vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЛЕКЦИЯ 13

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ЭТАЛОННЫЕ

УЧАСТКИ ДЛЯ СРАВНИТЕЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА Методы оценки ресурсов нефти и газа

Для оценки ресурсов нефти и газа на территориях нефтегазоносных провинций (НГП) обычно используются объемногенетический, объемно-статистический и метод внутренних аналогий.

* Характеристика выявляемости ресурсов нефти и газа вытекает из данных:

-о ресурсах нефти и/или газа в недрах региона;

-о размерах предполагаемых залежей нефти и/или газа;

-о глубине залегания предполагаемых залежей нефти и/или газа;

**Важными являются и «промежуточные» результаты:

-величина ресурсов УВ в конкретном регионе – нефтегазоносном бассейне (НГБ), нефтегазоносном комплексе (НГК) и зоне нефтегазонакопления (ЗНГН);

-условия их залегания в недрах НГБ, НГК и ЗНГН;

***Геолого-экономический прогноз ресурсов нефти и/или газа включает:

-качественную оценку с целью выявления и изучения пространственного изменения

геологических факторов, благоприятных для генерации и аккумуляции углеводородов (УВ);

-количественную оценку, выражающую вероятностную величину ресурсов и их распределение по площади и в разрезе осадочного чехла НГБ;

-экономическую оценку, определяющую эффективность освоения

месторождения нефти и газа, нефтегазоносной зоны, района и т.д.

-

Объемно-генетический метод (ОГМ) заключается в выявлении нефтегазоматеринских толщ, изучении истории их развития (состав органического вещества (ОВ), степень метаморфизма, термическая история и др.), в определении наиболее оптимальных для нефтегазогенерации областей (очаг нефтегазообразовани – ОНГО), оценка путевых потерь от очагов генерации к ЗНГН (рассеивание, восстановление форм железа и серы и др.), и главное – в оценке возможных генерированных количеств нефти и газа в том или ином очаге (коэффициент эмиграции) и количеств их в зонах аккумуляции (коэффициент аккумуляции).

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

До этой главной стадии все применяемые для подсчета ресурсов показатели достаточно корректны и наукообразны, хотя и не слишком точны. Однако, определение коэффициента эмиграции, особенно для газа и коэффициента аккумуляции для газа и нефти (искомые прогнозные ресурсы) превращает названный метод в нечто неопределенное. Как отмечали еще в 1980 г. В.В. Семенович и др. и авторы «Методических указаний… 1983», ОГМ определяет верхний предел начальных прогнозных ресурсов (НПР); значительные амплитуды колебаний абсолютных значений подсчетных коэффициентов генерации, эмиграции и аккумуляции приводят к большой условности результатов этого метода.

* Во-первых, установление коэффициента генерации для газа, особенно древних докембрийских и нижнепалеозойских толщ Восточно-Европейской и Сибирской древних платформ, ввиду мобильности газа и быстрого его рассеивания, в результате чего возраст всех существующих газовых месторождений не древнее мезокайнозойского, практического интереса не представляет.

**Во-вторых, сама процедура определения этого коэффициента далеко неоднозначна, что вызывало тревогу еще у основоположника ОГМ Н.Б. Вассоевича (1977).

***В третьих, существование крупных газовых месторождений в древних карбонатных толщах практически не содержащих ОВ и непосредственно над поверхностью фундамента (например залежи газа в кембрий-ордовикских отложениях Пермского бассейна США) также подтверждает эфемерность рассматриваемого коэффициента.

****В четвертых, коэффициент аккумуляции нефти и газа принимается обычно 0.5-2.0% от суммы генерированных УВ, что при гиганских получаемых величинах дает возможность манипулировать ресурсами в нужных размерах.

Поэтому ОГМ, особенно для газа, следует применять как качественный по формуле «много-мало» или «больше-меньше». Однако, некоторые существующие балансовые оценки ресурсов нефти и газа, установленные в малоизученных регионах осадочнопородных бассейнов (ОПБ) России (например, Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП) - Сибирская платформа) получены целиком на основе рассматриваемого метода.

