Основні теоретичні положення

Кількісна оцінка перспектив нафтогазоносності надр – це комплекс камеральних робіт і досліджень, направлених на узагальнення результатів геологічного вивчення надр певної території з метою визначення величини та розподілу ресурсів вуглеводнів і вмісту супутніх компонентів у об’єкті прогнозу.

Об’єктами кількісної оцінки прогнозних ресурсів нафти і газу можуть бути окремі перспективні райони, зони, виявлені пастки, а також оцінювані ділянки. У межах одного оцінюваного об’єкта по площі може бути виділено кілька оцінюваних ділянок. Разом з тим інтервали розрізу відкладів (горизонт, комплекс, осадовий чохол) у відповідних оцінюваних об’єктів і оцінюваних ділянок однакові.

На практиці у різних нафтогазоносних регіонах для кількісної оцінки прогнозних ресурсів широко використовуються геологічні способи прогнозування.

Зміст геологічних способів полягає в застосуванні єдиної міри подібності еталонної і розрахункової ділянок – так званого коефіцієнта аналогії, що враховує зміни найбільш істотних для кожного способу підрахункових параметрів. Принцип аналогій підсилюється тим, що конкретній розрахунковій ділянці призначається обмежене (1-3) число еталонів, найбільш відповідних йому за особливостями геологічної будови й умовам нафтогазонагромадження, і всі параметри виміряються тільки в межах цих ділянок. Серед цієї групи виділяються такі способи оцінки прогнозних ресурсів, особливості кожного з яких відбиті в їхніх назвах: а) питомих щільностей запасів на одиницю площі; б) питомих щільностей запасів на одиницю об’єму; в) величини запасів, що припадають на усереднену структуру; г) структурно-ймовірнісний метод.

Суть застосування названих геологічних способів методу аналогій полягає в порівнянні розрахункової ділянки з набором наявних еталонів за сукупністю критеріїв нафтогазонагромадження і виявленні того еталона (еталонів), до якого (яких) дана розрахункова ділянка найбільше подібна. Серед численних можливих нафтогазогеологічних критеріїв порівняння особлива увага звертається на ті, які впливають на щільність запасів ВВ і які можуть бути виміряні кількісно як на еталонних, так і на розрахункових ділянках. Звичайно до таких критеріїв відносять загальну товщину оцінюваного комплексу і частку порід-колекторів у його розрізі, ємнісні властивості порід, питому щільність пасток, розвиток непроникних покришок тощо.

Повна аналогія двох порівняльних ділянок спостерігається вкрай рідко. Тому в геологічних способах методу аналогій застосовуються поправочні коефіцієнти, що враховують зміну основних інформативних параметрів нафтогазонагромадження на розрахунковій ділянці в порівнянні з еталонним. У залежності від конкретної геологічної ситуації набір необхідних поправочних коефіцієнтів у різних районах виявляється різним. Поправка на зміну якого-небудь параметра визначається як відношення його значень на розрахунковій і еталонній ділянках. Комплексний або зведений коефіцієнт аналогії (K_ан) між ними являє собою добуток усіх поправочних коефіцієнтів і значень інформативних параметрів. Усі інші характеристики нафтогазонагромадження на еталонній і розрахунковій ділянках вважаються подібними, а зведений коефіцієнт аналогії по цих характеристиках визнається рівним одиниці.

Основна розрахункова формула будь-якого геологічного способу в методі аналогій має вигляд:

(6.1)

де  – щільність запасів;

C=mGM – питомий обсяг мігрантноспроможних ВВ;

x_i – змінні параметри (нафтогазонасичена товщина, відкрита пористість тощо), за якими вираховуються поправочні коефіцієнти, а індекси “е” та “р” відносяться відповідно до еталонної і розрахункової ділянок.

Ця формула безпосередньо випливає із загальної моделі, в якій добуток mGM = С береться постійним для всієї області прогнозу (C_р=С_е) і скорочується, а мінливі в області прогнозу акумуляційний і консерваційний потенціали (А і К) є добутками інших параметрів, що визначають ці характеристики.

