Объемно-статистический метод (метод внешних аналогий) (ОСМ)

Метод заключается в количественном сравнении плотностей ресурсов (объемных и площадных) хорошо изученных территорий земли с той или иной малоизученной территорией. Ахиллесовой пятой метода является неопределенность выбора сравниваемых территорий. Такой выбор строго не регламентирован и это позволяет сравнивать разные данные (что угодно с чем угодно!), по усмотрению исследователя.

Основоположник метода – М.Ф. Двали (1964) вначале сравнивал все хорошо изученные платформы (без разделения на молодые и древние) с любыми неизученными платформами, равно как и складчатые и прискладчатые области с таковыми же малоизученными.

В дальнейшем появилась возможность более детальных сравнений – на уровне отдельных тектонотипов (В.С. Лазарев, 1989, В.В. Забалуев, 1992 и др. - ВНИГРИ) – молодые и древние платформы, краевые и предгорные прогибы, области эпиплатформенных орогенов, области интенсивного траппового магматизма, периокеанические территории и другие объекты нефтегазообразования, накопления и сохранности УВ.

Часть исследователей (М.Ш. Моделевский, А.Э. Конторович и др.- СНИИГГиМС) считают основным показателем при таких сравнениях объем осадочных пород, независимо от возраста и тектонотипа и условий сохранности сравниваемых территорий. Такой подход обуславливает сильный разброс получаемых оценок.

Установлено, что на хорошо изученных древних платформах львиная доля ресурсов и разведанных запасов связана с их краевыми системами, а минимальная – с внутренними впадинами; напротив – на молодых платформах в этом отношении доминируют внутренние впадины, а краевые прогибы наименее богаты углеводородами. Древние доальпийские рифтовые структуры богаче альпийских; соотношение нефть/газ также заметно меняется в зависимости от тектонотипа: наиболее богаты газом краевые прогибы древних платформ и доальпийские рифты и, напротив, внутренние впадины и рифты преимущественно нефтяные (Забалуев,1982). Кроме того, при «объемном» сравнении достоверность величин объемов осадочных пород на хорошо изученных и малоизученных территориях, безусловно, отличаются, создавая дополнительные неточности в подсчете прогнозных ресурсов. Видный нефтяной геолог США Х.Д. Хедберг (1978) в статье «Ошибочность использования объемов осадочного чехла для оценок нефтегазовых ресурсов» отмечал: «использование величин объема пород в сочетании лишь с величинами средних удельных запасов углеводородов, приходящихся на единицу объема, в качестве основы для оценки ресурсов нефти и газа изучаемого района является распространенным заблуждением тех, кто производит оценку и ловушкой для не информированной публики».

Дальнейшим развитием объемно-статистического метода явился предложенный В.С. Лазаревым (1989) «Метод наислабейшего звена». Он пригоден для количественной оценки плотностей ресурсов для объектов с размерностью НГО (нефтегазоносная область). В качестве показателей применяются предельно обобщенные критерии, определяющие генерацию, миграцию и аккумуляцию углеводородов:

- тектонотип НГО;

- процент объема морских отложений, залегающих глубже 2 км;

- процент объема отложений, залегающих глубже 4 км;

- градиенты регионального уклона;

- интенсивность структуры;

- средняя мощность отложений;

- масштаб мезокайнозойских движений (для древних платформ).

На основании выявленных автором глобальных зависимостей названных показателей с плотностью ресурсов (в хорошо изученных НГО) определяются удельные плотности ресурсов для каждого показателя. Умножение каждого из них на объем пород дает значение потенциальных ресурсов УВ для оцениваемой НГО. При этом за окончательную оценку принимается значение минимального показателя: «режим функционирования относительно замкнутой системы определяется наислабейшим звеном и никакое улучшение качеств других звеньев не может изменить режима данной системы; например если в изолированном бассейне достаточно благоприятны все показатели, а мощность отложений менее 2 км, то промышленной нефтегазоносности в нем ожидать не следует. Процедура количественной оценки сводится к поиску лимитирующего показателя, который и определяет величину запасов нефти и газа (Лазарев, 1989)».

Корректное использование ОСМ возможно только при строгом отборе эталонных выборок – соответствии тектонических, литологических, возрастных и других характеристик сравниваемых объектов; следует отметить также, что результаты даже самых корректных внешних аналогий предельно усреднены и, хотя безусловно точнее объемно-генетических оценок (для объектов типа антеклиз, синеклиз, краевых систем и др.), но все же близки к формуле «много-мало» и «больше-меньше»; для малоизученных объектов этот метод предпочтительнее объемно-генетического, хотя бы потому, что ставятся ограничения огромным объемам осадочных пород (меньше глубины 2 км) и учитываются условия сохранности (наислабейшее звено), что, например, в Восточно-Сибирском регионе практически обесценивает Тунгусскую синеклизу (северную ее часть) как перспективную НГО.