Объемно-статистический метод (метод внешних аналогий) (ОСМ) заключается в количественном сравнении плотностей ресурсов (объемных и площадных) хорошо изученных территорий земли с той или иной малоизученной территорией. Ахиллесовой пятой метода является неопределенность выбора сравниваемых территорий. Такой выбор строго не регламентирован и

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

это позволяет сравнивать разные данные (что угодно с чем угодно!), по усмотрению исследователя.

Основоположник метода – М.Ф. Двали (1964) вначале сравнивал все хорошо изученные платформы (без разделения на молодые и древние) с любыми неизученными платформами, равно как и складчатые и прискладчатые области с таковыми же малоизученными.

В дальнейшем появилась возможность более детальных сравнений – на уровне отдельных тектонотипов (В.С. Лазарев, 1989, В.В. Забалуев, 1982 и др. - ВНИГРИ) – молодые и древние платформы, краевые и предгорные прогибы, области эпиплатформенных орогенов, области интенсивного траппового магматизма, периокеанические территории и другие объекты нефтегазообразования, накопления и сохранности УВ. Часть исследователей (М.Ш. Моделевский, А.Э. Конторович и др.- СНИИГГиМС) считают основным показателем при таких сравнениях объем осадочных пород, независимо от возраста и тектонотипа и условий сохранности сравниваемых территорий. Такой подход обусловливает сильный разброс получаемых оценок.

Установлено, что на хорошо изученных древних платформах львиная доля ресурсов и разведанных запасов связана с их краевыми системами, а минимальная – с внутренними впадинами; напротив – на молодых платформах в этом отношении доминируют внутренние впадины, а краевые прогибы наименее богаты УВ. Древние доальпийские рифтовые структуры богаче альпийских; соотношение нефть/газ также заметно меняется в зависимости от тектонотипа: наиболее богаты газом краевые прогибы древних платформ и доальпийские рифты и, напротив, внутренние впадины и рифты преимущественно нефтяные (Забалуев, 1982). Кроме того, при «объемном» сравнении достоверность величин объемов осадочных пород на хорошо изученных и малоизученных территориях, безусловно, отличаются, создавая дополнительные неточности в подсчете прогнозных ресурсов. Видный геологнефтяник США Х.Д. Хедберг (1978) в статье «Ошибочность использования объемов осадочного чехла для оценок нефтегазовых ресурсов» отмечал: «использование величин объема пород в сочетании лишь с величинами средних удельных запасов УВ, приходящихся на единицу объема, в качестве основы для оценки ресурсов нефти и газа изучаемого района является распространенным заблуждением тех, кто производит оценку и ловушкой для не информированной публики».

Дальнейшим развитием объемно-статистического метода явился предложенный В.С. Лазаревым (1989) «Метод наислабейшего звена». Он пригоден для количественной оценки плотностей ресурсов

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УВ для объектов с размерностью нефтегазоносной области (НГО). В качестве показателей применяются предельно обобщенные критерии, определяющие генерацию, миграцию и аккумуляцию УВ: тектонотип НГО; процент объема морских отложений, залегающих глубже 2 км; процент объема отложений, залегающих глубже 4 км; градиенты регионального уклона; интенсивность структуры; средняя мощность отложений; масштаб мезокайнозойских движений (для древних платформ).

На основании выявленных глобальных зависимостей названных показателей с плотностью ресурсов (в хорошо изученных НГО) определяются удельные плотности ресурсов для каждого показателя. Умножение каждого из них на объем пород дает значение потенциальных ресурсов УВ для оцениваемой НГО. При этом за окончательную оценку принимается значение минимального показателя: «режим функционирования относительно замкнутой системы определяется наислабейшим звеном и никакое улучшение качеств других звеньев не может изменить режима данной системы; например если в изолированном бассейне достаточно благоприятны все показатели, а мощность отложений менее 2 км, то промышленной нефтегазоносности в нем ожидать не следует. Процедура количественной оценки сводится к поиску лимитирующего показателя, который и определяет величину запасов нефти и газа (Лазарев, 1989)».

