Историко-статистический метод

Впервые в нефтяной геологии историко-статистический метод оценки перспектив (прогноз конкретного участка, территории и т.п.) был предложен в 60-х годах прошлого столетия М. Хуббертом. Метод получил довольно широкое распространение в США и на западе, практически не использовался в СССР и не используется в России [27].

Суть метода заключается в сборе информации по конкретному региону о годовой и накопленной добыче, удельному приросту запасов, экономических показателях и т.п., которая после статистической обработки экстраполируется в будущее в соответствии с вероятностными законами. Доказано, что для каждого региона, района, месторождения, залежи можно составить модель динамики накопленной добычи, начальных и текущих разведанных запасов. В соответствии с этим, М. Хубберт предложил проводить одновременный анализ трех зависимостей: изменения во времени накопленной добычи, текущих доказанных запасов, начальных доказанных запасов. По мнению Т.П.Кравченко [12], «метод М. Хубберта, …, несомненно является прекрасным способом прогноза запасов, но, как любой метод, он имеет свои ограничения». Используя этот метод можно дать анализ превышения текущих доказанных запасов над добычей (кратность запасов). Следует отметить, что данный метод хорошо зарекомендовал себя для тех объектов, где пик добычи уже пройден.

Наиболее интересным является применение метода М. Хубберта для прогноза кратности запасов для отдельных компаний и даже государств. В качестве примера можно привести выдержки из Т.П.Кравченко: «… компании развитых капиталистических стран имеют 10 – 12- кратные запасы нефти (Exxon Mobil Corp., Chevron Texaco – 12, Royal Dutch/Shell? British Petroleum, TotalFinaElf – 10) и 11 – 17 – кратные запасы газа; российские – преимущественно 24 – 34 нефти (выделяются Роснефть – 64 и ТНК – 51, у них небольшая по сравнению с остальными добыча, поэтому велика кратность) и 20 – 57 газа (выделяются Роснефть - 184 и ТНК – 85), страны Ближнего и Среднего Востока – 74 – 155 нефти и 105 (Saudi Arabian Oil Co.) – 541 (Catar General Petroleum Corp.) газа; Африки и Латинской Америки – от 18 (Petroleo Brasileiro SA) до 66 (Petroleos de Venesuela SA) нефти и 17 (Petroleos Mexicanos) – 120 (Petroleos de Venesuela SA) газа…

В среднем по миру обеспеченность текущей добычи нефти доказанными запасами составила в 2000 году 40 крат, для развитых капиталистических стран – 9 (Норвегия – 6, США – 10), для развивающихся стран – 60 (Кувейт – 144, Индонезия – 16), для стран с плановой и переходной экономикой – 41 (Китай - 28). Обеспеченность доказанными запасами газа в среднем по миру составляла в 2000 году 50 крат, для развитых капиталистических стран – 10 (Великобритания, США – 7, Нидерланды – 24), для развивающихся стран – 83 (Аргентина – 17, Катар – 446, Иран – 213, Нигерия – 130, Саудовская Аравия – 86), для стран с плановой и переходной экономикой – 73 (Россия – 80, Китай – 51)».

Метод объемно-генетический

Объемно-генетический метод также как и метод сравнительных геологических аналогий появился во второй половине XX столетия. Следует отметить, что метод постоянно совершенствовался (С. Г. Неручев, А. А. Бакиров, Н. Б. Вассоевич, В. С. Вышемирский, М. Ф. Двали, С. П. Максимов, М. Ф. Мирчинк, И. И. Нестеров, А. Э. Конторович, В. И. Шпильман, В. А. Соколов, А. А. Трофимук В. В. Потеряева и др.). Следует заметить, что, несмотря на большой интерес, проявленный к разработке этого метода ведущими российскими учеными, даже в 90-х годах прошлого столетия отношение к нему было неоднозначное. Так, по мнению В.И.Ларина (1991), этот метод мог дать лишь подтверждение качественной оценки территории на присутствие УВ и не мог претендовать на метод количественной оценки.

Оценка общего нефтегазового потенциала осадочных толщ основана [15] на утверждении универсальности процессов нефтегазообразования в осадочной оболочке Земли. Таким образом, для определения количественной величины прогнозных ресурсов объемно-генетическим методом проводится сложный подсчет основных параметров осадочных толщ: условия накопления ОВ и осадка.

Одна из первых количественных оценок по этому методу была предложена И. И. Нестеровым и В. В. Потеряевой [21]. Ими были выделены четыре группы бассейнов, различающиеся величинами средних объемных скоростей осадконакопления и объемами геологических запасов УВ. Связь величины углеводородного потенциала (Q) осадочных толщ бассейна со средней объемной скоростью осадконакопления (W) определялась предложенной ими формулой: lgQ=1,613lgW+2,823. , где: Q – ресурсы УВ, млн.т; V – средняя объемная скорость = MS/t (M – средневзвешенная по площади мощность осадочного чехла, км; S – площадь бассейна, км²; t – время формирования осадочного бассейна, млн.лет).

