Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Бурение параметрических скважин осуществляется за счет капитальных вложений на поисково-разведочное бурение. Планирование и отчетность по этой категории скважин ведется раздельно от опорного, поискового, разведочного или структурного бурения на нефть и газ. Проводка этой категории скважин и объем исследовательских работ регламентируются "Инструкцией по проводке и научной обработке материалов параметрических скважин" (1973 г.). На опорное и параметрическое бурение прирост запасов нефти и газа не планируется. Бурение параметрических скважин производится по индивидуальным геологотехническим нарядам (ГТН), определяющим условия проводки, объем, виды и интервалы проведения геолого-геофизических исследований, а также интервалы и методы опробования и испытания скважин. Проектная глубина параметрических скважин, как правило, должна обеспечивать вскрытие пород кристаллического фундамента или быть пробуренной до технически возможной глубины. Бурение скважин должно сопровождаться всесторонним комплексным исследованием вскрытого разреза и научной обработкой всей полученной от скважины геологической информации, с учетом результатов проведенных в районе геологических, геофизических и других работ. При бурении параметрических скважин проводят: отбор керна в размерах, обеспечивающих установление и уточнение границ стратиграфических подразделений и изучения вещественного состава и физических характеристик комплексов отложений, слагающих разрез до горизонтов включительно, но не менее 20% от глубины скважины; геолого-технологические, геохимические и промыслово-геофизические исследования; ВСП и сейсмокаротаж. Помимо указанных исследований, в интервале возможного вскрытия нефтегазоперспективных горизонтов проводят: сплошной отбор керна; отбор шлама через 1-5 м проходки; отбор образцов пород боковыми грунтоносами (при необходимости); опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газа, воды; испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным всех видов геолого-геофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды. Результаты комплексной обработки материалов параметрического бурения оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные подразделения для апробации и утверждения. В результате бурения параметрических скважин с учетом других видов региональных исследований проводят: уточнение стратиграфического разреза и глубинного строения района; изучение геолого-геофизических характеристик пород вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных; установление наличия нефтегазоносных свит и горизонтов, в комплексе с геофизическими работами - выделение зон и структур, благоприятных для скопления нефти и газа; оценку перспектив нефтегазоносности района, уточнение прогнозных ресурсов. Параметрическое бурение в ТП НГП начато с 1952 г. (скв. № 1 - Эжвадор и Нюмолга- Вож) в районе восточного Тимана. Ранее, в 1938-42 гг., на территории Мезенской синеклизы была пробурена скважина № 1-Большепорожская глубиной 1301,6 м. Всего по состоянию на 1.10.95 г. в провинции пробурено 176 параметрических скважин, из них 112 в Республике Коми и 64 в Ненецком автономном округе. Кроме того, 3 параметрические скважины пробурены в Мезенской синеклизе на территории Республики Коми (№№ 1-Большепорожская, 1-Сторо- жевская, 1-Сереговская), 2 на Западном Тимане (№ 1-Синдор и № 1-Весляна) и 3 в Кажимском прогибе Волго-Уральской НГП (№№ 1-Сысола, 1-Грива и 1-Лопыдино). Самая глубокая из параметрических скважин № 1-Колва сверхглубокая (забой 7057 м в отложениях S1), пробуренная также по программе глубинного изучения недр страны. Данные, полученные при проведении региональных работ в 1950-60-х годах, позволили уточнить геологическое строение провинции, провести ее тектоническое и нефтегазогеологическое районирование, разработать детальную стратиграфическую схему расчленения осадочного чехла, дать количественную оценку перспектив нефтегазоносности, определить основные направления дальнейших поисково-разведочных работ на нефть. Материалы параметрического бурения 70-80-х годов позволили, прежде всего, выяснить перспективы нефтегазоносности одного из самых нижних комплексов осадочного чехла - верхнеордовикско-нижнедевонского, разработать модель строения верхнедевонско- турнейского карбонатного комплекса, определить первоочередные направления поисков залежей нефти и газа в этих комплексах, на которые в 80 -х годах уже пришелся основной прирост промышленных запасов нефти. