6.1. Региональный этап геологоразведочных работ

Министерство природных ресурсов России приказом от 07.02.2001 г. №126 утвердило «Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ [30], где определило цель региональных работ в следующей редакции: «… изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов и литолого-стратиграфических комплексов для постановки работ на нефть и газ на конкретных объектах»

Региональный этап геологоразведочных работ включает в себя две стадии: прогноза нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакоплений.

6.1.1. Стадия прогноза нефтегазоносности (объекты исследования – осадочные бассейны и их части)

Прогноз нефтегазоносности – актуальнейшая проблема, решению которой, начиная с выявления новой нефтегазоносной провинции и до отработки первых открытых в ней нефтяных залежей, посвящены многочисленные монографии, статьи, диссертации. Во все времена прогноз нефтегазоносности базировался на основных принципах достигнутого на данный момент времени уровня знаний о размещении в земной коре залежей углеводородов.

В конце 80-х – начале 90-х годов прошлого столетия мировой экономический кризис, совпавший в СССР с кризисом технологическим, привел к распаду СССР, что существенным образом отразилось на состоянии дел в нефтяной промышленности. Особенно негативно это отразилось на геологоразведочной деятельности государства. Резкое уменьшение ассигнований на геологоразведочные работы из госбюджета и непрерывные реорганизации геологоразведочной отрасли на протяжении практически 15 лет привело к тому, что с конца 80-х годов прошлого столетия прирост запасов основных видов стратегического сырья и, в первую очередь – углеводородов, ежегодно не покрывает добычу. С годами этот разрыв увеличивается.

Поэтому, вопрос прогноза нефтегазоносности, как уже разрабатываемых нефтегазовых провинций, так и только изучаемых, является одной из актуальнейших проблем современной экономики и безопасности нашего государства.

Периодически, в средствах массовой информации, в статьях (выступлениях по телевидению) рассматриваются проблемы энергобезопасности государства, роли топливно-энергетического комплекса в условиях глобализации сырьевых и прочих мировых рынков. Здесь, наряду с оптимистичными прогнозами, нередко можно слышать (читать) крайне негативный сценарий ближайшего будущего нефтегазовой отрасли. И если для решения вопросов, связанных с добычей и развитием транспортной инфраструктуры газа, средства массовой информации еще дают время, то для нефтедобычи прогноз обычно крайне пессимистичен.

В чем причина?

Все дело в том, что распределены начальные суммарные ресурсы по всей территории России крайне неравномерно. Значительная часть их приурочена к шельфам арктических морей и северным регионам страны. Все это требует планирование достаточно больших затрат на освоение и транспорт нефти и газа. Кроме того, в структуре разведанных запасов с каждым годом все большую долю занимают трудноизвлекаемые углеводороды, что характерно для завершающей стадии освоения месторождений (залежей). И это не только нефтяные месторождения. Практика отработки газовых залежей показала, что и здесь мы будем иметь дело с проблемами извлечения низконапорного газа на завершающей стадии разработки, а значит необходимость введения такого понятия в подсчет запасов, как коэффициент извлечения газа (КИГ), составляющий в отдельных случаях до 0,6. В то же время подготовка даже уже разведанных запасов к промышленной добыче идет крайне медленно. Задерживается ввод в разработку новых месторождений (залежей).

Чем все же располагает сегодня Россия?

По данным Федерального агентства по недропользованию, структура начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов России представлена следующим образом:

Структура НСР нефть, % газ, %, трлн.м³

- накопленная добыча – 17,7 6,2 14,7

- разведанные запасы – 16,5 20,3 47,7

- оцененные запасы – 8,5 8,7 20,4

- ресурсы – 57,3 64,8 152,6

Структура НСР по округам, нефть, % газ, %

Уральский 51,9 41,4

Сибирский 12,2 14,0

Дальневосточный 3,0 4,9

Шельфы морей 12,4 32,1

Приволжский 13,1 1,9

Северо-Западный 4,6 0,9

Южный 0,6 4,8

Центральный 0,2 -

Вышеприведенные данные свидетельствуют о том, что, сегодня на недостаточно изученных территориях не выявлено более 50% нефтяных и более 60% газовых объектов. Однако, по мнению руководства Федерального агентства по недропользованию, ожидать открытия новых нефтегазовых провинций вряд ли стоит. Об этом в своем докладе на Коллегии Федерального агентства по недропользованию 21 марта 2006 г. заместитель руководителя агентства П.В.Садовник сказал буквально следующее [23]: «… на сегодня все нефтегазоносные провинции территории РФ уже выявлены и новых открытий не ожидается. Отличие между провинциями определяется в основном лишь разной степенью изученности недр, разведанности и выработанности запасов». К этому, наверное, стоит добавить, что данное утверждение в плане «полигенетической» концепции происхождения нефти и газа не совсем корректно.

Данный прогноз подразумевает определенное значение НСР как нефти, так и газа на территории Российской Федерации. Данные по разведанным и оцененным запасам в целом отвечают сложившейся в России практике использования классификаций запасов и ресурсов нефти и газа, где определяется лишь геологическая изученность залежи (месторождения). Переход с 2009 г. на новую классификацию может существенным образом изменить вышеприведенные цифры.

В целом же, принимая этот тезис о 100% выявлении всех нефтегазовых провинций в России, следует помнить, что даже в пределах разрабатываемого не один десяток лет месторождения (Самотлорское) можно выявить новую залежь (2002 г.), причем с запасами, соответствующими по градации среднему месторождению. Поэтому, прогноз нефтегазоносности конкретной территории не может быть раз и навсегда установлен, он постоянно корректируется, в зависимости от детализации изучения уже известных нефтегазоносных территорий или глубоких горизонтов в уже выявленных нефтегазоносных провинциях, а также при появлении новых теоретических разработок, расширяющих доминирующее представление о нефтегазоносности литологических комплексов Земли.

Основные задачи стадии прогноза:

1.Выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов и структурно-фациальных зон, определение характера основных этапов геотектонического развития, тектоническое районирование.

2.Выделение нефтегазоперспективных комплексов (резервуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование.

3.Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности.

4.Выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

На стадии прогноза нефтегазоносности обосновываются наиболее перспективные направления дальнейших исследований и проводится выбор первоочередных объектов - нефтегазоперспективных районов, зон, комплексов.

Типовой комплекс работ включает в себя:

• дешифрирование материалов фото-, аэро-, и комосъемок;

• геологическую, гидрогеологическую, структурно-геоморфологическую, геохимическую мелкомасштабные съемки и другие исследования;

• аэромагнитная, гравиметрическая съемки М 1:200000, 1:50000 и электроразведку;

• сейсморазведочные работы по системе опорных профильных пересечений;

• бурение опорных и параметрических скважин на опорных профилях в различных структурно-фациальных условиях;

• обобщение и анализ геолого-геофизической информации, результатов бурения скважин.

Таким образом, на первой стадии регионального этапа работ изучается общее тектоническое строение, литолого-стратиграфический разрез осадочного комплекса пород. По полученным данным выделяются структурно-формационные комплексы пород, их пространственное расположение и взаимоотношения друг с другом. Проводится геотектоническое и нефтегазогеологическое районирование региона. Дается оценка вероятным коллекторам и флюидоупорам. На стадии прогноза нефтегазоносности по результатам проведения работ и обобщения материалов составляются отчеты (годовые и окончательные) о геологических результатах.