Корректное использование ОСМ возможно только при строгом отборе эталонных выборок – соответствии тектонических, литологических, возрастных и других характеристик сравниваемых объектов; следует отметить также, что результаты даже самых корректных внешних аналогий предельно усреднены и, хотя безусловно точнее объемно-генетических оценок (для объектов типа антеклиз, синеклиз, краевых систем и др.), но все же близки к формуле «много-мало» и «больше-меньше»; для малоизученных объектов этот метод предпочтительнее объемно-генетического, хотя бы потому, что ставятся ограничения огромным объемам осадочных пород (меньше глубины 2 км) и учитываются условия сохранности (наислабейшее звено), что, например, в Восточно-Сибирском регионе практически обесценивает Тунгусскую синеклизу (северную ее часть) как перспективную НГО.

Метод внутренних аналогий (сравнительных геологических аналогий) (МВА) основан на сравнении хорошо изученных продуктивных структур или объединяющих несколько таких структур площадей – эталонных участков – с близлежащими, сходными по литологии, тектоническому положению и условиям сохранности структурами и площадями. Как правило, внутренние аналогии наиболее достоверны в пределах отдельных НГО,

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обладающих относительно устойчивыми нефтегазогеологическими характеристиками на всей их площади (литология, толщины, коллекторские свойства, покрышки и др.) или надежно предсказуемыми такими характеристиками (изменения толщин и коллекторских свойств в том или ином направлении, выклинивание отдельных горизонтов, приближенность или удаленность от очагов генерации и др.).

Решающее значение при применении внутренних аналогий приобретает корректность нефтегазогеологического районирования (НГГР): НГО обычно совпадают по площади с крупнейшими структурами платформ и краевых систем – антеклизами и синеклизами, грядами и прогибами, что обеспечивает относительно однородные условия нефтегазонакопления.

При переносе плотностей ресурсов из хорошо изученных структур неантиклинальных залежей и эталонных участков на малоизученные структуры и площади сложились несколько методических подходов (В.В. Семенович и др., 1982).

1). Оценка локализованных прогнозных ресурсов категорий С3 и Д1-Д2. Производится для локальных объектов, надежно выявленных апробированным в данном регионе комплексом геологогеофизических исследований, на изученных участках проверенных глубоким бурением. В результате оценок необходимо вносить поправочные коэффициенты, отражающие долю подтвердившихся бурением структур. Достоверность оценок по категориям Д1 и Д2 малоизученных и даже вообще не изученных бурением и сейсмораведкой территорий малодостоверна (перенос плотностей ресурсов продуктивных структур на эти территории принципиально невозможен. Что же касается оценки ресурсов по категории С3, то теоретически она вполне корректна для близко расположенных к продуктивным надежных локальных структур, выделенных в единых структурно-литологических условиях (хотя в некоторых районах коэффициент подтверждаемости не превысил 0.2).

2). Метод сравнения геологических количественных показателей, прямо связанных с подсчетом запасов.

Используется ограниченное число показателей (4-6). Среди них:

1)удельные плотности запасов на эталоне, которые могут быть представлены величинами на единицу площади, на единицу объема, на осредненную структуру. Вводятся поправочные коэффициенты на следующие показатели путем сравнения их с показателями эталона;

2)толщина продуктивной части разреза;

3)доля пород-коллекторов;

4)емкостные свойства пород;

5)удельная площадь ловушек;

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6)покрышки.

На основе показателей выводится сводный коэффициент аналогии, получаемый как произведение всех поправочных коэффициентов. Ресурсы оцениваемого участка определяются как произведение удельной плотности запасов на эталоне на сводный коэффициент аналогии.

Необходимо отметить, что прогноз таких показателей, как толщина продуктивной части разреза, емкостные свойства пород, качество покрышек в неизученных частях района достаточно неопределен и неточен.

