2.8.3. Геологические способы метода сравнительных геологических аналогий

Сущность методологии заключается в определении на этало­не средней удельной плотности ресурсов углеводородов, приходя­щейся на:

а) единицу площади,

б) единицу объема с последующим ее переносом на подсчетные участки с помощью коэффициента гео­логической аналогии. Последний определяется частными коэффици­ентами аналогии, которые выбираются, исходя из особенностей гео­логического строения региона и набора информативных параметров в соответствии с принципами, изложенными в предыдущем разделе. Коэффициенты аналогии в общем виде должны иметь значения в пределах 0,5 < Кан < 2.

Способ оценки ресурсов по удельной плотности на единицу площади

Специфика способа определяется его названием. Расчетные формулы имеют вид:

q_э =Q_э/S_э,

Q_р=q_э*S_р*k_ан,

где Q_э, Q_р - ресурсы эталонного и расчетного участков;

q_э -плотность ресурсов на единицу площади пород эталонного участка;

S_э S_р - площади пород эталонного и расчетного участков;

k_ан -сводный коэффициент аналогии.

При отсутствии открытых месторождений на расчетных уча­стках следует использовать предполагаемое отношение площади за­лежей к площади всех структур с учетом принятого коэффициента успешности или коэффициента заполнения ловушек по площади, равного частному от деления суммы площадей залежей на сумму площадей всех ловушек на участке.

При оценке приуроченных к разломам зон, характеризую­щихся распространением пластовых залежей главным образом тек­тонически экранированного типа, не всегда удается надежно опреде­лить ширину, а следовательно, и площадь примыкающих к разлому перспективных расчетных участков. Судя по результатам поисково-разведочных работ в различных районах страны, ширина залежей этого типа, как правило, колеблется в небольших пределах. Поэтому ее условно можно принять одинаковой на эталонном и расчетном участках.

Основным фактором, определяющим выбор того или иного ме­тода оценки НСР УВ, является исходная информационная база прог­нозирования, т.е. степень изученности территории. По степени изученности, в соответствии с Методическими указаниями (1983 г.), Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция находится на IV этапе: большая часть крупных локальных структур в пре­делах регионально приподнятых зон детализирована и разбурена, все больше вводится в бурение сложно построенных нетрадицион­ных объектов (ловушки комбинированного типа, на больших глу­бинах и т.д.), открываются в основном мелкие и реже крупные месторождения, в больших масштабах ведутся геофизические рабо­ты и глубокое бурение, эффективность поисково-разведочных ра­бот резко упала.

Исходя из существующей степени изученности региона, опре­деляющим методом для количественной оценки перспектив нефтегазоносности ТПП выбран метод сравнительных геологических аналогий (способ средних удельных плотностей запасов на еди­ницу перспективной площади). Выбор эталонных участков произ­водится в соответствии с "Методическими указаниями".

Qэт - сумма всех начальных суммарных ресурсов на эта­лонном участке включает:

- запасы нефти, газа (сво­бодного и растворенного) и конденсата категорий АВС₁ и C₂, учтенных госбалансом по состоянию на 1.01.01 г.;

-локализованные ресурсы УВ категорий С₃ и Д₁ на подго­товленных к бурению объектах. Они принимаются с учетом коэффициента достоверности ресурсов на подготовленных структурах, в среднем по ТПП 0,596;

- локализованные ресурсы категории Д₁ на выявленных объек­тах. Они принимаются с учетом коэффициента достоверности ресурсов на подготовленных структурах и умножения его на 0,8;

- забалансовые запасы нефти и газа (при их наличии).

В случае недостаточной изученности эталонов в получен­ную величину его НСР (Qэт) вводится поправка за недоразведанность.

Прогнозная оценка ресурсов расчетного участка Qр.у. оп­ределяется по формуле :

Qр.у. = ρэт х Sр.у. х Кан. ,

где Sр.у. - площадь расчетного участка;

Кан - коэффициент аналогии.

В большинстве случаев выбранные эталонные участки являются внутренними, т.е. принадлежат к одному и тому же с расчетными участками нефтегазоносному району или тектоническому элементу 2-го порядка. Однако в отдельных случаях для оценки ресурсов используются и внешние эталоны, особенно на террито­рии Предуральского краевого прогиба, а также экспертные опенки (в этом случае учитываются как HСP запасы локального фонда расчетного участка с поправкой на недоразведанность).

Для расчета коэффициентов аналогии используются попра­вочные коэффициенты, учитывающие различие по сравнению с эта­лоном коллекторских свойств пород (К₁),

мощности комплекса и доли коллекторов в разрезе (K₂),

качества флюидоупора (К₃) и

структуроносности (К₄).

Величина Кан определяется как произведе­ние вышеуказанных коэффициентов. Для определения величины последних на каждом из расчетных участков используются кар­ты нефтегазогеологического и тектонического районирования, карты важнейших критериев нефтегазоносности, отражающие ка­чество коллекторов и покрышек, структурные карты и карты районирования по фазовому составу УВ и их качеству для каждо­го из выделяемых нефтегазоносных комплексов.