Группа учёных Геологического института РАН открыла принципиально новый способ прогнозирования месторождений нефти и других полезных ископаемых, получивший название термотомографии. Суть его заключается в построении трёхмерных моделей распределения температур и тепловых потоков, что позволяет получить карты-срезы геотермического поля на любой глубине и таким образом определить уровень, на котором существуют условия для образования молекул углеводородов. Этот метод позволяет в первом приближении прогнозировать глубину и локализацию размещения месторождений и экономить на поиске сотни миллионов рублей.

Идеологически данный метод начал разрабатываться в начале 2000-х годов. “Всем известно, что фактически формирование нефти, газа, газоконденсата происходит при определённых температурных условиях, – поясняет координатор проекта, заведующий лабораторией тепломассопереноса Геологического института РАН профессор Михаил Хуторской. – Например, для образования  молекулы нефти нужен интервал температуры от 110 до 140°С, газа – от 150 до 190°С. Мы поставили перед собой задачу рассчитать, на какой глубине в земной коре существует этот интервал температур. По этим расчётам мы планировали составить прогноз залежей углеводородов, чтобы потом чётко сказать нефтяникам: “Ребята, бурите, пожалуйста, на глубину . .

Именно там начинается процесс катагенеза (преобразования органического вещества в углеводородную молекулу)”.

Проверять справедливость своей гипотезы учёные начали в хорошо изученных геотермических районах, в первую очередь – в акватории Баренцева моря. Первая 3D-модель, опробованная на этой территории, показала, что уже открытые месторождения локализуются в пределах неких термических куполов, которые впервые стали видны на трехмерных моделях. Нефть залегала точно в диапазоне рассчитанной геотермической аномалии.

Такое же совпадение было зафиксировано на месторождениях в Карском море, Прикаспийской впадине, Припятской впадине (на этом участке эксперименты проводились совместно с белорусскими коллегами), Северогерманской впадине (на данной территории работы велись вместе с немецкими исследователями).

“Мы поняли, что это поисковый признак, – говорит Хуторской. – Если имеется термический купол, то можно с уверенностью говорить о высоких перспективах нефтегазоносности”.

Проанализировав выявленные закономерности, учёные отправились отрабатывать свою методику на перспективном, но совершенно не изученном в поисково-разведочном отношении районе – акватории моря Лаптевых. Разработанная для этой территории 3D-модель показала наличие двух термических куполов в данном регионе. Исходя из этого, учёные очертили район поиска нефти в виде треугольника, соединяющего остров Столбовой и устья двух северных рек – Лены и Яны. Стоимость такого прогноза, по меркам нефтяной разведки, оказалась очень дешёвой – всего  300 000 рублей.

По словам Михаила Хуторского, основное преимущество термотомографического метода оценки нефтегазоносности в его экономичности как по деньгам, так и по трудовым затратам. Активно применяемые в поиске полезных ископаемых геофизические методы, в частности, разные вариации сейсморазведки хороши для картирования локальных структур, однако они не дают чёткого ответа на вопрос, что находится на расчетной глубине – нефть или, к примеру, вода. Их необходимо дополнять другими методами, в частности, глубинной геоэлектрикой или геотермикой. Использование метода термотомографии позволяет экономить десятки миллионов рублей за счет сокращения объёмов поисково-разведочного бурения. К тому же он не требует проведения новых измерений, а оперирует информацией, которая содержится в мировой базе данных  по тепловому потоку. Опираясь на неё, можно сделать    термотомографическую модель оценки нефтегазоносности для любой территории.

По результатам этого исследования учёные опубликовали десятки статей в ведущих в своей отрасли российских и зарубежных журналах. Немецкое издательство Springer Verlag расценило одну из публикаций как выдающуюся и включило в годовой геологический обзор.

Но, как и всё новое, метод термотомографии, разработанный относительно недавно, внедряется не очень активно. Выполнено два хоздоговора с производственными организациями, работающими в основном в Арктике; заинтересовавшийся было “Лукойл” пока не дал ответа, готов ли он пополнить свой арсенал методов прогнозирования разработкой российских учёных.

Сами исследователи объясняют невысокий интерес к новой методике со стороны промышленности инерцией мышления руководителей крупных нефтяных компаний, которые, как правило, руководствуются логикой: чем больше вложишь денег, тем больше получишь нефти. Стимулов заниматься внедрением новых технологий у них нет. Поэтому учёным придётся прикладывать немало усилий для того, чтобы их разработка получила применение на практике.