Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов и эталонные участки для сравнительного геологического анализа

Для оценки ресурсов нефти и газа на территориях нефтегазоносных провинций обычно используются объемно-генетический, объемно-статистический и метод внутренних аналогий.

* Характеристика выявляемости ресурсов нефти и газа вытекает из данных:

- о ресурсах нефти и/или газа в недрах региона;

- о размерах предполагаемых залежей нефти и/или газа;

- о глубине залегания предполагаемых залежей нефти и/или газа;

** Важными являются и «промежуточные» результаты:

- величина ресурсов УВ в конкретном регионе - НГБ, НГК и ЗНГН;

- условия их залегания в недрах НГБ, НГК и ЗНГН;

***Геолого-экономический прогноз ресурсов нефти и/или газа включает:

- качественную оценку с целью выявления и изучения пространственного изменения

геологических факторов, благоприятных для генерации и аккумуляции УВ;

- количественную оценку, выражающую вероятностную величину ресурсов и их распределение по площади и в разрезе осадочного чехла НГБ;

- экономическую оценку, определяющую эффективность освоения месторождения нефти и газа, нефтегазоносной зоны, района и т.д.

-

Объемно-генетический метод (ОГМ)

Метод заключается в выявлении нефтегазоматеринских толщ, изучении истории их развития (состав ОВ, степень метаморфизма, термическая история и др.), в определении наиболее оптимальных для нефтегазогенерации областей (очаги нефтегазогенерации), оценка путевых потерь от очагов генерации к зонам нефтегазонакопления (рассеивание, восстановление форм железа и серы и др.), и главное – в оценке возможных генерированных количеств нефти и газа в том или ином очаге (коэффициент эмиграции) и количеств их в зонах аккумуляции (коэффициент аккумуляции).

До этой главной стадии все применяемые для подсчета ресурсов показатели достаточно корректны и наукообразны, хотя и не слишком точны. Однако, определение коэффициента эмиграции, особенно для газа и коэффициента аккумуляции для газа и нефти (искомые прогнозные ресурсы) превращает названный метод в нечто неопределенное. Как отмечали еще в 1980 г. В.В. Семенович и др. и авторы «Методических указаний… 1983», ОГМ определяет верхний предел начальных прогнозных ресурсов; значительные амплитуды колебаний абсолютных значений подсчетных коэффициентов генерации, эмиграции и аккумуляции приводят к большой условности результатов этого метода.

* Во-первых, установление коэффициента генерации для газа, особенно древних докембрийских и нижнепалеозойских толщ Восточно-Европейской и Сибирской древних платформ, ввиду мобильности газа и быстрого его рассеивания, в результате чего возраст всех существующих газовых месторождений не древнее мезо-кайнозойского, практического интереса не представляет.

** Во-вторых, сама процедура определения этого коэффициента далеко неоднозначна, что вызывало тревогу еще у основоположника ОГМ Н.Б. Вассоевича (1977).

*** В третьих, существование крупных газовых месторождений в древних карбонатных толщах практически не содержащих ОВ и непосредственно над поверхностью фундамента (например залежи газа в кембрий-ордовикских отложениях Пермского бассейна США) также подтверждает эфемерность рассматриваемого коэффициента.

**** В четвертых, коэффициент аккумуляции нефти и газа принимается обычно 0.5-2.0% от суммы генерированных углеводородов, что при гиганских получаемых величинах дает возможность манипулировать ресурсами в нужных размерах.

Поэтому ОГМ, особенно для газа, следует применять как качественный по формуле «много-мало» или «больше-меньше». Однако, некоторые существующие балансовые оценки ресурсов нефти и газа, установленные в малоизученных регионах ОПБ России (например, Лено-Тунгусская НГП - Сибирская платформа) получены целиком на основе рассматриваемого метода.