- •Министерство образования и науки Российской Федерации
- •Введение
- •Тема 1. Современное состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса россии
- •Сырьевая база жидких ув (нефть и газовый конденсат)
- •Сырьевая база свободного газа
- •Тема 2. Нефть, природный горючий газ, воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.1. Нефть и природный горючий газ
- •2.2. Элементарный состав нефтей и горючих газов
- •2.3. Групповой состав нефтей и нефтяных газов
- •2.4. Фракционный состав нефти
- •2.5. Тяжелые нефти природные битумы
- •2.6. Природные горючие (углеводородные) газы
- •2.7. Воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.8. Промысловая классификация подземных вод
- •Тема 3. Происхождение нефти и газа – гипотезы, концепции и теории нефтегазообразования
- •3.1. Органическое происхождение нефти
- •3.2. Неорганическое происхождение нефти
- •Тема 4. Состав и строение нефтегазовмещающих толщ – коллекторы и покрышки – нефтегазоносные комплексы
- •4.1. Коллекторы
- •Покрышки
- •4.3.Нефтегазоносные комплексы
- •Тема 5. Ловушки, контролирующие залежи – скопления нефти и газа
- •5.1. Ловушки
- •5.2. Классификации ловушек нефти и газа
- •5.3. Нестандартные ловушки углеводородов
- •5.4. Морфологические типы резервуаров
- •Класс I. Антиклинальный Группа 1.1. Залежи антиклинальных и купольных структур
- •6. Зоны нефтегазонакопления – объекты локального прогноза
- •Тема 6. Зоны нефтегазонакопления
- •6.1. Зоны нефтегазонакопления – определения
- •6.2. Модели зон нефтегазонакопления и их типизация
- •6.3. Карты зон нефтегазонакопления
- •6.4. Локальный прогноз
- •Тема 7. Система и уровни прогноза нефтегазоносности
- •Тема 8. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование
- •8.1. Тектоническое районирование
- •8.2. Нефтегазогеологическое районирование
- •Тема 9. Показатели нефтегазоносности
- •9.4. Гидрогеологические и палеогидрогеологические показатели.
- •9.5. Гидрогеохимические показатели к числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся [1, 37, 53]:
- •9.6. Геотермические показатели
- •Тема 10. Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа
- •Тема 11. Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов и эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •11.1. Методы оценки ресурсов нефти и газа
- •11.2. Эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •Тема 12. Методы подсчета запасов нефти и газа
- •Методы подсчета запасов нефти
- •Где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.Т;
- •12.2. Методы подсчета запасов газа
- •Тема 13. Методы прогноза нефтегазоносности
- •Тема 14. Методы поисков залежей нефти и газа
- •14.1.Традиционные методы поисков залежей нефти и газа
- •13.2. Несейсмические методы поисков залежей нефти и газа
- •*Аналитические методы (выявление углеводородных аномалий, обусловленных влиянием ув на вмещающую среду и биосферу).
- •**Геофизические методы (гравиметрические, магнитометрические и радиометрические методы, термометрия, термолюменисценция, изучение поглощения или отражения электромагнитного или светового потока).
- •***Геоморфологические методы(ландшафтные, морфографические, морфометрические и палеогеоморфологические методы).
- •****Геологические методы(подземное картирование, гидрогеологические показатели).
- •Комплексирование независимых друг от друга по виду анализов или объектов изучения методов, безусловно, повышает достоверность получаемых результатов [23].
- •Тема 15. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Тема 16. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья
- •Тема 17. Арктические моря россии и их будущее. Поиски нефти и газа в условиях Арктических морей России
- •Тема 18. Охрана окружающей среды при обустройстве нефтяных и газовых месторождений
- •Заключение
- •Литературные источники, использованные при подготовке конспекта лекций
- •Обозначения и сокращения, принятые в нефтегазовой литературе
Тема 13. Методы прогноза нефтегазоносности
*На основе геологических аналогий - метод количественной оценки перспектив нефтегазоносности, основанный на сравнительном геологическом анализе оцениваемого (расчетного) участка и хорошо изученного эталонного участка и на установлении характерных черт их сходства и различия, что дает возможность перенести среднюю плотность ресурсов (запасов) нефти и газа эталонного участка на оцениваемый. При этом степень различия, определенная экспертным путем или методами математической статистики, учитывается с помощью коэффициента аналогии. Метод применяется в двух модификациях: по средней плотности ресурсов (запасов) и по ресурсам (запасам) на осредненную структуру.
- В первом случае потенциальные ресурсы (запасы) Qопределяются (в тыс.т) по формулам:
Q=FqKилиQ=VqK,
где - F - площадь оцениваемого участка; q - средняя плотность ресурсов (запасов) на единицу площади эталонного участка; V - объем горных пород оцениваемого участка; q1 - средняя плотность ресурсов (запасов) на единицу объема пород эталонного участка; K - коэффициент аналогии (поправочный коэффициент).
- Во втором случае:
Q=qnKyK,
где n- предполагаемое число структур на оцениваемом участке;q–средние ресурсы (запасы), приходящиеся на одну структуру эталонного участка;Ky- коэффициент успешности разведки эталонного участка;K- коэффициент аналогии.
Правильность количественной оценки ресурсов нефти и газа методом геологических аналогий зависит от степени обоснованности значения коэффициента аналогии.