К отчетам должны быть приложены следующие основные графические документы:

• обзорная карта района работ с достаточной детальностью;

• схема расположения профилей, физических точек наблюдения и скважин на исходной геологической и тектонической основе;

• сводные геолого-геофизические разрезы изученных крупных геоструктурных элементов осадочного бассейна;

• геолого-геофизические разрезы опорных и параметрических скважин с выделенными опорными (маркирующими) горизонтами и с результатами испытаний;

• схемы межрайонной корреляции разрезов изученных отложений;

• опорные геологические и геофизические разрезы, характеризующие строение бассейна и крупных структур;

• схема тектонического районирования бассейна в целом или отдельной изученной его части;

• литолого-фациальные схемы и палеосхемы нефтегазоперспективных комплексов разреза;

• схемы нефтегазогеологического районирования с дифференцированием территорий, (акваторий) по перспективам нефтегазоносности и выделением первоочередных зон для проведения работ следующей стадии.

В качестве результирующего документа в отчете дается оценка ресурсов категорий Д₃ и частично Д₂. В зависимости от изученности, полученных результатов дается качественная или количественная оценка нефтегазоносности.

Качественная оценка территории проводится с целью выявления первоочередных участков для проведения работ следующей стадии на базе полученных данных по всему комплексу проведенных геологоразведочных работ.

Количественная оценка нефтегазоносности проводится по выделенным в результате нефтегазорайонирования объектам. Как правило, количественная оценка проводится по категориям Д₂ и Д₁ (с 01.01.2009 г., в соответствии с новой классификацией, D₃ и D₂).

Качественная оценка нефтегазоносности

Качественная оценка нефтегазоносности в первую очередь определяет перспективность изучаемой территории на стадии прогноза нефтегазоносности регионального этапа геологоразведочных работ.

Основным результатом, полученным при проведении первой стадии регионального этапа работ, является карта перспектив нефтегазоносности. Как правило, это карта прогноза, где перспективам нефтегазоносности дается качественная оценка. До 80-х годов прошлого столетия обычно выделялись на карте высокоперспективные, перспективные и малоперспективные зоны.

Сегодня при качественной оценке перспектив нефтегазоносности выделяют территории 5 категорий: земли весьма перспективные, перспективные, земли с неясными перспективами, земли малоперспективные и неперспективные [19]. Основой для такой карты могут являться построенные по результатам обобщения и анализа всей имеющейся информации, с привлечением материалов архивных данных, специализированные карты. На карте прогноза дают обычно информацию об основных структурных элементах фундамента осадочного чехла, по возможности, об основных дизъюнктивных дислокациях, об известных нефтегазопроявлениях, месторождениях, информацию о глубоких скважинах всех назначений.

Качественная оценка территорий проводится на основе выявленных геологических особенностей, благоприятных для аккумуляции углеводородов. Основой качественной оценки перспектив нефтегазоносности является тектоническое районирование изучаемой территории. Для составления комплексной карты критериев перспектив нефтегазоносности используют, кроме тектонической, структурные, литолого-фациальные, гидрогеологические, геохимические и др. карты. Полученная карта перспектив нефтегазоносности позволяет выделить в пределах исследуемой территории максимально благоприятные площади для проведения работ следующего этапа.

В зависимости от величины территории, охватываемой региональными работами, элементами нефтегазогеологического районирования могут быть провинции, бассейны, области, районы, зоны, а также участки недр, расположенные ниже изученного этажа с доказанными залежами углеводородов.

В качественной оценке территории широко используется метод аналогии с уже известными нефтегазовыми провинциями, областями, районами. Качественная оценка дается на основании имеющейся информации о развитых на исследуемой территории породах, которые могут быть коллекторами или флюидоупорами.

Количественная оценка прогнозных ресурсов

И.И.Нестеровым и В.И.Шпильманом [22] установлены четыре уровня количественного прогноза нефтегазоносности:

- глобальный прогноз – оценка осадочного чехла в целом или частично в пределах нефтегазоносной провинции как единого объекта;

- региональный прогноз – оценка нефтегазоносных комплексов, частей мегакомплексов в пределах крупных нефтегазоносных районов (надпорядковых и 1-го порядка тектонических элементов);

- зональный прогноз – оценка нефтегазоносных комплексов и их частей в пределах отдельных зон нефтегазонакопления, участков крупных тектонических структур;

- локальный прогноз – оценка единичной ловушки.

