28-39

28. Подсчет запасов газа, растворенного в нефти.

Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти Q_г.0^геол, при любом режиме нефтяной залежи рассчитываются по уравнению

Qг.0^геол = Qн.0^геол × r0

где Q_н.0^геол – начальные геологические запасы нефти, тыс. т;

r₀ – начальное газосодержание нефти, м³/т.

На величину начальных извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти Q_г.0^извл, оказывает влияние режим нефтяной залежи.

В условиях упругого, упруговодонапорного и водонапорного режимов пластовое давление в процессе разработки превышает давление насыщения, поэтому газосодержание нефти остается постоянным. В этом случае начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются из выражения

Qг.0^извл = Qн.0^извл × r0

где Q_н.0^извл – начальные извлекаемые запасы нефти.

Если залежь работает в условиях режима растворенного газа, газонапорного или смешанных режимов, когда пластовое давление ниже давления насыщения, начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле, выведенной из уравнения материального баланса

Qг.0^извл = Qг.0^геол - Qг^ни

где Q_г^ни – неизвлекаемые запасы газа, растворенного в нефти.

Qг^ни = Q1 + Q2 + Q3

где Q₁ – объем свободного газа в порах, освобожденных извлекаемой нефтью;

Q₂ – объем свободного газа в порах, освобожденных за счет усадки нефти;

Q₃ – объем газа, растворенного в неизвлекаемой нефти.

Объем свободного газа в порах, освобожденных извлекаемой нефтью, равен

Q1 = Qн.0^извл × b0 × (Рк × αк / Рст) × Кt

где b₀ – начальный объемный коэффициент нефти;

Р_к – конечное пластовое давление в залежи, принимаемое равным 1 МПа;

α_к - поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сверхсжима­емости реальных газов Z_к при давлении Р_к :

α_ост = 1 / Z_к;

Р_ст - давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа;

К_t – термический коэффициент.

Объем свободного газа в порах, освобожденных за счет усадки нефти, рассчитывают по формуле

Q2 = Qн^ни × (b0 – bк) × (Рк × αк / Рст) × Кt

где Q_н^ни – неизвлекаемые запасы нефти;

b_к – объемный коэффициент нефти при давлении Р_к.

Объем газа, растворенного в неизвлекаемой нефти, составляет

Q3 = Qн^ни × rк

где r_к – газосодержание нефти при давлении Р_к.

В практике нередко пользуются упрощенной формулой М.А.Жданова

Q_г.0^извл = Q_н.0^извл × r₀ + Q_н^ни × (r₀ – r_к) - Q_н.0^извл × b₀ × (Р_к × α_к / Р_ст)

29. Подсчет запасов конденсата.

При подсчете запасов конденсата учитывают только стабильный конденсат, состоящий из пентанов и вышекипяших углеводородов (С₅Н₁₂+ высш.).сепарации(кi), дегазации(k_a), дебутанизации(к_б), и дебутанизированном конденсате(к_в)

Ki+Ка+Kб+Кв = Пк

Начальные геологические запасы конденсата рассчитывают по формуле

Qк.0 = Qг.0 × П0

где Q_к.0 – начальные геологические запасы конденсата, тыс. т;

Q_г.0 – начальные геологические запасы свободного газа, млрд. м³;

П₀ – начальное потенциальное содержание стабильного конденсата в свободном газе, г/м³.

30. Подсчет перспективных ресурсов углеводородного сырья проводится на стадии подготовки объектов к поисково-оценочному бурению. Согласно действующим инструктивным документам, она проводится исключительно объемным методом.

Количественно геологические ресурсы нефти (1) и свободного газа (2) рассчитывают по формулам, аналогичным применяемым для подсчета запасов:

Qн = F × h × kп × kн × σн × θ				(1)
Vг = F × h × kп × kг × kр × kt × 103				(2)
где	Qн	-	геологические запасы нефти, тыс. т;
	Vг	-	геологические запасы газа, млн. м3;
	F	-	площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности (газоносности), тыс. м2;
	h	-	вертикальная эффективная нефте- или газонасыщенная толщина пласта, м;
	kп	-	коэффициент открытой пористости, доли единицы;
	kн. kг	-	коэффициенты нефте- и газонасыщенности, доли единицы;
	σн	-	плотность нефти в стандартных условиях, т/м3;
	θ	-	пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:
θ = 1/bн
где	bн	-	объемный коэффициент пластовой нефти.
	kр, kt	-	барический и термический коэффициенты, позволяющие привести объем свободного газа, содержащегося в залежи, к стандартным условиям:
kр = (Р0 * α0 – Рост * αост) / Рст
где	Р0	-	среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;
	α0	-	поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сверхсжимаемости газа Z0 при давлении Р0 : α0 = 1 / Z0;
	Рост	-	среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, при устьевом давлении эксплуатационных скважин, равном 0,1 МПа;
	αост	-	поправка, обратно пропорциональная коэффициенту сверхсжимаемости газа Zост при давлении Рост : αост = 1 / Zост;;
	Рст	-	давление при стандартных условиях, равное 0,1 МПа.
Kt = (Т0 + tст) / (Т0 + tпл) = 293 / (273 + tпл)
где	tпл	-	пластовая температура, оС.

