
- •14. Породы – коллекторы и их классификации.
- •18. Классификация литологических и стратиграфических элементов контролирующих нефтегазонакопление.
- •3. Система скоплений ув в латеральном и вертикальном размещении (нефтегазогеологическое районирование).
- •4. Система региональных и локальных скоплений ув.
- •5. Классификация нефтегазоносных провинций.
- •6. Классификация нефтегазоносных областей
- •7. Классификация зон нефтегазонакопления.
- •8. Классификация местоскоплений нефти и газа.
- •9. Классификация залежей нефти и газа.
- •19. Критерии прогнозирования нефтегазоносности недр.
- •18. Геолого – разведочный процесс и задачи геологического изучения недр.
- •21. Стадийность геологоразведочных работ
- •21. Объемы и методика работ
- •22. Основные принципы ведения региональных работ
- •23. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности
- •24 . Количественная оценка прогнозных ресурсов на региональном этапе.
- •25.Типовой комплекс и методика работы первой стадии поискового этапа.
- •27. Геологические основы заложения поисковых скважин.
- •28. Основные принципы разведки
- •22. Типовой комплекс и объемы работ на второй стадии регионального этапа.
- •34. Определение эффективности разведочных работ и пути ее повышения
23. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности
Прогноз нефтегазоносности может быть качественным и количественным.
Качественная оценка перспектив нефтегазоносности проводится с целью разделения исследуемых территорий на участки по степени их перспективности на основе выявления и изучения особенностей изменения в пространстве геологических условий, благоприятных для генерации и аккумуляции УВ. Качественная оценка завершается составлением карты перспектив нефтегазоносности, чему предшествует научное обобщение результатов региональных геолого-геофизических исследований.
Всестороннее изучение и анализ геологических, геохимических, гидрогеологических, термобарических и других материалов позволяет выделить в разрезе нефтегазоматеринские толщи и возможные регионально нефтегазоносные комплексы, провести тектоническое и на его основе нефтегазогеологическое районирование территории.
Тектоническое районирование по существу сводится к составлению тектонической карты. Тектонические карты служат одним из основных исходных материалов для составления карт прогноза полезных ископаемых.
На основе тектонических, структурных, литолого-фациальных, гидрогеологических, геохимических и других карт строят комплексную карту критериев нефтегазоносности. Полученная карта содержит материалы для нефтегеологического районирования и дифференциации территории на зоны разной степени перспективности.
Нефтегазогеологическое районирование изучаемой территории - это выделение на геоструктурной основе элементов, отличающихся от смежных элементов геологическими условиями (составом слагающих их осадочных формаций и др.), контролирующими нефтегазоносность недр, с целью качественной и количественной оценки прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата и выбора наиболее оптимальных направлений поисковых работ. Элементами нефтегазогеологического районирования мо
гут быть провинции; области, районы, зоны, локальные скопления (месторождения и залежи). Одни из них являются объектами оценки ресурсов, другие используются в качестве эталонов. Нефтегазогеологическое районирование проводят по каждому перспективному комплексу, по всему осадочному чехлу или по какой-либо его части (верхней, средней, нижней).
На картах перспектив нефтегазоносности которые также составляются для каждого перспективного комплекса отложений, условными знаками показывают элементы нефтегазогеологического районирования, выделяемые (по комплексу данных, обычно учитываемых при прогнозировании) в качестве заведомо бесперспективных (объект прогнозирования в осадочных отложениях данного элемента отсутствует) или бесперспективных (объект прогнозирования не имеет коллекторов или покрышек либо находится в зоне активного водообмена или в других неблагоприятных условиях), а также в качестве перспективных на нефть, газ или на нефть и газ.
Качественная оценка перспектив нефтегазоносности может быть основана на количественных расчетах прогноза нефтегазоносности, приближающихся к объемно-генетическому методу подсчета запасов. Ввиду не очень большой надежности последнего им вообще целесообразно пользоваться для качественной оценки. Объемно-генетическим методом наиболее достоверно можно определить массу генерированных газообразных УВ, потери газа на насыщение подземных вод, а также массу газа, вынесенного водами в растворенном состоянии из оцениваемого объекта.
Ю.С. Шиловым и Ф.А. Макаренко (1975 г.) была предложена формирования газовых залежей - у термобарических экранов в результате региональной вертикальной его миграции в растворенном состоянии из нижних толщ в верхние. Расчеты по этой модели в значительной степени зависят от точности прогноза параметров среды, по которой осуществляется массоперенос газа. Поэтому их результаты можно использовать пока только для качественной оценки перспектив газоносности.