контура на бортах структуры по нашим оценкам залежи должны иметь запасы около 20 млрд куб. м газа при глубине залегания около 2000 м.

5.Структура Гамбурцева.

Оконтурены две залежи на западном и восточном сводах структуры. Предполагаемая глубина залежей - около 1700 м , общие запасы - около 10 млрд. куб. м газа. Структура не разбурена.

Рис. 9 Контуры продуктивных зон на месторождениях

Рис. 10 а.б.в.. Сейсмогеологический разрез и геологический разрез по данным каротажа месторождения «Голицына» на скважинах №№ 1, 2 и 4

Рис.11 Измеренные сейсмоэлектромагнитные сигналы по профилям над скважинами № 1, 2, 4. Месторождение Голицына

Рис 12 Карта интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов на месторождении Голицына

Рис 13. 3D интерпретация результатов измерений результатов измерений на месторождении Голицына.

Опытно-методические работы на Каспийском море .

В конце июля 1991 метод СЭМ испытывался на Каспийском море в Северной его части, по Договору с Азербайджанским филиалом ВНИИГеофизика. В виду малых глубин моря в этой части Каспия измерений проводились с использованием катеров с малой осадкой и кораблей на воздушной подушке. Измерения были выполнены на 166 точках в режимах «Стоп» или на скоростях движения судов до 2-3 км. в час, по трем региональным профилям ( рис. 11 ), общая длина которых превышала 500 км.

Примеры записи интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов (предположительно) над структурой Курмангазы приведены на рис. 12. Из этих рисунков видно, что в структуре Курмангазы располагается несколько не очень крупных, многопластовых нефтегазовых месторождений, с пластами, расположенными на глубинах от 300-400 до 900-1200 метров.

К сожалению, обработка результатов навигационной привязки профилей и точек измерений азербайджанскими специалистами задержалась до декабря 1991г. И после распада СССР все данные навигационной привязки были утрачены и результаты работ по методу СЭМ на Каспии, выполненные в 1991 году, не могут быть полностью обработаны..

Рис. 14. Профили работ по методу СЭМ на Каспии в 1991 году

Рис. 15 . Примеры записи интенсивности сейсмоэлектромагнитных сигналов по профилям 91-2 и 91-3 (предположительно - в районе структуры Курмангазы). Профиль 91-2. Запись около точек : 1- точка 25, 2- точка 28, 3- точка 30. Профиль 91-3. Запись около точек : 4- точка 26, 5- точка 29 , 6- точка 30.

Работы в Мексиканском заливе.

В первых числах августа 2005 г., соответствии с Договором с Компанией NNNNN, нами были проведены детальные разведочные работы над глубокой (5000 м), предположительно - продуктивной структурой - в рифогенных карбонатах. (рис.16 а, б) Структура в это время готовилась к разведочному бурению. Буровая платформа над ней была уже установлена и были пробурены 3468 метров. Без положительных результатов.

Сейсмоэлектромагнитные сигналы, полученные с помощью нашей аппаратуры, вблизи буровой платформы, практически - над центром структуры ( определенной стандартной сейсмикой), структуры показали, что эта структура – продуктивная и содержит нефтегазовый пласт мощностью порядка 10 метров. Выполненное практически сразу разведочное бурение показало, что в структуре действительно имеется газоконденсатная залежь мощностью пласта около 7 м. Пористость коллектора - около 20%, проницаемость - 90-130 мД.

Затем в процессе дальнейшего проведения поисково-разведочных работ были получены контуры нескольких ранее неизвестных залежей, самая крупная из которых расположена на глубине около 1800 м и имеет мощность продуктивного пласта около 20 метров. Эта залежь к настоящему времени разбурена и находится в эксплуатации.

Рис. 16 а,б. Профили и результаты работ по методу СЭМ в Мексиканском заливе.

Заключение

Доля продуктивных скважин при разведке нефтегазовых месторождений с применением метода СЭМ достигает в среднем 80% от общего числа разведочных скважин против 20-30% при применении обычных методов разведки, что полностью подтвердилось проведенными опытно-производственными работами (рис. 17).

Рис. 17. Эффективность разведки нефтегазовых месторождений с применением метода СЭМ

На основе разработанной технологии (метода СЭМ) могут быть дополнительно реализованы следующие специализированные модификации аппаратуры, которые могут решать практически все современные нефтегазовые задачи во всех провинциях мира:

• морская, для работ на шельфе при глубине моря 15-300м;
• морская глубоководная 300-5000м. -мелководная (глубины 0-15 м.);
• ледокольная, для проведения работ под поверхностью льда, с борта движущегося ледокола;
• мерзлотная (для работы в условиях вечной мерзлоты);
• пустынная (для работ в пустынях и областях с плотными сухими породами верхнего слоя);
• скважинная (для геофизических исследований в поисковых и разведочных скважинах).

 Наибольший практический интерес в настоящее время представляет ледокольный вариант метода СЭМ, который позволит проводить поиски нефтегазовых месторождений в акватории Северного Ледовитого Океана с борта безостановочно движущегося во льдах ледокола со скоростью 2-3 узла.(3-5 км. в час), поскольку зоны возможного залегания нефтегазовых залежей находятся не только на акваториях сравнительно малоглубинного шельфа, свободного от льдов в летнее время (рис. 18 а,б) но и заходят достаточно далеко в зону вечных льдов (рис. 19 а, б, в), что делает практически невозможным проведение работ по методу СЭМ на обычных судах. . 