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ Методические рекомендации по проведению региональных геолого-геофизических работ на нефть и газ, Москва 1981 Региональные работы осуществляются по генеральным, перспективным (пятилетним) и ежегодным планам, которые составляются местными научными и производственными организациями под руководством региональных подразделений головных институтов, курирующих данную территорию. Генеральные и многолетние научно и экономически обоснованные планы региональных геолого-геофизических работ составляются для каждого крупного региона (осадочного бассейна, его части или группы мелких бассейнов) и отражают задачи, глубинность, детальность изучения в зависимости от геолого-экономических особенностей территории и состояния ее изученности, рекомендуемый рациональный комплекс методов исследований, очередность и объем работ, необходимые технические средства и ассигнования на региональные работы, набор итоговых документов, распределение работ между отдельными организациями-исполнителями и примерные сроки выполняемых исследований, ожидаемые результаты. Все виды региональных работ производятся по индивидуальным или групповым проектам по приказам организаций, утверждающих проекты геолого-разведочных работ на нефть и газ. Проекты на буровые региональные работы составляются и утверждаются до начала обустройства площади в соответствии с "Инструкцией по составлению проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин". Перед составлением технического проекта даются геологические обоснования, разрабатываемые с учетом действующих инструкций ("Инструкция по проводке опорных скважин и камеральной обработке материалов опорного бурения", "Инструкция по проводке и научной обработке материалов параметрических скважин"). Региональные геолого-геофизические исследования финансируются за счет гocбюджетных ассигнований на геолого-разведочные работы на нефть и газ. Планирование и отчетность по региональным геолого-геофизическим исследованиям, опорному, параметрическому и структурно-профильному бурению ведутся отдельно от работ других стадий поискового и разведочного процесса на нефть и газ. По всем видам работ, проводимых на этапе региональных исследований, составляются годовые и окончательные отчеты, которые оформляются и сдаются в фонды в соответствии с требованиями "Инструкции о содержании и порядке составления геологических отчетов". Оптимальный объем региональных геолого-геофизических работ в регионах, различных по степени изученности и сложности строения Геолого-разведочные работы на нефть и газ проводятся в регионах различной степени изученности и сложности геологического строения. В зависимости от этих показателей изменяются задачи региональных исследований и их типовой комплекс. По степени изученности на перспективной в отношении нефтегазоносности территории в укрупненном виде выделяются три типа регионов. Первый тип. Регионы неизученные (центральная часть Тунгусской синеклизы Восточная Якутия, акватории северных морей), без однозначной оценки перспектив нефтегазоносности. Второй тип. Регионы со слабой изученностью глубинного строения (большинство нефтегазоносных и нефтегазоперспективных районов, в том числе Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Третий тип. Регионы хорошо изученные (Балтийская синеклиза, Припятская впадина, отдельные районы Волго-Уральской области и др.). В регионах первого типа проводится весь комплекс работ, необходимый для решения задач первой и второй стадий регионального изучения территории. В регионах второго типа завершаются в отдельных районах работы первой стадии регионального изучения, а основные объемы исследований закладываются на решение геологических задач второй стадии. В регионах третьего типа региональные работы не проводятся или выполняются в небольшом объеме на отдельных участках, решая частные геологические задачи (изучение перспектив нефтегазоносности на глубинах свыше 5-6 км или глубоких горизонтов, ранее считавшихся малоперспективными, выявление и оконтуривание зон нефтегазонакопления неантиклинального типа и т.д.) В укрупненном виде по сложности геологического строения все нефтегазоносные и нефтеперспективные регионы разделяются на три группы: регионы простого строения (Балтийская и Вилюйская синеклизы). По всему разрезу отмечается удовлетворительное совпадение структурных планов. Имеется хорошая выдержанность сейсмических горизонтов, что обеспечивает надежное их прослеживание и построение структурных карт с необходимой точностью; регионы сложного строения (Прикаспийская и Московская синеклизы, Днепрово- Донецкая впадина, Ангаро-Ленская и Непско-Ботуобинская антеклизы, отдельные районы Волго-Уральской антеклизы). В разрезе наблюдаются несоответствие структурных планов двух и более структурных комплексов, проявление соляной тектоники, малые амплитуды структур. Разрез характеризуется высокими и невыдержанными значениями скоростей сейсмических