Как видно из вышеизложенного, три первых уровня прогноза должны быть даны по результатам проведенных геологоразведочных работ регионального этапа.

По выделенным в результате нефтегеологического районирования объектам, при определенной степени их изученности проводится количественная оценка прогнозных ресурсов. Количественная оценка прогнозных ресурсов может проводиться по категориям Д₁ и Д₂ (с 2009 г. D₂, D₃) при условии, если имеются обоснованные данные для такой оценки. В противном случае ограничиваются только качественной оценкой.

С 50-60 годов прошлого столетия и по сегодняшний день известны и широко используются следующие методы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа: косвенные: 1) сравнительно-геологические, 2) историческо-статистические; прямые: 3) объемно-генетические.

В основе метода сравнительных геологических аналогий лежит принцип, в соответствии с которым прогнозные ресурсы УВ какой-либо территории оцениваются по параметрам, полученным в хорошо изученных районах, с использованием коэффициентов, учитывающих различия геологического строения изученного и оцениваемого районов. Метод сравнительных геологических аналогий широко применялся на практике в конце прошлого столетия и был опробован в различных регионах страны. Этот метод объединяет:

а) объемно-статистический метод;

б) метод использования удельных плотности ресурсов по площади – в данном случае прогнозная карта представлена с характеристикой концентрации ресурсов на единицу площади (удельных плотностей), например: до 1 тыс.т/км², 1-10 тыс.т/км², 10-100 тыс.т/км², или с другой размерностью: прогноз ресурсов на мощность выделяемых НГК на конкретной площади, на мощность толщи осадочного бассейна и т.п.;

в) метод использования удельных плотностей ресурсов по объему пород;

г) метод использования удельных ресурcов (на усредненную структуру).

Вторая группа включает способы многомерного математического моделирования процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Объемно-генетический метод основан на определении общей массы УВ, генерированных в нефтегазоматеринских толщах, масштабах их эмиграции в природные резервуары и аккумуляции нефти и газа в ловушках.

Большое применение получил также метод экспертных оценок. Специалисты-ученые нефтегазовой отрасли специализирующиеся на прогнозных оценках, используя методы аналогии, внося поправки на отличия изучаемого объекта с объектом-аналогом, дают количественные оценки. Результатом такого прогноза обычно служит оптимально принятый интервал разброса значений.

Объемно-статистический метод

Объемно-статистический метод является самым простейшим методом оценки нефтегазоносности осадочного бассейна. Метод состоит в определении содержания углеводородов в процентах от общего веса выполняющих бассейн осадочных пород или по средним удельным запасам приходящимся на 1 км³ осадочных пород.

Так, по оценке Н.Б.Вассоевича и Г.А.Аммосова начальные потенциальные ресурсы нефтегазового бассейна составляют по нефти 0,0003%, по газу – 0,0002% от общего веса осадочных пород этого бассейна. По М.Ф.Двали и Т.П.Дмитриевой содержание углеводородов в осадочном бассейне составляет 16000 т/км³ для платформенных бассейнов и 12000 т/км³ для межгорных и предгорных. А.Э.Конторович, М.С.Моделевский и А.А.Трофимук также внесли свой вклад в разработку объемно-статистического метода. По их данным связь между величиной начальных потенциальных ресурсов и объемом осадочного выполнения описывается кривой гиперболического типа: .

Довольно компактно и достаточно подробно приведены В.И.Лариным в учебном пособии [1] методы оценки нефтегазоносности по средним удельным плотностям запасов, что дает возможность привести их в настоящем разделе в его редакции.

Метод удельных плотностей запасов по площади

Данный способ применяется для оценки относительно изученных участков, для которых известны размеры площади и значения некоторых параметров, необходимых для вычисления коэффициента аналогии k_ан. Этот коэффициент учитывает изменение параметров на расчетном участке по сравнению с эталонным. Обычно он находится как произведение всех поправочных коэффициентов, вводимых в формулу расчета с целью учета изменений геологических условий в расчетных (оценочных) участках по сравнению с эталонными.

