Подсчет запасов и оценка ресурсов Лекция 12

Лекция 12

Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов

оцениваются как в локальных объектах (ловушках), так и в нелокализованной

(там где отсутсвуют уже известные ловушки) части участков.

В локальных ловушках оценка прогнозных ресурсов проводится как в под­готовленных к глубокому бурению, так и в выявленных сейсморазведкой объектах.

Ловушка, подготовленная к глубокому бурению, должна быть изучена с детальностью, позволяющей получить ее характеристики и , составить структурные кар­ты каждого оцениваемого нефтегазоносного или нефтегазопер-спективного комплекса (горизонта).

используются при планировании геологоразведочных работ с целью подготовки наиболее перспективных

объектов для проведения площадных геофизических работ (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка и пр.).

Объектами подсчета перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата (категории D0) служат: – подготовленные к глубокому бурению сейсморазведочными методами ловушки, структурного и неструктурного типов на перспективной площади в каждом пласте (горизонте), продуктивность которых установлена на соседних месторождениях, расположенных в одной структурно-фациальной зоне с этими ловушками; еще не вскрытые бурением пласты (горизонты), если их продуктивность установлена на других месторождениях, находящихся c изучаемыми в пределах одной структурно-фациальной зоны.

всего, пересечены только отдельными профилями, т.е. еще до проведения оценки

параметры самой ловушки требует критического отношения.

Прогнозные ресурсы ловушки, в целом, определяются суммой ре­сурсов по всем оцениваемым горизонтам разреза с учетом коэффи­циента достоверности, подсчитанного по каждому горизонту.

Горизонты оценки локальных ловушек выбираются по аналогии с горизонтами в которых выявлены залежи нефти и газа в пределах единого нефтегазоносного района (области).

газа, также, как и подсчет запасов, производится объемным методом, однако

по сравнению с подсчетом запасов большинство параметров подсчета локализованных ресурсов плохо обоснованы и либо принимаются непосредственно по данным сейсморазведки, либо по статистическим зависимостям, либо по аналогии.

Оценку локализованных ресурсов нефти и газа объемным методом проводят в следующей последовательности:
– определение площади прогнозной залежи (исходя из площади, амплитуды и прогнозируемой высоты);
– определение прогнозной толщины пласта или толщи коллектора (исходя из прогнозируемого коэффициенты залежи песчанистости);
– определение прогнозного объема пород-коллекторов, которые могут содержать углеводороды;
– определение средней пористости пород-коллекторов (по аналогии);
– определение средней нефтегазонасыщенности пород-коллекторов (по аналогии);
– приведение объема углеводородов к стандартным условиям.

устанавливаются:

а) наличие объекта (структурной, тектонически-экранированной, стратиграфической, литологической ловушки или

их
совокупности), подготовленного сейсмическими методами, прошедшими апробацию в установленном порядке;

б) форма и размеры ловушки, изученные кондиционной сеткой сейсмических профилей; условия залегания предполагаемых залежей по результатам геолого-геофизических исследований, прошедших апробацию в установленном порядке;

в) наличие пластов-коллекторов, их толщины и фильтрационно-емкостные свойства, а также наличие покрышек — на основании структурно-фациального анализа, опирающегося на данные глубокого бурения на объектах-аналогах;

и фильтрационно-емкостные свойства, а также наличие покрышек — на основании

структурно-фациального анализа, опирающегося на данные глубокого бурения на объектах-аналогах;

д) коэффициенты заполнения ловушек нефтью или газом — по аналогии с изученными месторождениями на основании анализа условий формирования углеводородов нефтяных и газовых залежей в пределах данной структурно-фациальной зоны данного нефтегазоносного района;


е) состав и свойства углеводородов — по аналогии с данными по залежам сходного строения в тех же пластах, открытых месторождений данного нефтегазоносного района;

контролирующих возможную площадь нефтегазоносности, которые определяются путем анализа геолого-структурных условий,

закономерностей изменения положения контактов того же пласта в соседних залежах или с учетом коэффициентов заполнения ловушек этих залежей на основе известных закономерностей их формирования в пределах данного нефтегазоносного района;

з) коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата аналогии с изученными залежами в тех же пластах месторождений данного нефтегазоносного района.

