Способ оценки ресурсов по удельной плотности на единицу объема

Способ применяется в условиях средней изученности рас­четных участков, при которой известны общие объемы осадочного выполнения и различных его составляющих, а также объективные геолого-геофизические параметры, необходимые для подсчета свод­ных коэффициентов аналогии.

Оцениваемые этим способом нефтегазоносные комплексы Должны характеризоваться в области прогноза относительно одно­родным строением и почти повсеместным распространением.

Расчеты производятся по формулам:

q_э =Q_э/V_э,

Q_р=q_э*V_р*k_ан,

где: Q_э, Q_р - ресурсы эталонного и расчетного участков;

q_э - плотность ресурсов на единицу объема пород эталонного участка;

V_э, V_р - объемы пород эталонного и расчетного участков;

k_ан -сводный коэффициент аналогии.

В относительно хорошо изученных глубоким бурением рай­онах, где на эталонных и прогнозируемых участках исследованы па­раметры коллекторских толщ, может быть использован способ рас­чета по удельным плотностям запасов, приходящимся на единицу объема пород-коллекторов. Однако во многих случаях сохраняется опасность принципиальной ошибки. Если, например, от крыльев к сводам локальных структур мощности коллекторских толщ умень­шаются, а доля скважин, пробуренных на сводах структур расчетно­го участка, значительно больше, чем на эталоне, то средняя мощ­ность пород-коллекторов на расчетном участке будет занижена. В этом случае рекомендуется предварительно разделить все скважины расчетного участка на однородные в структурном отношении груп­пы ("сводовые", "крыльевые", "межструктурные" и т.п.) и взвеши­вать средние мощности каждой группы на ту часть площади, кото­рую она характеризует. Основные закономерности изменения мощ­ности и веса групп определяются по наиболее хорошо изученным эталонам. Коэффициент аналогии будет учитывать изменения сред­ней взвешенной мощности коллекторов, их пористости и других па­раметров.

2.8.4. Объемно-генетический метод

Объемно-генетический метод (ОГМ) количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата разработан на основе осадочно-миграционной теории генезиса нефти и газа.

Прогнозные ресурсы углеводородов определяются на основе количественного моделирования всего комплекса природных про­цессов, обусловливающих образование нефти и газа из органическо­го вещества материнских пород, эмиграцию углеводородов из мате­ринских пород в резервуары, дальнейшую миграцию нефти и газа в коллекторах и аккумуляцию их в ловушках.

Прогнозные ресурсы нефти и газа определяются с учетом ко­личества генерированных и эмигрировавших из материнских пород жидких и газообразных углеводородов за вычетом потерь нефти и газа при их миграции в коллекторах и аккумуляции в ловушках.

Последовательность исследований при использовании объ­емно-генетического метода включает:

1. Изучение распределения концентраций ОВ и его генетиче­ских типов в основных литолого-стратиграфических комплексах осадочного чехла изучаемого объекта. Завершается построением карт распределения концентраций и генетического типа ОВ (Сорг) в основных комплексах.

2. Изучение катагенетической зрелости ОВ материнских по­род в основных комплексах отложений осадочного чехла исследуе­мого объекта. Завершается построением карт катагенетической зре­лости ОВ материнских пород.

3. Изучение закономерностей превращения нерастворенной части ОВ (керогена) и его сингенетичных битумоидных и газовых компонентов материнских пород на последовательных этапах катагенеза. Завершается созданием эмпирических моделей превращения керогена, битумоидных и газовых компонентов ОВ на последова­тельных этапах катагенеза.

4. Выделение изучаемого объекта на основе построенных эмпирических моделей нефтематеринских отложений, в которых на определенных градациях катагенеза и глубинах погружения прояви­лось обусловленное генерацией нефти значительное возрастание концентрации битумоида и нефтяных углеводородов в ОВ, а затем обусловленное нарастанием эмиграции нефти падение концентрации битумоида и нефтяных УВ в ОВ, т.е. имело место проявление глав­ной фазы нефтеобразования (рис. 2.8.1.).

5. Создание на основе эмпирических моделей превращения ОВ и проведения теоретических расчетов балансовых моделей, ко­личественно описывающих генерацию и эмиграцию нефти и УВ газа на последовательных этапах катагенеза ОВ материнских пород.

Рис. 2.8.1. Глубинная зональность катагенеза, нефте- и газообразова­ния и распределения нефти и газа в бассейнах разного типа и возраста.

I и II- платформы: I - эпигерцинские, II - древние; III - краевые системы; IV- авлакогены; V- краевые синеклизы с мощным соленакоплением; VI- альпийские прогибы и впадины;

1 - нефть; 2 - газ; 3, 4 - отложения, прошедшие стадию: 3 - ГФН, 4 - ГФГ.

6. Построение с учетом количественных моделей генерации нефти и газа и необходимых параметров нефтегазоматеринских пород (плотность, мощность, тип, концентрация, катагенетическая зре­лость ОВ) карт плотностей генерации и эмиграции нефти и газа.

7. Выделение на палеоструктурных картах, построенных на геологическое время, проявления активного нефте- и газообразова­ния, зон проявления главных фаз нефте- и газообразования, нефте- и газосборных площадей и связанных с ними зон аккумуляции углево­дородов, т.е. выделение автономных генерационно-аккумуляционных систем, для которых целесообразно оценивать прогнозные ресурсы нефти и газа.

8. Моделирование миграции и расчет миграционных потерь нефти и газа на путях миграции от материнских пород до зон акку­муляции и отдельных ловушек, существовавших на время проявле­ния активного нефте- и (или) газообразования.

9. Количественную оценку прогнозных ресурсов нефти и газа по разности между количеством эмигрировавших нефтяных и газо­вых углеводородов и их потерями на путях миграции и при аккуму­ляции в ловушках.

В древних отложениях и в зонах сильной тектонической нарушенности важной является хотя бы приближенная оценка потерь УВ из залежей за время их существования после формирования ме­сторождений.

При наличии необходимых геохимических данных по соста­ву керогена, битумоида, нефтяных УВ и газовых компонентов 0В для каждой выделенной в разрезе осадочного чехла нефтегазоматеринской свиты изучаемого объекта создается своя количественная модель генерации нефти и газа. Эти модели затем используются для расчетов и построения карт плотностей генерации и эмиграции неф­ти и газа. По многим нефтематеринским отложениям нефтегазоносных бассейнов России такие модели были разработаны специали­стами ВНИГРИ, ВНИГНИ, МГУ, ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, ИГНиГ СО РАН.

При недостатке геохимических данных и невозможности создания количественной' модели генерации нефти и газа для мате­ринских пород изучаемого объекта можно использовать обобщенные модели, разработанные для типичных разностей сапропелевого и гумусового ОВ.

При наличии в нефтематеринских отложениях изучаемого объекта смешанных форм ОВ генерационные коэффициенты для нефти и газа могут быть рассчитаны с использованием этих таблиц пропорционально соотношениям гумусовых и сапропелевых компо­нентов в ОВ пород изучаемых отложений.