Методы прогноза нефтегазоносности

* На основе геологических аналогий - метод количественной оценки перспектив нефтегазоносности, основанный на сравнительном геологическом анализе оцениваемого (расчетного) участка и хорошо изученного эталонного участка и на установлении характерных черт их сходства и различия, что дает возможность перенести среднюю плотность ресурсов (запасов) нефти и газа эталонного участка на оцениваемый. При этом степень различия, определенная экспертным путем или методами математической статистики, учитывается с помощью коэффициента аналогии. Метод применяется в двух модификациях: по средней плотности ресурсов (запасов) и по ресурсам (запасам) на осредненную структуру.

- В первом случае потенциальные ресурсы (запасы) Q определяются (в тыс.т) по формулам:

Q = FqK или Q = VqK,

где - F - площадь оцениваемого участка; q - средняя плотность ресурсов (запасов) на единицу площади эталонного участка; V - объем горных пород оцениваемого участка; q¹ - средняя плотность ресурсов (запасов) на единицу объема пород эталонного участка; K - коэффициент аналогии (поправочный коэффициент).

- Во втором случае:

Q = qnK_yK,

где n - предполагаемое число структур на оцениваемом участке; q –средние ресурсы (запасы), приходящиеся на одну структуру эталонного участка; K_y - коэффициент успешности разведки эталонного участка; K - коэффициент аналогии.

Правильность количественной оценки ресурсов нефти и газа методом геологических аналогий зависит от степени обоснованности значения коэффициента аналогии.

*Объемно-балансовый – способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ залежей, основанный на эмпирически установленной зависимости (балансе) между объемами природных резервуаров и объемами нефти и газа, заключенными в этих резервуарах в природных условиях. За основной объект оценки принимаются нефтегазовые системы разного ранга – от бассейна до единичной залежи нефти и газа. За объем природных резервуаров нефтегазовых систем принимается суммарный объем коллекторов, в которых происходят миграция, аккумуляция и консервация УВ. Наибольшая достоверность метода обеспечивается при наличии информации, позволяющей достаточно точно оценивать объем природных резервуаров, пластовое давление, вероятное фазовое состояние скоплений УВ, и при правильном сравнении с эталонными объектами соответствующего ранга. Наиболее эффективно применение метода для оценки нефтегазоносности целых бассейнов или их крупных частей.

*По наислабейшему звену –способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ и выбора параметров, определяющих нефтегазоносность в оцениваемом объекте, основанный на том, что нефтегазоносность системы определяется ее наислабейшим звеном При этом полагается, что каждый из показателей нефтегазоносности может принимать значения, при которых присутствие УВ в рассматриваемом объекте становится невозможным, и никакое улучшение качества других показателей не может изменить режима системы. Так, если в бассейне благоприятны все показатели, но отсутствуют покрышки, то его нефтегазоносные возможности будут определяться именно этим показателем. Применение принципа наислабейшего звена при оценке прогнозируемых залежей сводится к установлению геологических параметров, определяющих минимальный уровень удельных запасов УВ объекта. Выбранные значения удельных запасов умножают на объем осадков бассейна и получают его потенциальные ресурсы УВ.

В качестве показателей при прогнозировании этим методом используются:

- объем осадочных толщ, выполняющих бассейн;

- максимальные мощности осадко;

- масштаб мезокайнозойских движений;

- объем отложений, погруженных на глубину более 2 км;

- то же на глубину более 4 км;

- доля карбонатных отложений в разрезе;

- доля отложений морского генезиса;

- доля песчаных образований в терригенной части разреза;

- возраст мегакомплексов, слагающих разрез;

- число мегакомплексов.

Для всех этих показателей существуют эмпирически установленные связи с удельной плотностью запасов.

*По скорости осадконакопления – разновидность объемно-статистических методов прогноза нефтегазоносности. Скорость осадконакопления рассчитывается по отношению объема пород осадочного чехла к суммарному времени его образования. Метод предназначен для ранних стадий освоения НГБ с достаточной замкнутостью и сравнительно равномерной скоростью осадконакопления. Метод позволяет оценивать лишь порядок величины начальных потенциальных ресурсов нефти и газа.

*Экспертный – способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ залежей, основанный на использовании опыта, эрудиции и интуиции крупных специалистов. Экспертным путем оцениваются как ресурсы УВ объекта, так и промежуточные параметры, едостающие для оценки перспектив нефтегазоносности другими методами. Достоверность результатов определяется выбором экспертов.

*Объемно-генетический – способ оценки прогнозных запасов УВ на основе осадочно-миграционной теории их происхождения, связывающий количество генерированных нефти и газа с объемом осадочного выполнения бассейна и содержанием ОВ в этих породах. Главными теоретическими положениями метода являются зависимости состава и количества УВ от генетического типа исходного РОВ, от фациально-геохимических условий его преобразования на стадии диагенеза, интенсивности катагенетических преобразований погружающихся осадков, от количества миграционных потерь и от доли УВ, сохранившихся в залежах. Для расчетов необходимо иметь данные о массе и распределении различных типов РОВ в породах, о доле остаточного битумоида в породах, о палеотемпературах и палеоглубинах осадочных толщ в бассейне. Метод применим только для объектов со сравнительно автономными процессами генерации и аккумуляции УВ. Оценка количества генерированных и поступивших в коллекторы жидких и газообразных УВ при современной разработке метода достаточно достоверна и служит верхним пределом возможного масштаба нефтегазообразования. Для перехода от генерированных масс УВ к прогнозным ресурсам необходим учет количества жидких и газообразных УВ, рассеявшихся при миграции в породах и пластовых водах

В настоящее время имеется несколько модификаций рассматриваемого метода, основанных на разных моделях нефтегазообразования.

*Объмно-статистический – способ расчета начальных потенциальных ресурсов УВ залежей на основе эмпирически полученных статистических (регрессионных) зависимостей между объемом осадочного выполнения в хорошо разведанных НГБ и заключенными в них начальными запасами УВ (по массе) Q = f (V). В простейшем виде Q = KV. Метод разрабатывался для бассейнов разного тектонотипа, но коэффициент К (представляющий собой удельную плотность ресурсов, тыс.т/км³) сильно колеблется в зависимости от принятой классификации бассейнов и объема эталонной выборки. Более точны модели, учитывающие не весь объем осадочного чехла, а лишь объем генерирующий УВ, который обычно охватывает глубины более 1.5 – 2 км от поверхности, что сближает этот метод с объемно-генетическим. Метод применим к замкнутым (целостным) нефтегазоносным системам и обычно используется для оценки слабо изученных бассейнов и провинций Но при этом необходимо учитывать вероятность встречи с непродуктивными бассейнами. Точность метода невысока – верхние и нижние границы результата (при доверительном интервале 0.9) в 3-4 раза отличаются от наиболее вероятной оценки. Достоинства метода – простота расчетов, минимум исходной информации (нужны лишь карты изопахит осадочного чехла), отсутствие субъективно выбираемых показателей [18, 24, 44, 54].