(категория Dл) — оцениваются в возможно продуктивных пластах в ловушках,

выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной и предполагаемой промышленной нефтегазоносностью.

определения нефтененасыщенных толщин при оценке локализованных ресурсов является статистический способ,

который применим при достаточно большой разбуренности локальных объектов в пределах НГО и имеющихся данных о таких показателях как коэффициент песчанистости и коэффициент расчлененности при выявленных связях с высотой и альтитудой структур. Крайне важно при этом использовать корректные данные, относимые к соответствующему комплексу.

значение эффективной нефте(газо)насыщенной толщины пласта должно определяться с учетом соотношения,

установленного в аналогичных отложениях доли коллекторов (песчанистости) к высоте залежи. Необходимость применения коэффициента заполнения ловушек рекомендована ГКЗ с целью исключения возможности завышения ресурсов. Учет этого коэффициента при подсчете перспективных ресурсов нефти и газа также определяется Методическими рекомендациями по применению действующей Классификации запасов.

оценки ресурсов нефти и газа на территориях нефтегазоносных провинций используются

несколько методов применяемых на разных этапах изученности.
Все они, так или иначе, базируются на принципе сравнения неизученных частей регионов с изученными, т.е. на принципе аналогий.

Основными методами являются - объемно-генетический, объемно-статистический и метод геологических аналогий.

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.

геологической аналогии, предусматривающего вычисление количественных мер сходства между эталонной выборкой

и объектом расчета. По особенностям использования общей теоретической модели нефтегазонакопления среди способов решения задачи прогноза первого типа выделяются:
- метод сравнительных геологических аналогий;
- объемно-статистический метод;
- объемно-балансовый метод;
-объемно-генетический метод
Примером метода в рамках подхода «Б» является историко-статистический.

и газа. Прогнозные ресурсы углеводородов определяются на основе количественного моделирования

всего комплекса природных процессов: генерации, эмиграции и аккумуляции УВ.

их развития (состав ОВ, степень метаморфизма, термическая история и др.),

в определении наиболее оптимальных для нефтегазогенерации областей (очаги нефтегазогенерации), оценка путевых потерь от очагов генерации к зонам нефтегазонакопления (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).

количества образующихся жидких и газообразных УВ состоит из нескольких этапов:

- реконструкции катагенетической эволюции НГБ; - изучения типа, содержания и распределения ОВ в основных нефтегазогенерирующих комплексах бассейна;
- проведения на основе этих данных с учетом соответствующих коэффициентов генерации расчетов масштабов образования УВ. 

общая потеря массы ОВ в процентах на начальную стадию катагенеза

(В.А. Успенский, 1952-1975). 

смешанного и сапропелевого ОВ.
Приведенная в таблице величина пересчетного коэффициента принимается

на основании аналитических и экспериментальных данных о некарбонатном углероде (данные В.А. Успенского, 1975). 

ОВ по этапам катагенеза. Необходимы конкретные сведения о типе и

содержании ОВ для конкретных отложений на современном этапе.
Для приведения этих данных к соответствующему этапу катагенеза используются сведения о потере массы ОВ в процессе катагенеза. В связи с тем, что аналитические данные свидетельствуют о содержании только некарбонатного углерода (Снк, Сорг), для реконструкции массы ОВ пород принимаются коэффициенты пересчета Сорг на ОВ соответствующего типа и стадии катагенеза.

и газообразных углеводородов по этапам катагенеза. Общая формула для расчета

масштабов генерации от начала катагенеза до данной стадии имеет вид:


где
- Qгн – масштабы генерации газа и нефти, трлн. м3; млрд. т;
V – объем нефтегазоматеринских глинистых пород, см3; d – их плотность, г/см3;
γ,β – коэффициенты генерации газообразных и жидких углеводородов;

граммах на 1 кг нефтегазоматеринской породы;
τ – поправка, учитывающая

тектонодинамические условия и корректирующая соответствие масштабов газо- или нефтеобразования в осадочнопородном бассейне с экспериментальными и фактическими данными, равная для жидких УВ 0,1 для газообразных – 0,05.
Все данные берутся для соответствующих этапов катагенеза ОВ и приводятся к одной размерности.