В первой группе седиментационных бассейнов, связанных главным образом с крупными платформенными областями, выполненными мощными толщами палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, с высокой объемной скоростью осадконакопления (> 14 тыс.км³/млн. лет), величина удельных запасов УВ, содержащихся в 1 км³ осадочных пород составляет более 14 тыс.т/км³. Во второй группе сравнительно крупных бассейнов, где темпы осадконакопления характеризуются объемной скоростью от 4 до 14 тыс.км³/млн. лет и величиной удельных запасов УВ, содержащихся в 1 км³, 8-14 тыс.т/км³. Третью группу представляют бассейны со средней объемной скоростью осадконакопления: 1,5-4 тыс.км³/млн.лет и с величиной удельных запасов УВ в пределах: 3-8 тыс.т/км³. В четвертую группу входят небольшие бассейны со средней скоростью осадконакопления менее 1,5 тыс.км³/млн.лет, с величиной удельных запасов УВ: менее 3 тыс.т/км³.

Методика применения объемно-генетических построений постоянно совершенствовалась. Наряду с совершенствованием определения как объемных, так и генетических показателей в расчеты привлекались и другие параметры: концентрация и дисперсность ОВ, условия образования из ОВ углеводородов под воздействием тепловых процессов, условия эмиграции углеводородов из нефтематеринских толщ в породы-коллекторы, условия определяющие объем углеводородов мигрирующих по породам–коллекторам в залежи и т.п.

В качестве примера можно привести предложенную А.Э.Конторовичем формулу подсчета запасов осадочного бассейна [10]:

Q=q_эм*К_ак*S,

где: К_ак – коэффициент аккумуляции, который определяется по формуле:

К_ак =q_эм/q_мест, где: q_мест- удельная масса УВ на площади принятого за эталон месторождения, а рассчитывается по следующей формуле:

ln(1+ ),

где: - удельная масса эмигрировавших УВ; L – мощность; p – плотность глин; S – площадь; β – содержание битумоида; γ,α,b – коэффициенты зависимостей от мощности пласта и определяемые по лабораторным анализам, γ_эм = γ-2% (на потери легких фракций).

Для выполнения подсчета строятся карты изопахит глинистых материнских толщ, карты равного содержания битумоидов в породе, приводятся прочие вспомогательные материалы.

Следует отметить, что в настоящее время этот метод интенсивно развивается, вовлекая в качественно-количественную оценку использование все большего числа параметров, определение которых не вызывает неоднозначного толкования. Для определения количества генерируемой из ОВ нефти рассматриваются обстановки седиментации, тип ОВ, распределение ОВ в пределах изучаемого комплекса пород, уровень катагенеза, температурный градиент, время (в млн.лет), глубину залегания и т.д. Учитывается даже фактор интенсивности тектонических движений. На завершающем этапе расчетов рассматриваются вопросы эмиграции и миграции УВ. В результате для каждого нефтегазового комплекса отстраиваются карты удельных плотностей ресурсов.

В качестве апробации используются эталонные участки, хорошо изученные с подсчитанными запасами, которые располагаются в пределах изучаемых нефтегазовых комплексов.

В связи с широким использованием в последние годы компьютерной техники широко применяется комбинирование вышеприведенных методов. Разрабатываются соответствующие программы использующие комплекс различных показателей: геологических, статистических, экономических и т.д. Данные модели (иногда называемые факторные) могут охватывать бассейн, ряд бассейнов, другие структурно-тектонические элементы.

В качестве примера, можно привести описание факторной модели, разработанной в компании «Стандарт Ойл оф Калифорния» [12]: «… модель … имеет в своей основе удельные запасы на кубический километр осадочных пород. В программе этот показатель рассматривается не среднестатистически, а как функция от таких факторов, как коллекторы (К), ловушки (Л), нефтегазоматеринские породы (МП) и миграция (М). Всем этим факторам придается количественная форма, количественные характеристики устанавливаются эмпирически на основе изучения бассейна. Удельные запасы нефти q(т/км³) определяются из уравнения:

q = К * Л * МП * М,

где: К – отношение объема природных резервуаров (коллекторов, обладающих флюидоупорами) к объему осадочного чехла бассейна, доли единиц; Л – отношение суммарной емкости ловушек к объему природных резервуаров, доли единиц; МП – отношение количества нефти, генерированной нефтегазоматеринскими породами, к общей емкости (объему) ловушек, т/км³, М – отношение количества нефти, аккумулировавшейся в ловушках, к количеству нефти, генерированному нефтегазоматеринскими породами, доли единиц».