Отметим, что, в отличие от подсчета разведанных запасов нефти и газа по категориям А, В и С1, все параметры, входящие в уравнения (1) и (2), неизвестны.

Вполне очевидно, что площадь предполагаемой залежи является основным параметром, в значительной степени определяющим достоверность оценки ресурсов. Для ее определения используют структурные карты, построенные, как правило, по результатам сейсморазведочных работ, выполненных в процессе подготовки перспективного объекта к поисково-оценочному бурению. Эти карты должны быть составлены по каждому возможно продуктивному горизонту.

Известно, что площадь залежи зависит от пространственного положения водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контактов. Определение ее непосредственно по структурным картам, построенным по данным геофизических работ, проводится в тех случаях, если:

- объект подготовлен на уровне возможно продуктивного пласта, т.е. кровля или подошва продуктивного пласта совпадают с отражающим горизонтом;

- возможно продуктивный пласт в пределах зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) не претерпевает выклинивания или литолого-фациального замещения на полную мощность;

- в пределах ЗНГН установлено закономерное изменение абсолютных отметок ВНК (ГВК).

В случае соблюдения этих условий для ЗНГН составляется схема изменения абсолютных отметок газожидкостных контактов. По этой схеме в точке, соответствующей наиболее высокой отметке перспективного объекта, путем интерполяции определяют абсолютную отметку ВНК (ГВК). Затем внешний контур нефтегазоносности наносят на структурную карту и непосредственно по ней измеряют площадь ожидаемой залежи.

В этих же условиях величина эффективной нефте(газо)насыщенной толщины зависит от типа природного резервуара. Если перспективный объект расположен в ЗНГН, где доказано развитие залежей пластового сводового типа, то эффективная нефте(газо)насыщенная толщина определяется посредством интерполяции между средними значениями этого параметра по соседним с перспективным объектом залежам.

Для природного резервуара массивного типа среднее значение эффективной нефте(газо)насыщенной толщины должно определяться с учетом соотношения R = hср / F соседних залежей путем интерполяции этого параметра на исследуемый перспективный объект.

В тех случаях, когда перспективный объект подготовлен по отражающему горизонту, не совпадающему с кровлей (подошвой) возможно продуктивного пласта, в пределах ЗНГН расположены как продуктивные, так и «пустые» ловушки, а в разведанных залежах отмечается выклинивание и литолого-фациальное замещение коллектора, определение пространственного положения внешнего контура нефте(газо)носности осуществляют

- по среднему для данной ЗНГН значению линейного (kз.л.) или объемного (kз.о.) коэффициента заполнения ловушки

kз.л. = Н /А

kз.о. = F × H / S × А

где Н – высота залежи, м,

А – амплитуда ловушки структурного класса, м,

F – площадь залежи, км2,

S – площадь ловушки структурного класса, км2;

- с использованием зависимости

Гвнк (гвк) = f (Гл)

где Гвнк (гвк) – абсолютная отметка ВНК (ГВК), м;

Гл – абсолютная отметка свода ловушки, м.

Эту зависимость рассчитывают для изучаемых ЗНГН или нефтегазоносного района. Исследования показывают, что предлагаемая зависимость описывается уравнением прямой вида y = ax + b с весьма высокими значениями коэффициента корреляции.

Эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта для любого типа природного резервуара рассчитывается по формуле:

n

h = F * Σ hi / Fi

i=1

Коэффициенты открытой пористости, нефте(газо)насыщенности, плотность и объемный коэффициент нефти для оценки перспективных ресурсов нефти, а также начальное пластовое давление для оценки перспективных ресурсов свободного газа устанавливают в соответствии с региональным изменением этих параметров по выявленным залежам. Для этого целесообразно составлять карты изменения указанных параметров в пределах ЗНГН.

В зависимости от расположения перспективных объектов относительно выявленных залежей средние значения параметров устанавливают путем интерполяции или экстраполяции.