Для определения плотности запасов на эталонном участке учитывают накопленную добычу, балансовые запасы категорий А+В+С₁+С₂ залежей, выявленных в оцениваемом комплексе и перспективные ресурсы (С₃), с учетом коэффициента достоверности, подсчитанного для этого комплекса, и приращенных ресурсов на эталонном участке за счет его будущей более высокой степени изученности.

Коэффициент достоверности k_дст перспективных ресурсов ΣС₃ на эталонных участках равен отношению суммы накопленной добычи ΣQ и запасов всех категорий открытых месторождений М к перспективным ресурсам структур, проверенных бурением или выведенных из фонда структур: k_дст = (ΣQ + А+В+С₁+С₂) / ΣС₃. По контуру эталонного участка измеряется его площадь S_эт , а затем по отношению начальных запасов УВ к площади эталона определяется удельная (на единицу площади) плотность запасов ρ_эт , т.е. ρ_эт = Q_эт/S_эт. Прогнозная оценка ресурсов УВ Q_пр расчетного участка находится как произведение удельной плотности площади расчетного участка и коэффициента аналогии:Q_пр = ρ_эт S_эт k_ан

Метод удельных плотностей запасов по объему пород

Этот способ используется для оценки прогнозных ресурсов территории, для которой можно определить общий объем осадочного выполнения и объемы различных ее частей, а также другие параметры, необходимые для расчетов.

Ресурсы нефти и газа рассчитываются по формуле Q_пр = ρ_этV_p k_ан, где: Q_пр - прогнозные ресурсы на расчетном участке, млн.т (для нефти) или млрд.м³ (для газа); V_p - общий объем оцениваемых пород на расчетном участке (км³); ρ_эт - удельная плотность начальных запасов нефти и газа на эталонном участке, млн.т/ км³ (для нефти) или млрд.м³/км³ (для газа); k_ан – коэффициент аналогии. По этому же способу можно проводить расчеты, используя вместо общего объема пород нефтегазоносного (оцениваемого) комплекса только объем только пород коллекторов.

Метод удельных запасов на усредненную структуру

Данный способ применяется для количественной оценки перспектив нефтегазоносности только структурных ловушек. Поэтому коэффициентом аналогии k_ан на расчетном участке учитываются изменения (по сравнению с эталонным) в основном только тех параметров, которые в той или иной мере связаны с морфологией локального поднятия. При этом учитываются амплитуда и размеры локального поднятия , степень заполнения ловушки и т.д. Ресурсы, связанные с неантиклинальными ловушками по этому способу не определяются. Способ не применяется и в случаях, если сравниваемые территории различаются по геотектоническому признаку.

Прогноз ресурсов по запасам на одну структуру производится отдельно для каждой перспективной толщи. Тогда прогнозные ресурсы перспективного района находят как сумму оцененных прогнозных ресурсов по каждой толще , выделенной в разрезе данного района.

Основную формулу для оценки ресурсов по способу запасов, приходящихся на усредненную структуру , можно представить в следующем виде: Q_пр = n_pq_этk_дст k_ан, где: n_р – число подготовленных и выявленных на расчетном участке структур ( в некоторых случаях и предполагаемых); q_эт – средние запасы УВ, млн.т (для нефти) или млрд.м³ (для газа) на одну структуру эталонного участка; k_дст – коэффициент достоверности запасов категории С₃ на эталонном участке.

Общим недостатком для вышеприведенных способов метода, является то, что самый главный параметр (коэффициент аналогии k_ан) является величиной субъективной и не может быть выведен ни по статистическим данным, ни по генетическим представлениям. Здесь у каждого автора подсчета может быть свой вариант и, таким образом, свой параметр подсчета, что практически немногим отличает эти способы подсчета от количественной оценки экспертным путем.