волн, наличием изменчивой по мощности и скоростям зоны пониженной скорости (ЗПС). Поверхностные условия являются сложными. Имеются волны-помехи; регионы весьма сложного строения (Тунгусская синеклиза, районы Закавказья и др.). Разрез характеризуется несоответствием структурных планов. Среди осадочных толщ развиты трапповые формации, образующие сплошные покровы значительной мощности. Локальные структуры имеют сложное строение. Дифференциация разреза по физическим свойствам слабая. Сейсмические горизонты в разрезе не выдержаны, наблюдаются интенсивные волны- помехи. Поверхность фундамента характеризуется слабой эффективной плотностью. Платформенные районы Тимано-Печорской провинции и внешняя зона Предуральского краевого прогиба относятся ко второй группе - сложного строения. Районы внутренней зоны Предуральского краевого прогиба относятся к третьей группе - очень сложного строения. В перспективных районах простого геологического строения выявление и оконту- ривание основных зон нефтегазонакопления в ловушках антиклинального типа проводится геологической съемкой, электро- и сейсморазведочными работами и бурением сети опорных и параметрических скважин. При этом решение задач достигается минимальным объемом региональных работ при плотности сети секущих сейсмических профилей до 10 км (0,1 км/км2), опорного и параметрического бурения - одна скважина на 800-1000 км2. В перспективных районах сложного и весьма сложного геологического строения допускается этажность регионального изучения основных зон нефтегазонакопления по отдельным продуктивным комплексам, решение задач осуществляется всем комплексом видов региональных геолого-геофизических работ при резком возрастании объемов трудоемких дорогостоящих сейсморазведочных работ (МОГТ, КМПВ) и бурения опорных и параметрических скважин. Большое значение приобретают опытно-методические исследования по оптимальному комплексированию различных геофизических методов и бурения для получения необходимой геологической информации о строении отдельных продуктивных комплексов. Плотность региональной сети секущих сейсмических профилей на основных зонах нефтегазонакопления возрастает до 5 км (0,5-1,0км/км2), а параметрического бурения - до одной скважины на 500, а местами на 100-200 км (1,5-5,0 м на км ). Региональные работы по выявлению и оконтуриванию зон нефтегазонакопления в неструктурных условиях, как правило, должны вестись одновременно с исследованиями по обнаружению антиклинальных залежей. Исключение могут составлять районы, где фонд локальных структур практически исчерпан. В этом случае региональные работы на выявление зон развития неструктурных ловушек проводятся после поисково-разведочных работ на антиклинальных структурах. При этом вся геологическая информация, полученная от поисково-разведочных работ (особенно по изменению литолого-фациальных и палеотектонических характеристик), тщательно обрабатывается и обобщается. Г еолого-экономическая оценка результатов региональных геологогеофизических работ Основными результатами региональных геолого-геофизических работ первой стадии (прогноза нефтегазоносности) являются качественная оценка нефтегазоносности, которая отражается на картах перспектив нефтегазоносности, где выделяются земли различной степени перспективности, и обоснование районов для проведения региональных работ второй стадии. Эффект от проведения региональных работ первой стадии определяется по величине приращенной площади перспективных земель и удельным затратам на изучение 1 км2 перспективных земель. По итогам региональных работ второй стадии (оценки зон нефтегазонакопления), с учетом данных поисковых и разведочных работ, дается или уточняется количественная оценка перспектив нефтегазоносности регионов отдельных областей и районов в их пределах с выделением прогнозных ресурсов углеводородов группы Д. Анализ результатов данной стадии региональных работ осуществляется по следующим показателям: величина приращенных прогнозных ресурсов углеводородов группы Д; изменение соотношения прогнозных ресурсов углеводородов подгрупп Д1 и Дг; удельные затраты на приращение одного млн т прогнозных ресурсов углеводородов подгрупп Д1 и Дг. Показателем косвенной оценки эффективности работ этой стадии могут служить затраты на 1 км2 изученной территории. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. - М.: ВНИГНИ, 2000. - 189 с. Принципы и методы количественного прогноза нефтегазоносности Цель количественного прогноза нефтегазоносности - это определение общей величины, пространственного распределения ресурсов УВ, а также их внутренней структуры (фазовое и агрегатное состояния скоплений УВ, распределение месторождений по крупности и глубинам залегания, содержанию попутных компонентов, геолого-промысловым характеристикам и т.