3). Сравнение геологических показателей, связанных с условиями сохранности залежей УВ. «Наислабейшим звеном» (например, для Лено-Тунгусской НГП Сибирской платформы) являются условия сохранности залежей УВ, что связано с неоднократными перестройками структурного плана, трапповым магматизмом и интенсивными новейшими воздыманиями и др. Отсюда на первый план выходит прогноз покрышек и их качества; для количественных подсчетов немаловажен также прогноз эффективных терригенных и карбонатных коллекторов и структурное положение изучаемых объектов (В.Б.Арчегов, В.В.Забалуев, 1992-1994).

Во ВНИГРИ количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и/или газа проводится следующим образом:

* Строится карта качественной оценки перспектив нефтегазоносности: (специальными знаками наносятся основные геологические показатели и признаки, непосредственно влияющие на аккумуляцию и сохранность УВ в недрах. В качестве благоприятных показателей приняты: структурное положение (принадлежность к крупным положительным структурам при мощности чехла более 1 км – контуры снимаются со структурных карт, приближенных к наиболее продуктивным уровням разреза); положение зон эффективных терригенных и карбонатных коллекторов – контуры снимаются со специальных литолого-фациальных карт); контуры распространения изолирующих покрышек (глинистых, соляных и др.). В качестве неблагоприятных приняты: малая толщина чехла (менее 1 км) и, напротив, аномально большая (более 4-5 км) толщина (зона резкого ухудшения коллекторов, особенно терригенных), повышенная траппонасыщенность (силлы и дайки) разрезов, отсутствие или плохое качество покрышек, гидрогеологическая раскрытость – подьем к дневной поверхности высокоминерализованных вод глубинного генезиса.

Графическое наложение друг на друга полей с благоприятными и неблагоприятными признаками автоматически разделяет исследуемую территорию на участки с различными, но однородными

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

внутри каждого из них условиями аккумуляции и сохранности УВ. Таким образом определяется относительная перспективность каждого участка; очевидно, что по этому показателю названные участки, по существу – зоны нефтегазонакопления, образуют нисходящий ряд, в котором наиболее перспективными оказываются зоны, где сочетаются только благоприятные признаки, а бесперспективными – только неблагоприятные. Появление или исчезновение любого одного признака при прочих равных условиях повышает или понижает относительную перспективность зоны по сравнению с соседними. Промежуточные значения обусловлены либо ухудшением условий сохранности и аккумуляции по сравнению с более перспективными зонами, либо улучшением их на, в целом, неблагоприятном фоне. Таким образом изучаемая территория разбивается на относительно однородные зоны с максимальными (эталонные участки), средними и малыми плотностями ресурсов, величина которых целиком зависит от плотностей ресурсов на эталонных участках.

* Плотности ресурсов, установленные на эталонных участках, передаются на соседние малоизученные расчетные участки (зоны) и далее по «лестнице» нисходящих качественных оценок вплоть до бесперспективных территорий. Количество УВ определяется путем умножения площади зоны на плотность приписываемых ей ресурсов. Диапазон колебания этих плотностей в конкретных условиях, например, Сибирской платформы изменяется от 100 тыс.т/км2 и более на наиболее богатых эталонах до нуля на абсолютно бесперспективных территориях (выходы фундамента на дневную поверхность и их ближайшие окрестности). Достоинствами предлагаемого подхода к количественной оценке ресурсов УВ на Сибирской и, естественно, других платформах, являются:

-объективизация выделения относительно небольших ЗНГН и сохранности в них залежей путем графического наложения карт благоприятных и неблагоприятных признаков;

-принятые для этих построений показатели общедоступны и прямо влияют на богатство недр: толщина чехла (минимальная и максимальная), положение зон развития коллекторов, границы развития региональных сульфатно-галогенных и глинистых покрышек; разрушающие факторы (траппонасыщенность, глубинные высокоминерализованные воды на поверхности, отсутствие покрышек и др.);

-возможность, по «лестнице» качественных оценок, передачи плотностей ресурсов на эталонах на большие расстояния от эталонных участков: если имеется возможность судить, что следующая соседняя зона менее (более) благоприятна по условиям сохранности залежей. Тем самым метод внутренних аналогий может

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«вырваться» из пределов отдельных НГО на просторы всей оцениваемой территории.