Рис.18 а, б. Схема возможных профилей работ по методу СЭМ на малоглубинном шельфе в Северном Ледовитом Океане (работа может быть выполнена на судах обычного типа в летнее время )

Рис.19 а, б, в. "Ледяная шапка" Арктики и схемы возможных профилей работ по методу СЭМ в Северном Ледовитом Океане (работа может быть выполнена на судах ледокольного типа )

В настоящее время Россия располагает 5-ю такими ледоколами с атомными двигателями мощностью 75 тыс.л.с. «Арктика», «Советский Союз» «50 лет Победы», «Ямал» и «Россия», Установив аппаратуру и необходимое оборудование на любой из указанных ледоколов можно провести поиски нефтегазовых месторождений в наиболее перспективных зонах Северного Ледовитого Океана (рис. 20).

Рис. 20. Ледокольный вариант комплекса СЭМ

Литература

1.Бобровников Л.З. Геннадиник Б.И. Мельников В.П. К принципам моделирования сейсмоэлектрического эффекта второго рода.// Доклады АН СССР, Том 309 № 4, М:. Наука 1989 г.

2. Бобровников Л.З., Вишняков-Берг А.Э., Попов В.А. и др . Исследование возможностей поисков ТПИ на глубоководных акваториях по методу ВП и создания действующего макета аппаратуры.// Фонды МГРИ-РГГРУ. 179 стр. 24 рис. 25 табл.. М.. 1988 г.

3.Бобровников Б.Л.., Бобровников Л.З., Попов В.А. и др Исследование процессов, протекающих в горных породах и рудах при одновременном воздействии упругих и электромагнитных колебаний.// Фонды МГРИ-РГГРУ. 268 стр. 60 рис. 22 табл.. Москва. 1990 г.

4.Бобровников Л.З., Попов В.А., Сушкевич Н.В. Способ морской геоэлектроразведки //Авторское свидетельство № 1428029. Приоритет 2.12.1987. Регистрация 1.06.1988

5.Бобровников Л.З., Вишняков-Берг А.Э., Попов В.А. и др. Способ измерения вызванной поляризации в движении при геологоразведке //Авторское свидетельство № 1429783 Приоритет 2.12.1986. Регистрация 8.06.1988

6.Бобровников Л.З., Попов В.А., Сушкевич Н.В. Способ морской геоэлектроразведки в движении //Авторское свидетельство. № 1434999 Приоритет 4.12.1986. Регистрация 22.08.1988

7.Бобровников Л.З., Попов В.А., Сушкевич Н.В. Способ вертикальных электрических зондирований при морской геоэлектроразведке. //Авторское свидетельство № 1447106

Приоритет 4.12.1986. Регистрация 22.08.1088

8.Бобровников Л.З., Вишняков-Берг А.Э., Попов В.А. и др. Способ морской геоэлектроразведки //Авторское свидетельство № 1463004. Приоритет 2.12.1986. Регистрация 1.11.1988

9.Бобровников Л.З., Вишняков-Берг А.Э., Попов В.А. и др. Способ морской геоэлектроразведки //Авторское свидетельство . № 1491194 Приоритет 2.12.1986. Регистрация 01.03.1989

10.Бобровников Л.З., Вишняков-Берг А.Э., Попов В.А. и др. Способ морской геоэлектроразведки //Авторское свидетельство. № 1498250 Приоритет 13.01.1987. Регистрация 1.04.1989

11.Бобровников Л.З., Вишняков-Берг А.Э., Попов В.А. и др. Способ морской геоэлектроразведки //Авторское свидетельство. № 1542269 Приоритет 13.01.1987. Регистрация 08.10.1989

12.Брюховецкий О.С. Гидрофизический механизм формирования нефтегазовых месторождений, //VII международная конференция "Новые идеи в науках о Земле", Сборник избранных докладов. - М.: МГГРУ, 2006

13. Брюховецкий О.С., Лурье М.В. , Лопатин В.В. Гидрофизический механизм миграции газа. // //VII международная конференция "Новые идеи в науках о Земле", М.: МГГРУ, 2005

14. Брюховецкий О.С. Структурная модель пласта // V Международная научно-практическая конференция "Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых". М. РГГРУ, 2006.

15.Вишняков-Берг А.Э., Паняев В.П., Яневич М.Ю. и др. Разработка теории и методики прямых поисков залежей нефти и газа. // Фонды ПГО «Севморгео», НИИГеологии Арктики. 176 стр. 39 рис. 23 табл. Л.1981

16.Брюховецкий О.С., Лурье М.В. «Гидротермальная циркуляция как основной механизм формирования месторождений полезных ископаемых», учебное пособие, Москва, 2008.

17.Брюховецкий О.С., Лурье М.В. «Исследование гидрофизических механизмов миграции газа и образования газовых залежей», журнал «геология и разведка №4», 2006г.

18. Бобровников Л.З., Брюховецкий О.С., Михайлов В.А. «Новый метод прямых поисков и разведки нефтегазовых месторождений», журнал «Геология и разведка» №6, 2009 г.

22. Мельников В.П., Лисов В.И. Брюховецкий О.С. , Бобровников Л.З. Бинарные технологии прямых поисков МПИ .Журнал «Недропользование XXI век». М. №4. 2010г.

23. Мельников В.П., Лисов В.И. Брюховецкий О.С. , Бобровников Л.З. Бинарная технология прямых поисков нефтегазовых месторождений. Журнал «Недропользование XXI век». М. №5. 2010г.