Историко-статистический метод

Впервые в нефтяной геологии историко-статистический метод оценки перспектив (прогноз конкретного участка, территории и т.п.) был предложен в 60-х годах прошлого столетия М. Хуббертом. Метод получил довольно широкое распространение в США и на западе, практически не использовался в СССР и не используется в России [27].

Суть метода заключается в сборе информации по конкретному региону о годовой и накопленной добыче, удельному приросту запасов, экономических показателях и т.п., которая после статистической обработки экстраполируется в будущее в соответствии с вероятностными законами. Доказано, что для каждого региона, района, месторождения, залежи можно составить модель динамики накопленной добычи, начальных и текущих разведанных запасов. В соответствии с этим, М. Хубберт предложил проводить одновременный анализ трех зависимостей: изменения во времени накопленной добычи, текущих доказанных запасов, начальных доказанных запасов. По мнению Т.П.Кравченко [12], «метод М. Хубберта, …, несомненно является прекрасным способом прогноза запасов, но, как любой метод, он имеет свои ограничения». Используя этот метод можно дать анализ превышения текущих доказанных запасов над добычей (кратность запасов). Следует отметить, что данный метод хорошо зарекомендовал себя для тех объектов, где пик добычи уже пройден.

Наиболее интересным является применение метода М. Хубберта для прогноза кратности запасов для отдельных компаний и даже государств. В качестве примера можно привести выдержки из Т.П.Кравченко: «… компании развитых капиталистических стран имеют 10 – 12- кратные запасы нефти (Exxon Mobil Corp., Chevron Texaco – 12, Royal Dutch/Shell? British Petroleum, TotalFinaElf – 10) и 11 – 17 – кратные запасы газа; российские – преимущественно 24 – 34 нефти (выделяются Роснефть – 64 и ТНК – 51, у них небольшая по сравнению с остальными добыча, поэтому велика кратность) и 20 – 57 газа (выделяются Роснефть - 184 и ТНК – 85), страны Ближнего и Среднего Востока – 74 – 155 нефти и 105 (Saudi Arabian Oil Co.) – 541 (Catar General Petroleum Corp.) газа; Африки и Латинской Америки – от 18 (Petroleo Brasileiro SA) до 66 (Petroleos de Venesuela SA) нефти и 17 (Petroleos Mexicanos) – 120 (Petroleos de Venesuela SA) газа…

В среднем по миру обеспеченность текущей добычи нефти доказанными запасами составила в 2000 году 40 крат, для развитых капиталистических стран – 9 (Норвегия – 6, США – 10), для развивающихся стран – 60 (Кувейт – 144, Индонезия – 16), для стран с плановой и переходной экономикой – 41 (Китай - 28). Обеспеченность доказанными запасами газа в среднем по миру составляла в 2000 году 50 крат, для развитых капиталистических стран – 10 (Великобритания, США – 7, Нидерланды – 24), для развивающихся стран – 83 (Аргентина – 17, Катар – 446, Иран – 213, Нигерия – 130, Саудовская Аравия – 86), для стран с плановой и переходной экономикой – 73 (Россия – 80, Китай – 51)».

Метод объемно-генетический

Объемно-генетический метод также как и метод сравнительных геологических аналогий появился во второй половине XX столетия. Следует отметить, что метод постоянно совершенствовался (С. Г. Неручев, А. А. Бакиров, Н. Б. Вассоевич, В. С. Вышемирский, М. Ф. Двали, С. П. Максимов, М. Ф. Мирчинк, И. И. Нестеров, А. Э. Конторович, В. И. Шпильман, В. А. Соколов, А. А. Трофимук В. В. Потеряева и др.). Следует заметить, что, несмотря на большой интерес, проявленный к разработке этого метода ведущими российскими учеными, даже в 90-х годах прошлого столетия отношение к нему было неоднозначное. Так, по мнению В.И.Ларина (1991), этот метод мог дать лишь подтверждение качественной оценки территории на присутствие УВ и не мог претендовать на метод количественной оценки.

