K18 - Голландский сектор Северного моря
Методология
В 1996 году образцы донных отложений были взяты для микробиологических, геохимических и изотопных измерений в Северном море (голландские блоки K18 / L16). 32 пробы донных отложений были отобраны по линии сейсмических профилей для того, чтобы иметь возможность непосредственно сравнить микробиологические и сейсмические данные. Как образец один профиль (А-А') был продолжен по площади месторождения "Kotter" для целей калибровки. Профиль B - B' пересекает почти всю площадь месторождения в юго-восточном направлении.
Микробиологические работы проводились без каких-либо знаний о геологическом строении месторождения "Kotter" и данных скважин. Месторождение "Kotter" находится в Vlieland нижней мел. Следующее сравнение геологических и микробиологических результатов были сделаны после завершения микробиологических исследований.
Результат
Результат MPOG® на нефть по двум профилям А и В показан на рисунке 1.
Углеводород на месторождении Kotterfield накапливается в нефтяной ловушке на глубине около 2.500 м. Только растворенные углеводороды низкомолекулярного содержания были обнаружены в нефтяной ловушке; свободная газовая шапка не была обнаружена. Местоположение удачной скважины K18-2 (станция опробования 211) и сухой скважины K18-3 (возле станции опробования 210) показано на рисунке. По микробиологическим измерениям на месторождении залежь локализована в районе станции опробования 211. Кроме того нет никаких других микробиологических показателей на линии профиля А - А. Изотопные измерения адсорбированных газов в верхней осадочной толще вокруг станции 211 подтверждают со значением d13C из -36,6 ‰PDB, что метан теплообразующего происхождения и является производным от керогена II типа материнской породы.
Заключение
Рисунок 2 (раздел B) показывает значительную микробиологическую аномалию "A", которая находится вертикально над нефтяной залежью. Это было подтверждено продуктивной скважиной K18-2 (участка А). Северная граница нефтяной ловушки определяется по сухой скважине K18-3. Фоновый уровень был определен на станции опробования 210. Смещение микробных аномалий в зоне существующих разломов не было обнаружено. Значительно увеличилось число клеток углеводород окисляющих бактерий, и их биохимическая активность также четко отражает MPOG® – аномалию в районе (станции опробования 211).
В отличие от значительных показаний на нефть, индикация газа не была обнаружена в поле "Kotter". Измеренные значения метана окислителей находятся в нормальном диапазоне фоновых значений. По нашему опыту на других нефтяных и газовых месторождениях это соответствует отсутствию свободного газа и газовой шапки в поле "Kotter".
На участке C (рисунок 2) показаны геохимические результаты по профилю A - A'. Измерения адсорбированных газов в отложениях отличаются от результатов микробиологических изысканий на нефть. Самые низкие концентрации углеводородов были обнаружены вертикально над полем нефтяной залежи, а максимальные значения были в области окраины залежи. Это явление встречается в геохимической разведки, которое также было обнаружено в других областях и многократно описано в литературе как "гало-эффект". Одну из возможных причин для "гало-эффекта" можно увидеть в интенсивном микробном углеводородном процессе деградации в верхней части залежи.
