一种直接探测技术能够识别由超轻基本粒子相互作用产生的基本特性。这些较小的亚原子粒子不断发射固有辐射光谱，后者可被跟踪用以推断矿物沉积。
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编译 | 影子
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碳氢化合物、贵金属和钻石都会产生固有辐射，并留下一些可在卫星图像上观察到的特征。研究人员将这些（固有辐射）数据在实验室进行处理，并在现场勘查过程中记录其频谱。尽管物质的化学成分相似，但其“固有辐射”频谱仍有一些不同之处，研究人员可以借此将煤和钻石中的碳区分开来。
Oil and Gas Discoverer（OGD）的直接探测技术（Direct Detection Technology，简称DDT）应用分为两个独立阶段，可根据每个阶段获得的数据生成书面和/或口头报告。第一阶段是针对用户指定区域，根据从卫星图像获得的数据，初步识别异常油气沉积。DDT第二阶段为现场实地勘查，研究人员搭乘直升机在所确定的油气异常区上方进行勘测，以提供沉积轮廓的确切位置和生产层位的地下深度等信息。
现场勘查包括使用公司专有的GEO-SCAN ML2探测器（通常安装在直升机上，在某些情况下通过陆地运输）测量异常沉积。获得的所有数据及其解释都会显示在地质图和三维图像上，以提供最终的油气藏深度、大小和轮廓，以及下一步勘探和/或开发井的位置。
哈萨克斯坦勘查案例
2015-2017年间，OGD在哈萨克斯坦进行了一项DDT研究，该技术在哈萨克斯坦被称为“亚原子技术”。油公司为MMD（JSC Mangistaumunaigas），为其提供勘探服务的分包商为TOO（KAZ-Waterhanters LLP）。分包商聘请了（DDT）服务提供商进行完整的两阶段勘查。合同由TOO总监R.A.Magomadov和OGD高级副总裁Oleg Yatsuk签署。根据DDT两个阶段的勘查，OGD可获得的额外好处是分包商允许其发布精简版的勘查报告，以证实DDT勘查在探测和描绘地层深处油气沉积方面的有效性。
在哈萨克斯坦，油气勘探工作通常依赖于2D和3D地震反射测量数据，之后在识别出的潜在地下构造和层位进行钻井。2015年，油公司在Alatube油田和Atambai-Sartube油田进行了DDT勘查，以确定地下深达6000 m处的油气沉积。这些哈萨克斯坦油田至少已有30年的历史，有大量高产井和已封生产井。这项研究是确定该深度油气资源的试验项目。服务商的工作是进行DDT第一阶段勘查100 km2面积的区域。
1.第一阶段勘查结果
据第一阶段勘查概况的描述，用户向OGD提供了两个勘探区域（如图1）的坐标。尽管过去数十年采用标准油气勘探技术收集了大量信息，但服务提供商并未索要更多油气勘探数据，并确定了多个钻井井位。
图1. 基于第一阶段勘查数据和解释，黄色区域代表可能的含烃地层
第一阶段勘查中，在OGD预期的100km2面积的勘探范围内，基于含烃地层的固有亚原子辐射数据，构造异常区显示出中到强的强度信号。这些异常明确表明用户探勘区块地下存在油气资源。在实验室处理卫星图像的过程中所发现的油气异常以黄色区域表示，如图1。
2.第二阶段勘查结果
基于第一阶段积极的勘查结果，OGD和分包商决定对作业公司的两个勘探区域均进行第二阶段勘查。
图2.第二阶段勘查的飞行模式图。
通过对两次勘查数据的分析和解释，服务提供商能够确定并指定红色和深蓝色区域为未来勘探和商业开发的潜在区域。OGD指出，坐标收敛过程有50~90 m的误差，勘探区域也存在GPS误差。
图3.基于第二阶段勘查数据的固有辐射异常的三维模型
基于油气异常的强度，服务提供商列出了3个未来进一步开发最具前景的区域（S1、S2和S3）。这些区域的资源潜力大小可根据固有辐射强度排序，并为油气沉积提供直接的地理参考。这也将使服务提供商能够确定特定地点的含烃地层的深度并推荐后续的钻井目标。最后，这将大幅缩小后续地球物理活动和勘探钻井的范围。根据数据（图3），OGD注意到S1和S2区域在作业公司的勘探区域范围内，但S3不在范围内，但与作业公司所属勘探区域相邻。这些区域被认为最高产，估计精度在85~90%。