д.). Методы прогноза - это совокупность процедур, включающих выбор критериев и объектов прогноза, способы оперирования с критериями (экспертные, графические, математические и др.), приводящие к решению поставленной задачи. Методы прогноза в большой степени зависят от масштаба (размеров) прогнозируемого объекта и должны обеспечивать разделение области прогноза на отдельные участки, существенно отличающиеся друг от друга по плотности ресурсов углеводородов. Суммарная количественная оценка ресурсов всей области прогноза при этом складывается из оценок входящих в нее участков. Методы или способы прогноза ресурсов, не обладающие дифференцирующим свойством, а дающие только их интегральную оценку, могут использоваться как вспомогательные. Вместе с тем на ранних этапах изученности региона они являются единственно возможными. Задача всех видов прогноза нефтегазоносности - с помощью аппарата прогноза распространить данные о нефтегазоносности, установленные на относительно хорошо изученных эталонных участках, на менее изученные (расчетные). Для количественной характеристики действенности прогнозирующего аппарата (моделей, зависимостей, функций и т.д.) часть эталонов в процессе его конструирования ("обучения") не участвует, а остается для контроля ("экзамена"). Состояние геолого-геофизической изученности района и возможности прогноза ресурсов углеводородного сырья тесно взаимосвязаны. При низкой изученности района в результате решения основной задачи прогноза оцениваются удельные на площадь или объем ресурсы всей суммы углеводородов. При возрастании степени изученности удельные ресурсы нефти и газа должны оцениваться раздельно уже при решении основной задачи. Требования практики к большой детальности результатов - раздельный учет запасов нефти, газа, конденсата, учет низкодебитных и высокодебитных ресурсов, учет ресурсов в залежах различного размера и т.п. - осуществляются решением дополнительных задач прогноза, таких, как прогноз фазовых состояний, прогноз размеров залежей и других, то есть определением структуры ресурсов. Существуют два принципа решения задач количественного прогноза нефтегазоносности: А. Прогноз на основе установления зависимостей между концентрацией ресурсов и геологическими, геофизическими и геохимическими параметрами. Б. Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса освоения ресурсов. Задачи типа "А" решаются с использованием принципа геологической аналогии, предусматривающего вычисление количественных мер сходства между эталонной выборкой и объектом расчета. По особенностям использования общей теоретической модели нефтегазонакопления способы решения задачи прогноза первого типа объединяются в метод сравнительных геологических аналогий, а также объемно-статистический, объемно-балансовый, объемно-генетический методы. Метод сравнительных геологических аналогий (МГА) подразделяется на две группы способов прогнозирования. Первая из них - группа геологических способов. Они отличаются тем, что в них количественно анализируют ограниченное число (4-6) геологогеофизических переменных. Эти способы дают частично зависимые друг от друга результаты. Особенности каждого отражены в их названиях: а) удельных плотностей запасов на единицу площади; б) удельных плотностей запасов на единицу объема. Общность геологических способов метода сравнительных аналогий состоит в применении единой меры сходства эталонного и расчетного участков - так называемого коэффициента аналогии, который учитывает изменения наиболее существенных для каждого способа подсчетных параметров. К группе геологических способов МГА с некоторой условностью можно отнести объемно-статистический и объемно-балансовый методы прогнозной оценки слабоизученных территорий. Они основаны на положении о том, что ресурсы нефти и газа не только генетически, но и пространственно связаны с осадочными породами. Принцип геологической аналогии реализуется в переносе объемной плотности ресурсов углеводородов на объем неметаморфизованного осадочного выполнения, установленной в изученном нефтегазоносном бассейне, который принимается за внешний эталон, на неизученную, но геологически сходную территорию. Как правило, эти методы используются на ранних стадиях геологического прогноза. Вторая группа реализации принципа МГА - способы многомерного математического моделирования. Они используют возможности математического аппарата и компьютерных технологий для обработки больших объемов геолого-геофизической информации и выведения зависимостей между концентрацией ресурсов и параметрами геологической среды. Принцип аналогии здесь реализуется в оценке на эталонной выборке степени долевого участия различных переменных в формировании плотности ресурсов и перенесении его на объекты прогноза в виде коэффициентов уравнений регрессии, факторных нагрузок и т.