Расчет термического и барического коэффициентов для определения объема свободного газа ведется на основе карт изотерм и изобар, составленных для ЗНГН по данным выявленных залежей.

35. Этот способ применяется для оценки прогнозных ресурсов территорий, в разрезах которых развиты ловушки исключительно структурного класса.

Расчет ведут по формуле

Q_р = σ_эт × N_p × k_д × k_ан

где σ_эт – среднее количество запасов УВ, приходящихся на 1 ловушку эталонного участка, т или 10³ м³;

σ_эт = (ΣQ + Q_г^А÷С2 + Q_г ^D1 × k_д) / N_эт

N_p – число подготовленных, выявленных и предполагаемых структурных ловушек на расчетном участке;

N_эт – число ловушек структурного класса на эталонном участке.

31. 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, содержание 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»).

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.

Задачи прогноза тина «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. При этом используются парные зависимости «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.

36. 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 процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

При этом учитывается количество 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.

Прогнозные ресурсы оцениваются по формуле

Q^ак_н(г) = q^эм_н(г) × S_н(г)сб × К^ак_н(г),

где S_н(г)сб - нефте(газо)сборная площадь

q^эм_н(г) - плотность эмиграции нефти и газа в расчетных точках нефтегазоматеринских отложений. Она определяется выражением

q^эм_н(г) = q^ген_н(г) × К^эм_(г),

q^ген_н(г) – плотность генерации нефти и газа, т/км² и м³/км²,

q^ген_н = C_орг × _mn × h_mn × 10⁶ × (K^ген_н + 10³ × K^ген_г) / С^Г× М_ост,

С_орг - концентрация остаточного органического углерода в материнских породах, %,

r_mn - плотность материнских пород, т/м³,

h_mn - мощность материнских пород, м,

K^ген_н, K^ген_г - коэффициенты генерации нефти и УВ газа, % от исходной массы ОВ в начале катагенеза,

С^Г - концентрация углерода в остаточном ОВ на данной стадии катагенеза, %,

М_ост - остаточная масса ОВ, % от исходной массы;

К^эм_н(г) - коэффициент эмиграции нефти (газа), в долях 1;

К^ак_н(г) – коэффициент аккумуляции нефти (газа), в долях 1

К^ак_н(г) = Q^ак_н(г) / Q^эм_н(г)

Q^ак_н(г) – количество аккумулированной нефти (газа),

Q^эм_н(г) – количество эмигрировавшей нефти (газа).

Коэффициент аккумуляции изменяется в широких пределах: от 0,01 до 0,2. Это существенно снижает достоверность метода, несмотря на достаточно точно получаемые данные о количествах нефти и газа, генерированных и эмигрировавших из материнских пород.

32. Принцип сравнительной геологической аналогии является главенствующим в оценке ресурсов углеводородов неисследованных территорий. Суть этой универсальной методологии заключается в двух операциях:

- выделении хорошо изученного нефтегазогеологического объекта, принимаемого за эталон;

- переносе установленной плотности ресурсов УВ с эталона на прогнозируемый (расчетный) участок на основании разработанной процедуры и с учетом необходимых поправок на меру геологического сходства эталонного и прогнозируемого участков - коэффициентов аналогии.

Эталонный участок (ЭУ) - объект в геологическом пространстве, выделяемый в объеме нефтегазоносных пород и содержащий (или не содержащий) залежи углеводородов. Необходимым условием выделения эталонного участка является относительно хорошая его изученность, в первую очередь бурением.

Граница эталонного участка проводится между месторождениями или посередине между структурой и месторождением таким образом, чтобы в эталон вошли только изученные территории (месторождения, «пустые» ловушки и перспективные локальные объекты), 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.

Эталонные участки в разрезе должны выделяться для каждого объекта оценки прогнозных ресурсов. К таковым относятся нефтегазоносные комплексы и крупные природные резервуары. Границы эталонных участков для разных комплексов могут совпадать или не совпадать в плане.

Изученность эталонного участка должна обеспечивать возможность надежного определения плотности запасов, для определения которых используются: накопленная добыча (суммарных УВ, нефти, жидких УВ, газа и т. д.), текущие запасы УВ категорий А+В+С₁+С₂ месторождений.

Необходимо учитывать, что абсолютно разведанных и изученных эталонов нет, поэтому они сохраняют часть нереализованных прогнозных или перспективных ресурсов. По этой причине необходимо добавить к балансовой величине ресурсы категорий D₁ (не более 30 %) и D₂ (не более 15 %) .

Расчетный участок (РУ) — элементарный объект оценки неразведанных ресурсов, выделяемый в плане территории в соответствии с масштабностью прогноза.