Суть способу оцінки прогнозних ресурсів за питомими щільностями запасів на одиницю площі полягає в перенесенні середньої питомої щільності початкових потенційних ресурсів з еталонної ділянки (або ділянок) на геологічно схожу з нею розрахункову (оцінювану) ділянку із внесенням поправочних коефіцієнтів, які враховують ступінь подібності.

Спосіб застосовується в умовах вивченості розрахункових ділянок, при якій відомі їхні площі й обмежена кількість інформативних параметрів, достатніх для зіставлення розрахункових ділянок з еталонними й обчислення зведених коефіцієнтів аналогії між ними. Розрахунок прогнозних ресурсів звичайно проводиться окремо для різних нафтогазоносних комплексів.

У прийнятих межах еталонної ділянки визначається його площа S_е і питома (на одиницю площі) щільність початкових запасів вуглеводнів _е:

,

(6.2)

де Q_е – сума початкових балансових запасів категорій А+В+С₁+С₂ покладів і перспективних ресурсів категорії С₃ із урахуванням коефіцієнта достовірності на еталонній ділянці, в тис. т ум. палива. Щільність початкових запасів вуглеводнів _е вимірюється в тис.т ум. палива / км². В нафтогазовій геології для підрахунку запасів родовища в умовному паливі прийнято вважати, що 1т ум. палива = 1т нафти = 1 т конденсату = 1000 м³ природного газу.

Прогнозна оцінка ресурсів розрахункової ділянки Q_р визначається за формулою:

Q_р=_еS_рK_ан , (6.3)

де S_р – площа розрахункової ділянки.

Якщо загальне число еталонних ділянок дорівнює n, то для доказу дієвості моделі за формулою (6.1) визначаються n(п-1) коефіцієнтів аналогії K_ан між усіма можливими парами еталонних ділянок. Подальший аналіз проводиться лише за тими парами еталонів, у яких значення задовольняють нерівність: , оскільки в інших випадках порушується основний принцип методу аналогій – ділянки перестають бути подібними одна на одну.

Спосіб оцінки прогнозних ресурсів за питомими щільностями запасів на одиницю об’єму порід. Спосіб застосовується в умовах середньої вивченості розрахункових ділянок, при якій відомі загальні об’єми осадового наповнення або тільки перспективної частини розрізу і різних його складових, а також певні геолого-геофізичні параметри, необхідні для підрахунку зведених коефіцієнтів аналогії.

Нафтогазоносні комплекси, що оцінюються цим способом, повинні характеризуватися в області прогнозу відносно однорідною будовою і майже повсюдним поширенням, а об’єми перспективних порід на еталонній і розрахунковій ділянках можуть бути різними. Прогнозна оцінка ресурсів нафти і газу виконується за такою основною формулою:

Q_р=_еV_рK_ан, (6.4)

де Q_р – кількісна прогнозна оцінка ресурсів ВВ розрахункової ділянки в тис. т умовного палива;

V_р – загальний об’єм оцінюваних порід розрахункової ділянки в км³;

_е – питома на одиницю об’єму щільність початкових запасів вуглеводнів еталонної ділянки в тис. т ум. палива / км³.

Питома щільність початкових запасів еталонної ділянки _е визначається за відношенням:

,

(6.5)

де Q_е – початкові запаси нафти або газу еталонної ділянки в тис. т умовного палива;

V_е – об’єм осадових порід оцінюваного комплексу на еталонній ділянці в км³.

У відносно добре вивчених глибоким бурінням районах, де на еталонних і прогнозних ділянках досліджені параметри товщ колекторів, може бути використаний спосіб розрахунку за питомими щільностями запасів, що припадає на одиницю об’єму порід-колекторів. Для цього по кожній еталонній і оцінюваній ділянках, тобто в цілому по нафтогазоносному комплексі області прогнозу, повинні бути визначені об’єми колекторів V_ке і V_кр, а також питомі щільності початкових запасів на одиницю цього об’єму _ке, _кр. Після цього обчислення виконуються за формулами, аналогічними до (6.4) і (6.5).