Всего за несколько секунд МГД-установка развивает мощность в десятки миллионов ватт. И при этом обходится без громоздких систем охлаждения, которые были бы неизбежны при использовании традиционных источников излучения. Да и сама установка в несколько раз легче других видов электрогенераторов.

Впервые эффективность МГД-установки была проверена в конце 70-х годов в Таджикистане. Тогда в районе хребта Петра I ученые провели первые опыты по МГД-зондированию, стараясь уловить признаки приближающегося землетрясения. Сигналы мощной 20-мегаваттной установки «Памир-1» регистрировались на расстоянии до 30 километров от нее.

Немного позднее МГД-установки были использованы для поиска нефтяных и газовых месторождений. Для начала был выбран достаточно известный нефтяной район – Прикаспийская низменность. Благодаря МГД-зондированию появилась еще одна возможность не только определить наличие нефтегазоносных слоев, но и четко оконтуривать месторождения. А ведь обычно для этого приходится бурить несколько дорогостоящих скважин.

Получив первые достоверные сведения о надежности МГД-способа, ученые не стали ограничиваться только разведкой в Прикаспийской низменности. Новый способ геофизической разведки недр был использован на Кольском полуострове, на шельфе Баренцева моря – в районах, имеющих мощные пласты осадочных пород, в которых обычно и прячется нефть. Анализ полученных данных показал, что залегание нефти здесь вполне вероятно.

Вы обратили внимание, сколько геофизических методов имеют на вооружении нефтеразведчики? Действительно, много. Однако, ни один из методов не дает стопроцентного указания на присутствие нефти. Вот и приходится использовать их в комплексе.

Для начала обычно проводят магнитную разведку. Потом дополняют ее данными гравиметрии. Затем в ход идут методы электро- и сейсморазведки. Но даже этого зачастую бывает недостаточно для точного ответа. Тогда геофизические методы дополняют геохимическими и гидрогеологическими исследованиями.

Среди геохимических методов в первую очередь надо отметить газовую, люминисцентно-битуминологическую и радиоактивную съемки.

Газовая съемка была разработана в 1930 году. Было замечено, что вокруг любой залежи образуется как бы легчайший туман – так называемый ореол рассеяния. Углеводородные газы по порам и трещинам пород проникают из глубины Земли к поверхности, при этом растет их концентрация в почвенных водах и верхних слоях породы. Взяв пробу грунта и почвенных вод, нефтеразведчик с помощью чувствительного газоанализатора устанавливает повышенное содержание углеводородных газов, что и является прямым указателем близкого местоположения залежи.

Правда, чтобы такой способ работал достаточно надежно, необходимы приборы высочайшей чувствительности – они должны надежно обнаруживать один атом примеси среди десяти или даже ста миллионов других! Кроме того, как показывает практика, газовые аномалии могут быть смещены по отношению к залежи или же просто указывать на мелкие месторождения, не имеющей промышленной ценности.

Поэтому данный метод стараются дополнять, например, люминисцентно-битуминологической съемкой. Ее принцип основан вот на каком природном явлении. Над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе. И если пробу породы подставить под источник ультрафиолетового света, то битумы тотчас начинают светиться. По характеру свечения, его интенсивности определяют тип битума и его возможную связь с залежью.

Радиационная съемка основана на другом природном феномене. Известно, что в любом районе имеется так называемый радиоактивный фон – небольшое количество радиации, обусловленное воздействием на нашу планету космического излучения, наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов и т.д. Так вот, специалистам удалось обнаружить интересную закономерность: над нефтяными и газовыми залежами радиоактивный фон понижается. Например, для месторождений Южного Мангышлака такое понижение равно 1,5 – 3,5 микрокюри за час. Такие изменения достаточно уверенно регистрируются существующими приборами.

Однако этот метод находит пока ограниченное применение поскольку радиоактивные аномалии могут быть связаны не только с наличием промышленных залежей, но и с местным изменением состава пород, поверхностной геохимической обстановкой. Другими словами, у геохимиков пока нет надежных критериев позволивших бы им отличать, по каким именно причинам в данном регионе регистрируется аномалия. Но работы в этом направлении ведутся.

Ну вот, кажется, все необходимые обследования района проведены. Они показали его перспективность в смысле содержания в недрах запасов нефти и газа. Можно закладывать первую разведочную скважину? Нет, пожалуй, сначала нужно провести кое-какие расчеты.

Суть их сводится к следующему. Каждый знает разницу между сосудом и его содержанием. Граница между ними обычно четко определена. Ну а если «сосуд» не искусственный, а природный, и его не мыли несколько миллионов лет? Тогда определить разницу, а значит, и количество нефти и газа в таком сосуде не так-то просто.

Вот как решили эту задачу ученые.

Природа сама позаботилась собрать нефтегазосодержащие породы в гигантские «пиалы», состоящие из плотных непроницаемых пород. Правда, что бы сохранить содержимое, ей пришлось перевернуть их вверх дном. Глубинное давление вытесняет углеводороды, которые упираются в куполообразный потолок и оказываются в ловушке. Купол, хотя и находится глубоко под землей, легко улавливается геофизической аппаратурой. Остается вроде бы немного – пробурить в куполе скважину, подсчитать запасы залежи и нанести на геологическую карту новое месторождение. Но очень скоро геологи столкнулись с такими сюрпризами – стали попадаться ловушки заполненные лишь наполовину, а то и вовсе пустые.

Выяснить какую-то закономерность, объяснить феномен долгое время не удавалось. Ученые разных стран приложили немало усилий, чтобы решить задачу, заданную природой. И вот внимание геологов в конце концов сосредоточилось на конструкции самой ловушки. Оказалось, что и камни не вечны. Сосуд от старости стал не так уж надежен: микроскопические трещины, образовавшиеся в покрышке, дают части запасов улетучиться. И потери тут не маленькие – лишь одна трещина шириной всего в десятую долю миллиметра при обычном для глубин давлении выпускает из ловушки триста миллионов кубометров газа каждый миллион лет. Так что за прошедшие сотни тысячелетий «сосуд», действительно, мог основательно опустеть.

Но всегда ли нефть и газ уходят из ловушки? Все ли природные чаши имеют дефекты? Ответить на эти вопросы в общем-то означало создать новый метод локального прогноза запасов нефти и газа на том или ином месторождении. Исследования ученых показали: ловушки полностью сохраняют свои запасы лишь в том случае, если толщина промежуточного слоя достаточно велика, но все же меньше высоты всего поднятия, то есть если ловушка все-таки сохраняет свою куполообразность.

Так что теперь на геофизических картах специалисты указывают толщину каждого из трех слоев ловушки. При помощи современной техники это удается сделать с достаточно высокой точностью. Ну а дальше в дело вступает простая арифметика. От высоты купола нужно отнять высоту промежуточной прослойки. В итоге получается число, определяющее размер промышленной залежи.

Новый метод определения прогнозных запасов нефти и газа уже получил практическую проверку на нефтепромыслах. Знание законов геологической арифметики позволило сэкономить многие миллионы рублей, затрачиваемые раньше на напрасно закладываемые скважины.