Расчетный участок, как и эталонный, может занимать различное геоструктурное положение (располагаться на вершине свода, на склоне и т. д.). Его площадь должна быть соразмерна с площадью эталонного участка.

Существенные ограничения на размер и форму расчетных участков накладываются в зависимости от характера распределения в его пределах подсчетных параметров. Обычно, чем больше по площади расчетный участок, тем больше разброс параметров. Если эти параметры независимы и распределены нормально, то увеличение площади не ведет к искажению подсчета.

37. Эта группа методов использует статистические закономерности динамики освоения ресурсов и запасов нефти или газа и результатов геологоразведочных работ:

- зависимость эффективности поисково-разведочного бурения от степени разведанности начальных потенциальных ресурсов,

- зависимость начальных разведанных запасов от объема разведочного бурения,

- зависимость годового уровня добычи от календарного времени и некоторые другие.

Эти методы применяются в крупных нефтегазоносных районах.

Теоретическими предпосылками применения историко-статистических методов являются:

- представление о распределении числа месторождений по классам крупности,

- закономерное открытие наиболее крупных месторождений в начальный этап освоения ресурсов,

- закономерное изменение эффективности поисково-разведочного бурения (удельных приростов запасов) в зависимости от степени разведанности ресурсов,

- зависимость динамики добычи от степени разведанности.

Эти методы могут быть использованы для оценки прогнозных и начальных суммарных ресурсов углеводородов объектов, характеризующихся достаточно длительной историей разведки и добычи. Длительность анализируемого периода должна обеспечивать представительность статистической выборки.

Историко-статистические методы целесообразно использовать как дополнительные для контроля оценок, полученных другими методами.

33. Специфика способа определяется его названием. Расчетные формулы имеют вид:

ρ_эт = (ΣQ + Q_г^А÷С2 + Q_г^D1 × k_д) / S_эт

где ρ_эт - плотность ресурсов на единицу площади пород эталонного участка, т/км² или 10³ м²/км²;

S_эт - площадь эталонного участка, км²;

ΣQ – накопленная добыча на эталонном участке, тыс. т или млн.м³;

Q_г^А÷С2 – геологические разведанные и предварительно оцененные запасы на эталонном участке, тыс.т или млн.м³;

Q_г^D1 – геологические перспективные ресурсы на эталонном участке, тыс.т или млн.м³;

k_д – коэффициент достоверности, определяемый из выражения

k_д =( ΣQ + Q_г^А÷С2) / Q_г ^D1

где ΣQ_г^D1 - геологические перспективные ресурсы продуктивных и непродуктивных структур на эталонном участке, тыс. т или млн. м³.

Таким образом, прогнозные ресурсы расчетного участка составляют

Q_р = ρ_эт × S_p × k_ан

Q_р - прогнозные ресурсы расчетного участка;

S_p - площадь расчетного участка;

k_ан - сводный коэффициент аналогии. Он определяется частными коэффициентами аналогии, которые выбираются, исходя из особенностей геологического строения региона и набора информативных параметров. Коэффициенты аналогии в общем виде должны иметь значения в пределах 0,5 < К_ан < 2.

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.

38. При выполнении количественной оценки перспектив нефтегазоносности на первых этапах геологоразведочных работ приходится иметь дело с объектами, характеристики которых определены с невысокой степенью точности. Чаще всего такими объектами оказываются крупные геологические тела - седиментационные бассейны (СБ) в целом или их значительные части.

На ранней стадии изучения СБ в распоряжении геолога имеются сведения лишь о величине суммарного объема осадочного выполнения, его мощности и литологическом составе, о наличии и особенностях распространения природных резервуаров (коллекторов и флюидоупоров). Необходимость оценки величины начальных геологических ресурсов (НГР) в условиях, когда об объекте оценки имеется лишь самая общая информация, вынуждает использовать для прогноза достаточно простые и максимально устойчивые (в статистическом смысле) зависимости и параметры. Это привело к возникновению обширной группы методов, основанных на наличии стохастических связей между величиной НГР углеводородов (УВ) и некоторыми характеристиками осадочного выполнения СБ.

Впервые связь между величиной НГР УB и объемом осадочного выполнения для оценки величины ресурсов нефти использовал Л.Г. Уикс. На основе изучения хорошо разбуренных территорий в пределах США он оценил пределы колебаний средней объемной плотности ресурсов нефти q_v - от 200 до 6500 т/км³ - и предложил в качестве среднемировой величины значение 2800 т/км³. Затем он использовал эту величину для оценки НГР нефти некоторых районов США и для оценки НГР нефти мира в целом.