Оценка общего нефтегазового потенциала осадочных толщ основана [15] на утверждении универсальности процессов нефтегазообразования в осадочной оболочке Земли. Таким образом, для определения количественной величины прогнозных ресурсов объемно-генетическим методом проводится сложный подсчет основных параметров осадочных толщ: условия накопления ОВ и осадка.

Одна из первых количественных оценок по этому методу была предложена И. И. Нестеровым и В. В. Потеряевой [21]. Ими были выделены четыре группы бассейнов, различающиеся величинами средних объемных скоростей осадконакопления и объемами геологических запасов УВ. Связь величины углеводородного потенциала (Q) осадочных толщ бассейна со средней объемной скоростью осадконакопления (W) определялась предложенной ими формулой: lgQ=1,613lgW+2,823. , где: Q – ресурсы УВ, млн.т; V – средняя объемная скорость = MS/t (M – средневзвешенная по площади мощность осадочного чехла, км; S – площадь бассейна, км²; t – время формирования осадочного бассейна, млн.лет).

В первой группе седиментационных бассейнов, связанных главным образом с крупными платформенными областями, выполненными мощными толщами палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, с высокой объемной скоростью осадконакопления (> 14 тыс.км³/млн. лет), величина удельных запасов УВ, содержащихся в 1 км³ осадочных пород составляет более 14 тыс.т/км³. Во второй группе сравнительно крупных бассейнов, где темпы осадконакопления характеризуются объемной скоростью от 4 до 14 тыс.км³/млн. лет и величиной удельных запасов УВ, содержащихся в 1 км³, 8-14 тыс.т/км³. Третью группу представляют бассейны со средней объемной скоростью осадконакопления: 1,5-4 тыс.км³/млн.лет и с величиной удельных запасов УВ в пределах: 3-8 тыс.т/км³. В четвертую группу входят небольшие бассейны со средней скоростью осадконакопления менее 1,5 тыс.км³/млн.лет, с величиной удельных запасов УВ: менее 3 тыс.т/км³.

Методика применения объемно-генетических построений постоянно совершенствовалась. Наряду с совершенствованием определения как объемных, так и генетических показателей в расчеты привлекались и другие параметры: концентрация и дисперсность ОВ, условия образования из ОВ углеводородов под воздействием тепловых процессов, условия эмиграции углеводородов из нефтематеринских толщ в породы-коллекторы, условия определяющие объем углеводородов мигрирующих по породам–коллекторам в залежи и т.п.

В качестве примера можно привести предложенную А.Э.Конторовичем формулу подсчета запасов осадочного бассейна [10]:

Q=q_эм*К_ак*S,

где: К_ак – коэффициент аккумуляции, который определяется по формуле:

К_ак =q_эм/q_мест, где: q_мест- удельная масса УВ на площади принятого за эталон месторождения, а рассчитывается по следующей формуле:

ln(1+ ),

где: - удельная масса эмигрировавших УВ; L – мощность; p – плотность глин; S – площадь; β – содержание битумоида; γ,α,b – коэффициенты зависимостей от мощности пласта и определяемые по лабораторным анализам, γ_эм = γ-2% (на потери легких фракций).

Для выполнения подсчета строятся карты изопахит глинистых материнских толщ, карты равного содержания битумоидов в породе, приводятся прочие вспомогательные материалы.

Следует отметить, что в настоящее время этот метод интенсивно развивается, вовлекая в качественно-количественную оценку использование все большего числа параметров, определение которых не вызывает неоднозначного толкования. Для определения количества генерируемой из ОВ нефти рассматриваются обстановки седиментации, тип ОВ, распределение ОВ в пределах изучаемого комплекса пород, уровень катагенеза, температурный градиент, время (в млн.лет), глубину залегания и т.д. Учитывается даже фактор интенсивности тектонических движений. На завершающем этапе расчетов рассматриваются вопросы эмиграции и миграции УВ. В результате для каждого нефтегазового комплекса отстраиваются карты удельных плотностей ресурсов.