п. с использованием оценки меры сходства условий нефтегазоносности эталонов и объектов прогноза различными методами (регрессионный анализ, метод распознавания образов и др.). Обособленное положение по отношению к методам геологической аналогии занимает объемно-генетический метод (ОГМ), заключающийся в оценке общего объема УВ, эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ источника генерации, и потерь УВ в процессе их миграции и аккумуляции. Метод использует балансовую модель нефтегазонакопления. Определение количества эмигрировавших УВ - наиболее точная и объективная часть объемно-генетической оценки. Определение же потерь на путях миграции от очага генерации до объекта первичной аккумуляции и при транзите через зоны аккумуляции, а также в результате переформирования и разрушения залежей, вносит определенные погрешности. Наиболее эффективно применение ОГМ для оценки крупных территорий со слабо разведанными ресурсами. Оценка с помощью ОГМ объектов, которым свойственна значительная изменчивость системных характеристик, обусловливает необходимость применения специфических методических приемов, в том числе и выделения расчетных и эталонных участков, то есть сближения с методом сравнительных аналогий. Это все более полно проявляется по мере снижения ранга оцениваемого объекта. Задачи прогноза типа "Б" решаются историко-статистическим методом, который основан на принципах ретроспективного анализа и экстраполяции показателей динамики освоения природных ресурсов УВ. Этот метод дает интегральные оценки ресурсов крупных хорошо изученных объектов. Используются парные зависимости вида: "запасы-время", "добыча-время", "прирост запасов-объем бурения", "добыча-запасы" и т.д. Эти зависимости аппроксимируются линейными или нелинейными моделями. Соответственно различаются линейные и нелинейные способы историко-статистического прогнозирования. В обоих случаях эталонами служат установленные к моменту прогноза ряды динамики показателей освоения ресурсов. Современный количественный прогноз нефтегазоносности должен основываться на одновременном использовании комплекса методов и способов оценки. Целесообразность применения различных методов связана прежде всего со спецификой их результатов. Каждый из описанных методов и способов прогноза с разной детальностью анализирует отдельные стороны общего процесса нефтегазонакопления или освоения ресурсов УВ. Так, объемно-генетический метод подчеркивает генерационный и консервационный потенциалы расчетных участков, историко-статистический - вероятностный характер выявления и исходного распределения скоплений УВ в объектах прогноза и т.п. Оценки прогнозных ресурсов УВ одного и того же геологического объекта разными методами, безусловно, зависят друг от друга в связи с использованием одних и тех же эталонов, некоторых общих подсчетных параметров, схожих моделей прогноза и т.п. Эти зависимости имеют косвенный или опосредованный характер. В то же время качественные и количественные различия используемых данных и аппарата сравнительной геологической аналогии обычно бывают столь велики, что относительно объективный результат прогноза может базироваться только на совокупности оценок, полученных разными методами. Возможность применения того или иного метода определяется исходной информационной базой прогнозирования. На основании вышеизложенного при выборе общей модели, способа и параметров прогнозирования рекомендуется соблюдать следующие основные принципы . использование максимального объема имеющейся информации, соответствие набора моделей и методов этапу изучения, в котором находится исследуемый регион, доказательство действенности модели на материалах "обучения" и "экзамена", оптимизация модели по числу и характеру включаемых параметров, вероятностное представление результатов прогноза. Согласно первому принципу во всех случаях следует отдавать предпочтение тем методам или способам прогнозирования, которые позволяют использовать максимальный объем имеющейся на момент прогноза (геологической, геохимической, геофизической, а также ресурсно-статистической) информации. Согласно второму принципу по мере повышения детальности поисково-разведочных работ следует применять все более развитые модели и методы количественного прогноза нефтегазоносности. Так, например, если на этапе регионального изучения объекта, как правило, используются методы удельных плотностей запасов на единицу площади или объема, объемно-статистический, простейшие математические модули с "внешними" эталонами и т.