3.详细分析
由于地球表面卫星成像的角度不同，第一阶段勘查中发现的主要油气异常与第二阶段勘查收集的数据有所不同。然而，检查图1和图3的数据后，很明显在第二阶段勘查中发现了额外几个油气异常区。
为充分利用分析结果，OGD制作了一幅扩展图，突出显示了7个极具潜力的异常区，这些异常区域将成为未来钻勘探井的极佳位置，如图4。这些异常位于辐射强度最大的轮廓范围内（红色区域）。
图4.第二阶段勘查确定了7个高强度辐射异常区
为了方便后续操作，需要在所识别的红色和蓝色异常区内确定井位。研究人员根据独立的地球动力学模型分析、地震数据和DDT勘查结果，判断高强度异常区与高度断裂的局部区域对应。该勘查技术不仅可识别现有的区域和构造，还可精确显示含油气区域和构造，这比其他勘查方法更优越。
基于已完成的工作，服务提供商推荐S1区的点“2”为第一个钻井井场，井号为No. 42井，如图4。通常，这种类型的井位是根据预定义的开发网格自动在现有油田选择的，为了消除大家对评估的偏见，所推荐的井场相当偏远，距离最近的井约1200米。换言之，勘查活动在现场识别出了一个全新的油气沉积。尽管如此，该井距哈萨克斯坦产量最大的井（日产量约为1400公吨，合10220桶当量/天）约1200 m。
4.重叠产层
第二阶段勘查分析确定了5个油气层位，其中产量最高的层位于3500~3900 m和4900~5100 m。为了确认最具潜力的产层，我们制作了一个油气异常区固有辐射强度的3D模型，含强度尺度，如图5。最大固有辐射强度位于3.5- 3.9 km和4.9~5.1 km。.
图5.含烃地层水平3D模型
5.No. 42井钻井结果
2017年，在上述地点完成了No.42井，完钻井深3962 m。期间进行了电测，数据显示，第1个明显的产气层位于2420 m，这与煤层有关；油层位于3450和3900 m处。这些数据与基于第二阶段勘查数据和分析的三维区块图中显示的深度相符。作业人员挑拣出了各地层最具代表性的岩屑，并绘制在了岩性测井曲线上，如图6。
图6.目标层位的岩性测井图
电测人员对该井进行了全套地球物理测井，充分证实该段存在多储层，对应于上、中三叠统地层，如图7。这些结果证明DDT技术在确定油气产层水平边界、异常区域轮廓等方面的预测精度，而这些数据可直接证明油气沉积的存在。
图7.地球物理测井证实了多产层的存在
6.结论
根据No. 42井的数据，可以得出DDT在识别可能的异常区时具有以下特点：
1.发现油气沉积的准确度高。根据推荐的井位所钻的第一批井大部分为高产井，概率不低于90~95%。
2.根据常规经验确定的水平产层的深度边界，误差通常不超过5~7%。而在本案例中，误差不超过1%。
3.成本低、周期短，勘查结果与实际数据高度一致，可以信心满满地制定计划及早发现新油田，从而提高生产指数。
勘查结果的最终报告生成后，服务提供商与分包商以及现场地质学家共同召开的跟进会议，一致认为由DDT确定的所有油气异常区与现有的产量水平相当或具有潜在的商业开采水平。
地质学家普遍认为在DDT勘查区域存在不同类型的构造断裂，这在报告中得到准确识别。作业公司和分包商都同意有必要进一步修订钻井计划，节约数百万美元，并计划从2018年开始进行另一轮钻井作业。
作业公司的观点。Mangistaumunaigaz地质和油田开发总监Baipakov先生评论道，“根据DDT勘查编制的异常区域图，可以根据潜在地层的含油饱和度确定最有前景的井位。根据这些数据钻了一口井，确实在3500-3900 m的预测区间内钻遇了产层。”
通过测井，确定了产层位于3444~3902 m。相对于地层顶部而言，预测深度误差仅为56 m，相对于地层底部而言误差仅为2 m。
作业公司的管理团队指出，预测的地层顶部/底部对于确定水平空间边界和深度是可以接受的。
由于取得了这一成功，JSC Mangistaumunaigaz将在其他6个DDT高强度异常区钻另外2口测试深井。
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