В качестве апробации используются эталонные участки, хорошо изученные с подсчитанными запасами, которые располагаются в пределах изучаемых нефтегазовых комплексов.

В связи с широким использованием в последние годы компьютерной техники широко применяется комбинирование вышеприведенных методов. Разрабатываются соответствующие программы использующие комплекс различных показателей: геологических, статистических, экономических и т.д. Данные модели (иногда называемые факторные) могут охватывать бассейн, ряд бассейнов, другие структурно-тектонические элементы.

В качестве примера, можно привести описание факторной модели, разработанной в компании «Стандарт Ойл оф Калифорния» [12]: «… модель … имеет в своей основе удельные запасы на кубический километр осадочных пород. В программе этот показатель рассматривается не среднестатистически, а как функция от таких факторов, как коллекторы (К), ловушки (Л), нефтегазоматеринские породы (МП) и миграция (М). Всем этим факторам придается количественная форма, количественные характеристики устанавливаются эмпирически на основе изучения бассейна. Удельные запасы нефти q(т/км³) определяются из уравнения:

q = К * Л * МП * М,

где: К – отношение объема природных резервуаров (коллекторов, обладающих флюидоупорами) к объему осадочного чехла бассейна, доли единиц; Л – отношение суммарной емкости ловушек к объему природных резервуаров, доли единиц; МП – отношение количества нефти, генерированной нефтегазоматеринскими породами, к общей емкости (объему) ловушек, т/км³, М – отношение количества нефти, аккумулировавшейся в ловушках, к количеству нефти, генерированному нефтегазоматеринскими породами, доли единиц».

В дополнение к вышеизложенному можно отметить, что оценка ресурсов всегда имеет определенный диапазон неопределенности. В новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (2005 г.) в п.14 отмечено, что при подсчете запасов и оценке ресурсов вероятностным методом могут определяться следующие границы: минимальная (Р90) – подтверждается с вероятностью 0,9, оптимальная или базовая (Р50) – подтверждается с вероятностью 0,5, максимальная (Р10) – подтверждается с вероятностью 0,1.

В 70-80-е годы прошлого столетия было установлено, что распределение залежей по величине запасов имеет однотипную математическую зависимость для каждого конкретного бассейна. Иными словами: все выявленные и невыявленные залежи в бассейне образуют единую генеральную совокупность. Это означает, что, зная количественную оценку начальных суммарных ресурсов углеводородов конкретного бассейна, а также количество здесь добытого и разведанного УВ-сырья, мы можем дать прогноз не только невыявленным ресурсам в целом, но и наличию в этом бассейне конкретных по величине и по количеству залежей.

Изучению этой зависимости (по так называемому распределению Парето) посвящены исследования А. Э. Конторовича, В. И. Демина, В. Р. Лившица, Н. А. Крылова, Ю. Н. Батурина и др. При этом, для описания этой зависимости предлагалось несколько аналитических формулировок.

В.Р.Лившиц [24] резюмирует: Закон распределения месторождений нефти и газа по величине запасов был установлен в результате многолетних исследований А. Э .Конторовича и В .И. Демина, проводившихся ими в рамках решения общей задачи количественного прогноза нефтегазоносности слабоизученных территорий. В соответствии с этим законом, величины запасов скоплений углеводородов (УВ) в нефтегазоносном бассейне (НГБ) подчиняются вероятностному закону – усеченному распределению Парето, имеющему вид

где Q – начальные геологические ресурсы УВ НГБ; в дальнейшем примем, что эта величина известна заранее и определена на основании всего комплекса геолого-геохимической информации (иными словами – начальные суммарные ресурсы). - левая граница области определения функции , минимальная величина скопления УВ, при котором оно может еще считаться промышленно значимым; эта величина выбирается из экономических соображений. - параметры распределения, которые в рамках принятой модели предполагаются неизвестными, неслучайными величинами. Одному из методов оценки этих параметров и посвящена статья из которой приведена вышеизложенная выписка.