д., то на этапе поиска и детализации возможно применение также усложненных математических. На завершающих стадиях освоения ресурсов "центр тяжести" прогноза смещается к историко-статистическим методам. Возможность использования все более сложных методов не исключает, а, наоборот, предопределяет необходимость контроля и пополнения их результатов более простыми способами. Согласно третьему принципу действенность любой выбранной модели должна быть доказана на материалах эталонной выборки. В геологических способах метода аналогий и в объемно-генетическом методе, когда число эталонных участков ограничено, для доказательства действенности моделей может применяться "внутренний" прогноз с эталона на эталон. В способах многомерного моделирования и историко-статистическом методе действенность моделей обосновывается оценками достигнутой тесноты связи изучаемых переменных на обучающей выборке, а также ошибками на контроле. Согласно четвертому принципу в способах многомерного математического моделирования оптимальной считается такая модель, которая содержит наименьшее число слабо зависящих друг от друга параметров и дает допустимые погрешности прогноза на всех элементах эталонной выборки. Оптимизация моделей достигается за счет: а) исключения параметров, плохо обеспеченных результатами наблюдений, б) учета парных корреляционных зависимостей между параметрами, в) оценки статистической значимости каждого переменного в модели и включения только наиболее информативных из них, г) факторизации переменных, а также ряде других приемов. Согласно пятому принципу результаты разделения области прогноза на отдельные зоны, различающиеся по плотности прогнозных (или начальных) ресурсов углеводородов, даются в виде интервальных оценок. Для каждой такой зоны с выбранной доверительной вероятностью устанавливаются минимальная, средняя (или медианная) и максимальная оценки. Принципы выделения и требования к эталонным и расчетным участкам Как отмечено выше, принцип сравнительной геологической аналогии является главенствующим в оценке ресурсов углеводородов неисследованных территорий. Суть этой универсальной методологии заключается в двух операциях: а) выделении хорошо изученного нефтегазоносного объекта, принимаемого за эталон, переносе установленной плотности ресурсов УВ с эталона на прогнозируемый (расчетный) участок на основании разработанной процедуры и с учетом необходимых поправок (коэффициентов) на меру геологического сходства (аналогии) эталонного и прогнозируемого участков. Эталонный участок (ЭУ) - объект в геологическом пространстве, выделяемый в объеме нефтегазоносных пород и содержащий (или не содержащий) залежи углеводородов. Необходимым условием выделения эталонного объекта является относительно хорошая его изученность, в первую очередь бурением, и, следовательно, наличие комплекса информативных картируемых геолого-геофизических и геохимических характеристик объекта. Граница эталонного участка проводится между месторождениями или посередине между структурой и месторождением таким образом, чтобы в эталон вошли только изученные территории (месторождения, пустые площади и структуры), а со стороны менее изученных территорий - на среднем расстоянии от месторождений и структур, включенных в эталон. Поэтому площадь эталона существенно зависит от расстояния между объектами, а значит, и от изученности территории геофизическими методами. В реальных условиях зачастую невозможно добиться, чтобы эталон по всему периметру контролировался парами "структура-месторождение". Отдельные участки примыкающих территорий недостаточно исследованы, и на них граница может быть произвольно сдвинута в ту или другую сторону. Поскольку никакие характеристики эталона, кроме площади, при этом не изменяются, одним и тем же параметрам могут быть поставлены в соответствие различные плотности запасов, что обусловлено только неоднозначностью положения границ. Для тех участков, границы которых не контролируются парой "структура- месторождение", нужно проводить границу на таком расстоянии от вошедших в эталон объектов, которое соответствовало бы среднему значению этого расстояния между соседними структурами или месторождениями. Совокупность эталонных объектов должна наиболее полно отражать разнообразие геологических условий в оцениваемом регионе, выраженное в геолого-геофизических и геохимических параметрах эталонов. Последние должны описывать максимальный диапазон их изменчивости в пределах оцениваемого региона, а область определения оценок плотностей запасов должна быть максимальной, чтобы охватить все условия, встречающиеся на подсчетных (оцениваемых) участках. Эталонные объекты в разрезе должны выделяться для каждого объекта оценки прогнозных ресурсов. К таковым относятся нефтегазоносные комплексы и крупные резервуары. Г рани- цы эталонных участков для разных комплексов могут совпадать или не совпадать в плане. Изученность эталонного участка должна обеспечивать возможность надежного определения плотности запасов на эталоне, для определения которых используются: накопленная добыча (суммарных УВ, нефти, жидких УВ, газа и т.