- относительная независимость от оценок, полученных другими методами, особенно - объемно-генетическим и объемностатистическим (в тех вариантах, где объем выводится на первое место).

Из выше изложенного обзора методов, применявшихся и применяемых для подсчета прогнозных ресурсов ВосточноЕвропейской и Сибирской платформ следует, что наиболее надежные результаты получаются при ориентации на плотность ресурсов хорошо изученных эталонных участков и что выделение участков и подсчет плотности ресурсов на них является решающим звеном в процессе подсчета.

Эталонные участки для сравнительного геологического анализа

Крупнейшие объекты нефтегазонакопления - НГО, прогнозные ресурсы которых могут быть относительно надежно определены всеми описанными выше подсчетными методами. Естественно, самая надежная оценка плотностей ресурсов достигается, если на территории НГО открыты промышленные залежи нефти и газа и возможно обоснование эталонных участков. НГО, лишенные пока открытых залежей, менее надежно могут оцениваться по аналогии с нефтегазопродуктивными НГО (в частности, путем сравнения показателей, связанных с условиями сохранности залежей и применения метода внешних аналогий). Более мелкие объекты – ЗНГН, которые характеризуются однородными структурными, литолого-фациальными и иными условиями, обеспечивающими аккумуляцию и сохранность залежей УВ (главное здесь, помимо одновозрастности отложений, структурного положения – вал, т.д., наличие надежных покрышек, отсутствие или слабое проявление разрушающих факторов - магматизм, разрывы, гидрогеологическая раскрытость). Резкое изменение всех или одного из названных показателей ограничивает зону и означает переход к другой, более или менее благоприятной зоне; разграничение зон надежно производится путем графического наложения карт различных признаков. Предполагается, что в пределах зон возможно равномерное распространение плотностей ресурсов эталонных участков на всю территорию зоны. Удобно крупномасштабные продуктивные объекты именовать зонами, а части их и мелкомасштабные изолированные объекты – подзонами. За редким, исключением, зоны являются подсчетными объектами, а подзоны – эталонными участками.

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основные требования к эталонным участкам и примеры эталонных объектов:

1) однородность геологического строения и нефтегазоносноти эталонного участка и подобие их с условиями расчетного участка; 2) замкнутость в структурно-миграционном отношении; 3) расположение в едином элементе тектонического районирования; 4) хорошая буровая и геофизическая изученность, а совокупность включаемых в участок залежей должна отражать фактическое разнообразие их в регионе; 5) достаточные запасы категорий С1+С2; 6) представительность эталона и недопустимость включения в выборку месторождений с исключительными для региона по количеству и качеству запасами; 7) корректность определения площади участка.

Плотность ресурсов на эталоне определяется путем деления суммы: накопленная добыча + С1+С2+С3 + предполагаемые неоткрытые ресурсы Д на площадь эталона. Площадь расчетных участков не должна превышать площадь эталона более, чем в 2 раза.

Примеры эталонных участков

Лено-Тунгусская НГП. Верхневилючанский эталонный участок

Расположен на северо-восточной периклинали Непско-Ботуобинской антеклизы. В структурном отношении приурочен к седловине, разделяющей Мирнинский и Сунтарский своды и ограничен с севера и юга изогипсой – 1.5 км по кровле вендских отложений.

На участке разведано 3 месторождения: Иктехское – нефтегазоконденсатное (НГК), Верхневилючанское – нефтегазоконденсатное (НГК) и Вилюйско-Джербинское – газоконденсатное (ГК), приуроченные к антиклиналям, а основные запасы категорий С1+С2 связаны с венд-кембрийским карбонатным юряхским горизонтом (табл. 16). Северное и южное крылья участка практически не изучены глубоким бурением: здесь ожидаются новые открытия преимущественно в неантиклинальных залежах, в том числе в терригенных харыстанском и вилючанском горизонтах венда; доля неоткрытых ресурсов С3+Д оценивается в 30% от разведанных запасов С1+С2. Площадь участка ~ 8000 км2.

Расчетные параметры ресурсов УВ Верхневилючанского эталонного участка

9