В дополнение к вышеизложенному можно отметить, что оценка ресурсов всегда имеет определенный диапазон неопределенности. В новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (2005 г.) в п.14 отмечено, что при подсчете запасов и оценке ресурсов вероятностным методом могут определяться следующие границы: минимальная (Р90) – подтверждается с вероятностью 0,9, оптимальная или базовая (Р50) – подтверждается с вероятностью 0,5, максимальная (Р10) – подтверждается с вероятностью 0,1.

В 70-80-е годы прошлого столетия было установлено, что распределение залежей по величине запасов имеет однотипную математическую зависимость для каждого конкретного бассейна. Иными словами: все выявленные и невыявленные залежи в бассейне образуют единую генеральную совокупность. Это означает, что, зная количественную оценку начальных суммарных ресурсов углеводородов конкретного бассейна, а также количество здесь добытого и разведанного УВ-сырья, мы можем дать прогноз не только невыявленным ресурсам в целом, но и наличию в этом бассейне конкретных по величине и по количеству залежей.

Изучению этой зависимости (по так называемому распределению Парето) посвящены исследования А. Э. Конторовича, В. И. Демина, В. Р. Лившица, Н. А. Крылова, Ю. Н. Батурина и др. При этом, для описания этой зависимости предлагалось несколько аналитических формулировок.

В.Р.Лившиц [24] резюмирует: Закон распределения месторождений нефти и газа по величине запасов был установлен в результате многолетних исследований А. Э .Конторовича и В .И. Демина, проводившихся ими в рамках решения общей задачи количественного прогноза нефтегазоносности слабоизученных территорий. В соответствии с этим законом, величины запасов скоплений углеводородов (УВ) в нефтегазоносном бассейне (НГБ) подчиняются вероятностному закону – усеченному распределению Парето, имеющему вид

где Q – начальные геологические ресурсы УВ НГБ; в дальнейшем примем, что эта величина известна заранее и определена на основании всего комплекса геолого-геохимической информации (иными словами – начальные суммарные ресурсы). - левая граница области определения функции , минимальная величина скопления УВ, при котором оно может еще считаться промышленно значимым; эта величина выбирается из экономических соображений. - параметры распределения, которые в рамках принятой модели предполагаются неизвестными, неслучайными величинами. Одному из методов оценки этих параметров и посвящена статья из которой приведена вышеизложенная выписка.

6.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакоплений(объекты исследования – нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления)

Основными задачами стадии являются:

1.Выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами, основных закономерностей распространения свойств пород коллекторов и флюидоупоров и изменения их свойств.

2.Уточнение нефтегазогеологического районирования.

3.Количественная оценка перспектив нефтегазоносности.

4.Выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ.

Типовой комплекс работ: тот же, что и на стадии прогноза, только с укрупнением масштаба исследования до 1:100000, 1:25000.

На стадии оценки зон нефтегазонакопления по результатам проведения работ и обобщения материалов составляются отчеты (годовые и окончательные) о геологических результатах и оценке ресурсов категорий Д₂ и частично Д₃. В окончательном отчете обосновывается выбор районов проведения работ следующего этапа и устанавливается очередность проведения на них поисковых работ.

К отчетам прилагаются следующие основные графические документы:

- обзорная карта;

- карта геолого-геофизической изученности;

- карта тектонического районирования;

- схема расположения профилей и скважин (карта фактического материала) на геологической и структурной основе;

- геолого-геофизические разрезы скважин с выделением нефтегазоперспективных и нефтегазоносных комплексов и с результатами испытания;

- корелляционные схемы разрезов скважин, нефтегазоносных и перспективных комплексов, горизонтов и пластов с результатами их испытания;

- опорные геологические разрезы, сейсмогеологические, временные и другие разрезы, проходящие через параметрические скважины;

- структурные карты по основным структурным этажам и ярусам;

- литолого-фациальные карты и палеосхемы перспективных комплексов и горизонтов;

- карта важнейших критериев нефтегазоносности основных комплексов;

- карта нефтегазогеологического районирования;

- подсчетные планы нефтегазоносных комплексов с выделением эталонных и расчетных участков и границами развития нефтегазоносных комплексов;

- карты перспектив нефтегазоносности и распределения плотности прогнозных ресурсов нефти и газа категорий Д₃ и Д₂.

Как видно, перечень графических документов прилагаемых к окончательным отчетам по результатам работ второй стадии регионального этапа практически повторяет, в отдельных случаях, дополняет перечень документов характеризующих геологоразведочные работы первой стадии, только с большей детальностью.

Жесткое соблюдение стадийности работ, как правило, не выдерживается. Сегодня, практически все регионы в той или иной степени изучены и выход на новые территории обычно связан с необходимостью доизучения фланговых частей нефтегазоносных бассейнов или их глубоких горизонтов. Региональный этап геологоразведочных работ предшествует поисково-оценочному этапу и, поэтому продолжается до тех пор, пока есть предпосылки для находок новых нефтегазоносных зон или новых этажей поиска.

