Основні теоретичні положення

Постановка пошукового буріння на площі повинна бути обгрунтована позитивною оцінкою перспектив нафтогазоносності надр і ефективними економічними показниками. Таке обгрунтування проводиться шляхом експертного розгляду результатів проведених геолого-геофізичних робіт на площі, аналізу критерійних ознак нафтогазоносності надр і початкової геолого-економічної оцінки (ГЕО-3) доцільності пошукових робіт на об’єкті з очікуваними скупченнями нафти і газу.

Прогнозування нафтогазоносності надр проводиться за такими основними критерійними ознаками.

1. Регіональне положення площі. Сприятливим при цьому вважаються осадові басейни платформного, геосинклінального і перехідного типів, в тектонічному режимі розвитку яких на протязі певного відрізка часу переважають процеси стійкого прогинання. На протязі фази розвитку переважно рухів прогинання великої амплітуди при наявності сприятливих палеогеографічних і геохімічних умов утворюються регіонально нафтогазоносні, в більшості випадків продукуючі товщі. Під час фази активізації і посилення диференціації коливних рухів великих геоструктурних елементів проходить посилення регіональної (як внутрірезервуарної, так і вертикальної)міграції флюїдів і формування зон нафтогазонагромадження різних типів, а місцями і перерозподіл раніше сформованих скупчень нафти і газу.

Основними геоструктурними елементами, які вважаються перспективними для формування покладів нафти і газу є:

– на платформах – склепінні підняття, мегавали, западини і авлакогени;

– в перехідних і складчастих областях – передгірські прогини, міжгірські западини і серединні масиви.

Перспективи нафтогазоносності площі значно підвищуються, якщо вона розташована в регіоні, в межах якого вже виявлені родовища нафти і газу.

2. Розповсюдження в складі осадового чохла переважно субаквальних відкладів значної товщини, формування яких проходило в анаеробній геохімічній обстановці.

3. Наявність в розрізі осадового чохла порід-колекторів і комплексів, по яких могла би забезпечитись міграція вуглеводнів до пасток. При розгляді цього критерію необхідно провести аналіз складу, товщин, ємнісних і фільтраційних властивостей та характеру розповсюдження по площі порід-колекторів.

4. Поширення в складі осадових утворень чохла потужних, регіонально витриманих і надійних нафтогазонепроникних товщ флюїдоупорів (порід-покришок), які перекривають пласти-колектори і забезпечують збір вуглеводнів з обширних територій і збереження сформованих покладів від процесів руйнування в наступні етапи геологічного розвитку.

5. Формування окремих зон нафтогазонагромадження, які можуть бути приурочені до:

– регіональних валоподібних піднять на платформах і антикліноріїв – в перехідних і складчастих областях;

– районів розвитку солянокупольних структур;

– зон регіональних диз’юнктивних порушень, які ускладнюють будову значних геоструктурних елементів;

– районів розвитку грязьового вулканізму;

– зон регіонального розвитку тектонічної тріщинуватості;

– зон розвитку рифогенних утворень;

– зон регіонального виклинювання літолого-стратиграфічних комплексів;

– зон заміщення проникних піщаних або карбонатних товщ непроникними глинистими або іншими утвореннями на схилах великих піднять, западин і монокліналей;

– зон розповсюдження похованих піщаних прибережних валів (типу бар) і похованих дельт палеорічок;

– зон регіонального розвитку стратиграфічних незгідностей.

6.Наявність в межах зон нафтогазонагромадження пасток, які можуть бути пов’язані з:

– локальними антиклінальними складками різної форми і генезису;

– солянокупольними структурами;

– глинистими діапірами (викопними жерлами грязьових вулканів);

– екрануючими диз’юнктивними порушеннями;

– рифовими масивами;

– ділянками літологічного виклинювання колекторів;

– ділянками фаціального заміщення по підйому проникних порід непроникними;

– ділянками, запечатаних відкладами асфальту і бітуму;

– піщаними утвореннями викопних русел палеорік (рукавоподібні);

– піщаними прибережними утвореннями викопних бар (барові);

– ділянками стратиграфічних незгідностей на антикліналях;

– ділянками стратиграфічних незгідностей на монокліналях;

– ділянками стратиграфічних незгідностей в зонах еродованої поверхні похованих виступів палеорельєфу;

– ділянками розущільненості порід фундаменту (кори вивітрювання фундаменту).

7. Гідрогеологічна закритість нафтогазоперспективних товщ і структурних поверхів на протязі всіх наступних після формування покладів нафти і газу відрізків часу геологічної історії.

Початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО-3) проводиться для обгрунтування доцільності пошукових робіт на об’єктах (локальних структурах), що підготовлені до пошукового буріння. ГЕО-3 проводиться на підставі кількісної оцінки перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату окремих об’єктів ліцензійної ділянки, яка є перспективною для відкриття нових родовищ, та надається у форму техніко-економічних міркувань (ТЕМ) про можливе їх промислове значення. Оцінка економічної ефективності інвестицій у геологорозвідувальні роботи і подальше освоєння передбачуваних родовищ нафти і газу обґрунтовується техніко-економічними розрахунками на підставі доведеної аналогії окремих укрупнених вихідних параметрів з відомими промисловими родовищами або технічного завдання замовника геологорозвідувальних робіт.