Рогозиной, В.А. Успенского (1974), для нефти – по данным С.Г.

Неручева и др. (1975) и приведены в таблице

анализ, по существу является модификацией объемно-генетического метода.

Он базируется на алгоритмах

количественных балансовых моделей, разработанных для нефте- и газообразования и кинетических моделях, позволяющих оценить периоды активации главных зон генерации для разных углеводородных компонентов.

экспериментально подверждаемые функциональные зависимости, базирующиеся на физических и химических процессах

преобразования органического вещества под воздействием температур и давлений (для этапов до генерации, собственно генерации и начала эмиграции из пласта), так и принимаемые без теоретического обоснования (на базе подбора и сравнения оценок) показатели характеризующие собственно миграцию, аккумуляцию и сохранность УВ

и др.) «Методических указаний по количественной оценке ресурсов … ,

1983» определение коэффициента эмиграции, особенно для газа и коэффициента аккумуляции для газа и нефти (определяющие искомые прогнозные ресурсы) превращает метод в нечто неопределенное.
Еще большую неопределенность представляет собой оценка возможности сохранности аккумулированных УВ.

ресурсов;
значительные амплитуды колебаний абсолютных значений подсчетных коэффициентов генерации, эмиграции

и аккумуляции приводят к большой условности результатов этого метода и, по сути, к невозможности выделения наиболее перспективных зональных объектов

представляет собой качественный метод и характеризует бассейн скорее по принципу

«много-мало» или «больше-меньше».
Однако, некоторые существующие балансовые оценки ресурсов нефти и газа, установленные в малоизученных регионах ОПБ России (например, Лено-Тунгусская НГП - Сибирская платформа, НГБ Дальнего Востока ) получены целиком на основе рассматриваемого метода.

и площадных) хорошо изученных территорий с той или иной малоизученной

территорией. 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.

на уровне отдельных тектонотипов (В.С. Лазарев, 1989, В.В. Забалуев, 1992

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.

СНИИГГиМС) считали, что основным показателем при таких сравнениях должен быть

объем осадочных пород, независимо от возраста и тектонотипа и условий сохранности сравниваемых территорий.
Такой подход обуславливает сильный разброс получаемых оценок.

статье «Ошибочность использования объемов осадочного чехла для оценок нефтегазовых ресурсов»

отмечал: «использование величин объема пород в сочетании лишь с величинами средних удельных запасов углеводородов, 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».

(1989) «Метод наислабейшего звена». Он пригоден для количественной оценки плотностей

ресурсов для объектов с размерностью НГО (нефтегазоносная область).
В качестве показателей применяются предельно обобщенные критерии, определяющие генерацию, миграцию и аккумуляцию углеводородов:
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).

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.

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)».

СНИИГГиМС) считали, что основным показателем при таких сравнениях должен быть

объем осадочных пород, независимо от возраста и тектонотипа и условий сохранности сравниваемых территорий.
Такой подход обуславливает сильный разброс получаемых оценок.

- эталонных выборок – соответствии тектонических, литологических, возрастных и других

характеристик сравниваемых объектов;
Следует отметить также, что результаты даже самых корректных внешних аналогий предельно усреднены и, вряд ли они точнее объемно-генетических оценок, и соответственно их результаты также следует рассматривать по формуле «много-мало» и «больше-меньше».

НГП, то этот метод более предпочтительный чем объемно-генетический при крайне

низкой изученности, но уступает ОГМ при изученности завершающей стадии региональных работ и оба метода не обеспечивают решение задач количественной оценки на более изученных чем региональный этап территориях.

объединяющих несколько продуктивных и непродуктивных, но разбуренных структур – эталонных

участков – с близлежащими, сходными по литологии, тектоническому положению и условиям сохранности площадями.

главных характеристиках
объекта сравнения.