В России подход, использованный в ОСМ, получил дальнейшее развитие в работах М.Ф. Двали и Т.П. Дмитриевой. Эти исследователи использовали выборку, состоящую из 21 СБ. По тектоническим признакам они разделили все бассейны на три подвыборки, выделив платформенные бассейны, межгорные впадины и бассейны передовых прогибов. Затем для всех подвыборок и выборки в целом оценивались величина q_v и доверительные интервалы для нее. Эти авторы впервые дали для величины q_v статистически обоснованную интервальную оценку:

- для платформенных СБ - 15,965 ± 2,359 тыс. т/км³,

- для СБ межгорных впадин - 11,958 ± 1,917 тыс. т/км³,

- для СБ передовых прогибов - 11,751 ± 4,509 тыс. т/км³

- для СБ всех типов - 13,435 ± 1,184 тыс. т/км³.

Для малых межгорных впадин А.А. Арбатов и А.В. Кондаков, изучив данные по 40 СБ, нашли, что связь объемов осадочного выполнения с ресурсами УВ характеризуется коэффициентом корреляции 0,65 и описывается уравнением

lg (Q + 1) = 2.07 + 0.87 × lg (V +1)

где Q – ресурсы, млн. т УУВ,

V – объем осадочных пород, тыс. км³.

34. Способ применяется в условиях средней изученности расчетных участков, при которой известны общие объемы осадочного чехла и различных его частей, 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.

Расчет прогнозных ресурсов производят по формуле:

Q_р = δ_эт × V_p × k_ан

где δ_эт - плотность ресурсов на единицу объема пород эталонного участка, т/км³ или 10³ м²/км³;

δ_эт = (ΣQ + Q_г^А÷С2 + Q_г ^D1 × k_д ) / V_эт

V_эт, V_р - объемы пород эталонного и расчетного участков.

В хорошо изученных бурением районах, где на эталонных и расчетных участках исследованы параметры коллекторских толщ, может быть использован способ расчета по удельным плотностям запасов, приходящимся на единицу объема пород-коллекторов. При этом коэффициент аналогии будет учитывать изменения средней взвешенной мощности коллекторов, их пористости и других параметров.

39. В тех случаях, когда изученность оцениваемых объектов относительно высока и в их пределах можно выделить достаточное количество эталонов, для проведения количественных аналогий могут быть использованы различные варианты многомерного математического моделирования. При этом может использоваться формализм кластерного, регрессионного (линейного и нелинейного), дискриминантного, факторного, байесовского анализов (анализа условных вероятностей), методов распознавания образов и ряда других подходов. Выбор конкретной формы аппарата зависит от решаемой задачи, характера и объема исходной информации и, в значительной мере, от пристрастия и опыта исследователей, выполняющих оценку. Тем не менее, все реализации количественного прогноза перспектив нефтегазоносности на основе многомерного математического моделирования обладают рядом общих свойств и должны удовлетворять некоторому минимальному набору необходимых условий. В самой общей схеме прогноз с использованием многомерного математического моделирования состоит из нескольких основных стадий:

- выделяются эталонные и оцениваемые объекты (участки). Количество эталонных объектов (участков) должно быть достаточным для использования в выбранном математическом формализме. Желательно, что бы эталонную выборку можно было разбить на «обучающую» и «контрольную» (экзаменационную);

- формируется исходный набор прогностических параметров. Параметры вводятся в набор с учетом различных генетических моделей формирования скоплений углеводородов на оцениваемой территории и установленных эмпирически или предполагаемых закономерностей. Прогностические параметры должны удовлетворять требованию достаточно надежной измеримости или картируемости не только на эталонах, но и на всей оцениваемой территории;

- формулируется модель (набор моделей) прогноза. Конкретная форма модели, в простейших случаях имеющей вид уравнения, может быть получена как формальными методами, так и на основе принятой генетической модели. Число неопределенных параметров в модели прогноза должно быть в несколько (желательно в десятки) раз меньше количества эталонных объектов;

- из исходной матрицы прогностических параметров, с учетом выбранной модели прогноза, выделяется минимизированная матрица наиболее информативных прогностических параметров. Размер такой матрицы определяются в первую очередь количеством эталонных объектов и выбранной формой модели прогноза.

- после того как будет окончательно выбрана модель (модели) прогноза и соответствующий ей минимизированный набор прогностических параметров, по «обучающей» выборке определяются параметры модели прогноза. Затем качество прогноза проверяется путем прогноза целевой характеристики на объектах контрольной выборки.

- в случае если результаты контрольных оценок удовлетворяют заранее выбранным критериям, построенные модели признаются пригодными для прогноза.