*Объемно-балансовый – способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ залежей, основанный на эмпирически установленной зависимости (балансе) между объемами природных резервуаров и объемами нефти и газа, заключенными в этих резервуарах в природных условиях. За основной объект оценки принимаются нефтегазовые системы разного ранга – от бассейна до единичной залежи нефти и газа. За объем природных резервуаров нефтегазовых систем принимается суммарный объем коллекторов, в которых происходят миграция, аккумуляция и консервация УВ. Наибольшая достоверность метода обеспечивается при наличии информации, позволяющей достаточно точно оценивать объем природных резервуаров, пластовое давление, вероятное фазовое состояние скоплений УВ, и при правильном сравнении с эталонными объектами соответствующего ранга. Наиболее эффективно применение метода для оценки нефтегазоносности целых бассейнов или их крупных частей.
*По наислабейшему звену – способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ и выбора параметров, определяющих нефтегазоносность в оцениваемом объекте, основанный на том, что нефтегазоносность системы определяется ее наислабейшим звеном При этом полагается, что каждый из показателей нефтегазоносности может принимать значения, при которых присутствие УВ в рассматриваемом объекте становится невозможным, и никакое улучшение качества других показателей не может изменить режима системы. Так, если в ОПБ благоприятны все показатели, но отсутствуют покрышки, то его нефтегазоносные возможности будут определяться именно этим показателем. Применение принципа наислабейшего звена при оценке прогнозируемых залежей сводится к установлению геологических параметров, определяющих минимальный уровень удельных запасов УВ объекта. Выбранные значения удельных запасов умножают на объем осадков бассейна и получают его потенциальные ресурсы УВ.
В качестве показателей при прогнозировании этим методом используются: 1) объем осадочных толщ, выполняющих ОПБ; 2) максимальные мощности осадков; 3) масштаб мезокайнозойских движений; 4) объем отложений, погруженных на глубину более 2 км; 5) то же на глубину более 4 км; 6) доля карбонатных отложений в разрезе; 7) доля отложений морского генезиса; 8) доля песчаных образований в терригенной части разреза; 9) возраст мегакомплексов, слагающих разрез; 10) число мегакомплексов.
Для всех этих показателей существуют эмпирически установленные связи с удельной плотностью запасов.
*По скорости осадконакопления – разновидность объемно-статистических методов прогноза нефтегазоносности. Скорость осадконакопления рассчитывается по отношению объема пород осадочного чехла к суммарному времени его образования. Метод предназначен для ранних стадий освоения НГБ с достаточной замкнутостью и сравнительно равномерной скоростью осадконакопления. Метод позволяет оценивать лишь порядок величины начальных потенциальных ресурсов нефти и газа.
*Экспертный – способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ залежей, основанный на использовании опыта, эрудиции и интуиции крупных специалистов. Экспертным путем оцениваются как ресурсы УВ объекта, так и промежуточные параметры, едостающие для оценки перспектив нефтегазоносности другими методами. Достоверность результатов определяется выбором экспертов.
*Объемно-генетический – способ оценки прогнозных запасов УВ на основе осадочно-миграционной теории их происхождения, связывающий количество генерированных нефти и газа с объемом осадочного выполнения бассейна и содержанием ОВ в этих породах. Главными теоретическими положениями метода являются зависимости состава и количества УВ от генетического типа исходного РОВ, от фациально-геохимических условий его преобразования на стадии диагенеза, интенсивности катагенетических преобразований погружающихся осадков, от количества миграционных потерь и от доли УВ, сохранившихся в залежах. Для расчетов необходимо иметь данные о массе и распределении различных типов РОВ в породах, о доле остаточного битумоида в породах, о палеотемпературах и палеоглубинах осадочных толщ в бассейне. Метод применим только для объектов со сравнительно автономными процессами генерации и аккумуляции УВ. Оценка количества генерированных и поступивших в коллекторы жидких и газообразных УВ при современной разработке метода достаточно достоверна и служит верхним пределом возможного масштаба нефтегазообразования. Для перехода от генерированных масс УВ к прогнозным ресурсам необходим учет количества жидких и газообразных УВ, рассеявшихся при миграции в породах и пластовых водах
В настоящее время имеется несколько модификаций рассматриваемого метода, основанных на разных моделях нефтегазообразования.
*Объмно-статистический – способ расчета начальных потенциальных ресурсов УВ залежей на основе эмпирически полученных статистических (регрессионных) зависимостей между объемом осадочного выполнения в хорошо разведанных НГБ и заключенными в них начальными запасами УВ (по массе)Q=f(V). В простейшем видеQ =KV. Метод разрабатывался для бассейнов разных тектонотипов, но коэффициент К (представляющий собой удельную плотность ресурсов, тыс.т/км3) сильно колеблется в зависимости от принятой классификации бассейнов и объема эталонной выборки. Более точны модели, учитывающие не весь объем осадочного чехла, а лишь объем генерирующий УВ, который обычно охватывает глубины более 1.5 – 2 км от поверхности, что сближает этот метод с объемно-генетическим. Метод применим к замкнутым (целостным) нефтегазоносным системам и обычно используется для оценки слабо изученных НГБ и провинций. При этом необходимо учитывать вероятность встречи с непродуктивными бассейнами. Точность метода невысока – верхние и нижние границы результата (при доверительном интервале 0.9 ) в 3-4 раза отличаются от наиболее вероятной оценки. Достоинства метода – простота расчетов, минимум исходной информации (нужны лишь карты изопахит осадочного чехла), отсутствие сетоды пубъективно выбираемых показателей [11, 14, 27, 47].