Проектирование работ регионального этапа (любой стадии) определяется достигнутой изученностью и сложностью геологического строения региона.

В совсем неизученных районах региональные работы первой и второй стадии последовательно сменяют друг друга во времени. В регионах со слабой изученностью глубинного строения (большинство перспективных регионов) основные объемы работ распределяются на решение задач второй стадии. В хорошо изученных регионах (примером может служить Волго-Уральская нефтегазоносная провинция) региональные работы или не проводятся или проводятся в очень малом объеме. В последнем случае они направлены на выявление зон нефтегазонакоплений на больших глубинах, или на выявление объектов неантиклинального типа.

Сложность геологического строения исследуемого региона определяется однозначностью или многовариантностью построений структурных планов по данным, полученным в результате проведенных сейсморазведочных работ. В регионах простого строения структурные планы верхних горизонтов повторяют в какой-то мере структурные планы нижележащих горизонтов. Здесь дизъюнктивные нарушения практически не проявлены, или играют очень незначительную роль.

Характерным примером такого строения являются отдельные районы Западно-Сибирской нефтегазовой провинции. В регионах со сложным строением (примером может служить район сочленения Русской плиты с Предуральским прогибом) не совпадают структурные планы двух и более комплексов, интенсивно проявлена дизъюнктивная тектоника, сейсмические разрезы слабо отражают малоамплитудные структуры и рифовые постройки. В регионах весьма сложного строения все вышеперечисленные характеристики разреза могут быть усложнены широко проявленными диапировыми телами, надвиговыми структурами и т.д.

Зачастую работы регионального этапа в нефтегазоносных районах ведутся параллельно с поисково-оценочными и разведочными работами.

Работы регионального этапа проводятся в соответствии с Федеральной Целевой Программой (ФЦП) за счет госбюджета. Объекты региональных работ (утвержденные в рамках долгосрочной ФЦП) ежегодно выносятся на рассмотрение территориальными подразделениями на НТС Роснедра, где по заключению специалистов отраслевого института (ВНИГНИ), определяется приоритет того или иного объекта. После утверждения НТС Роснедра годовой Программы геологического изучения недр за счет госбюджетных средств проводится конкурс на получение госзаказа среди организаций, желающих принять участие в проведении геологоразведочных работ. Как правило, это сервисные подразделения крупных вертикально интегрированных компаний (ВИК) или специализированные геологоразведочные организации различной формы собственности.

Многолетня практика производства региональных исследований позволила определить средние удельные затраты на их производство. Первоначально в неизученном районе эти затраты достигают 100%. При продолжении работ доля затрат на региональные работы со временем уменьшается. После освоения более чем 50% начальных суммарных ресурсов, эти затраты, в зависимости от региона, составляют не более 4-5% от общих затрат на его геологическое изучение.

В новых условиях недропользования финансирование геологоразведочных работ, особенно регионального этапа, играет определяющую роль в динамике их развития. В настоящее время производство региональных работ обеих стадий финансируется как за счет федерального бюджета (в основном), так и за счет средств недропользователей (в незначительном объеме). Финансирование геологоразведочных работ за счет бюджетных средств субъектов федерации прекращено с 2004 г.

В настоящее время в России очень редко можно встретить территорию не затронутую, в той или иной степени, региональными работами первой стадии. Поэтому в практике производства региональных геологоразведочных работ все вопросы их производства определяются, в основном, задачами второй стадии. Эта стадия регионального этапа изучения регионов, перспективы которых определены работами первой стадии, осуществляется по всему разрезу осадочного чехла. В отличие от работ первой стадии, где достаточна редкая сеть региональных сейсморазведочных профилей, на второй стадии появляется уже такое понятие как «плотность сети сейсмических наблюдений» и «плотность параметрического бурения». В целом, в задачи региональных геологоразведочных работ второй стадии входит изучение недр на больших глубинах, выявление перспектив зон неструктурного типа. Характерным примером этого направления может служить изучение палеозойского фундамента в Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, изучение поднадвиговых структур передовых складок Урала. Как правило, таким работам предшествуют тематические работы по обобщению всей геологической информации: региональные сейсморазведочные профили, опорные, параметрические и поисковые скважины в данном регионе.

Как видно из вышеизложенного, для решения задач регионального этапа применяются определенные виды геологоразведочных работ, рациональный комплекс которых определен конкретными задачами каждой стадии.

Основой, с которой начинаются все геологоразведочные работы, является изучение уже имеющейся информации по региону, а также работа с материалами фото-, аэро-, космосъемок.

Дата добавления: 2014-10-10; просмотров: 541; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!