д. - в зависимости от того, что оценивается), текущие запасы категорий А, В, С2 и С2 месторождений. Необходимо учитывать, что абсолютно разведанных и изученных эталонов нет, вследствие чего большинство реальных эталонов, как правило, сохраняют ту или иную часть нереализованных прогнозных или перспективных ресурсов. Во-первых, запасы открытых месторождений всегда определены с большей или меньшей погрешностью, во-вторых, разведка территории производится всегда какой-то определенной сетью профилей, скважин, методами с конечной разрешающей способностью, вследствие чего месторождения, меньшие определенного размера, оказываются пропущенными. Поэтому необходимо оценить возможные результаты доразведки и открытия новых залежей, то есть добавить ресурсы категории С3 и Дь Величина добавленных (по сравнению с балансом) на эталоне ресурсов не должна превышать 30 % всех запасов эталона, Д1 не должна превышать 15%. Расчетный (подсчетный) участок (РУ) - элементарный объект оценки неразведанных ресурсов, выделяемый в плане территории в соответствии с масштабностью (уровнем) прогноза. Расчетный участок, как и эталонный, может занимать различное геоструктурное положение (располагаться на вершине свода, на склоне и т.д.), по-разному располагаться относительно непроницаемых барьеров. Положение подсчетного участка предопределяет и характер перераспределения углеводородов. Площадь эталонного участка должна быть соразмерна с площадью расчетного участка. Число типов подсчетных участков определяется исходя из требований практики, полноты использованных моделей, охарактеризованностью различных условий эталонами. Существенные ограничения на размер и форму подсчетных участков накладываются в зависимости от характера распределения в его пределах подсчетных параметров. Обычно, чем больше по площади подсчетный участок, тем больше разброс параметров. Если используемые в количественной формуле параметры независимы и распределены нормально, то увеличение площади не ведет к искажению подсчета. Однако в большинстве реальных случаев это далеко не так: большая или меньшая коррелируемость параметров неизбежна. Г еологические 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: Яэ =0э/3э, Ор=дэ*Бр*кан, где 0э, 0р - ресурсы эталонного и расчетного участков; дэ - плотность ресурсов на единицу площади пород эталонного участка; Бэ Sf, - площади пород эталонного и расчетного участков; кан - 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.), Ти- мано-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". Оэт - сумма всех начальных суммарных ресурсов на эталонном участке включает: запасы нефти, газа (свободного и растворенного) и конденсата категорий А, В, Ci 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 (Оэт) вводится поправка за недоразведанность. Прогнозная оценка ресурсов расчетного участка Qp.y. определяется по формуле : Qp.y. = рэт х Sp.y. 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 нефтегазоносному району или тектоническому элементу 2-го порядка, что и расчетные участки. Однако в отдельных случаях для оценки ресурсов используются и внешние эталоны, особенно на территории Предуральского краевого прогиба, а также экспертные оценки (в этом случае учитываются как HCP 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. 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: Яэ _ Q3/Vэ, Qr _ qэ*Vр*kан5 где: Q^ Qp - ресурсы эталонного и расчетного участков; Яэ - плотность ресурсов на единицу объема пород эталонного участка; Vj, Vp - объемы пород эталонного и расчетного участков; кан - 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. 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. 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. Изучение катагенетической зрелости ОВ материнских пород в основных комплексах отложений осадочного чехла исследуемого объекта. Завершается построением карт катагенетической зрелости ОВ материнских пород. 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 кероге- на, битумоидных и газовых компонентов ОВ на последовательных этапах катагенеза. 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.). 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. 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. 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. 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. 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 ОВ 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. |