Исследования в области прогноза нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской нефтегазоносной провинции (ПНГП), а также участие в разработке Методического руководства по количественной ресурсов нефти, газа и конденсата, убедили автора, что рекомендуемый в настоящее время, в качестве базового, метод сравнительных геологических аналогий, в большинстве случаев не приемлем для оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений ПНГП.
В частности неоднократно количественные оценки ряда районов (Уральская область, Жаркамысский свод, Каратон-Тенгизская зона) резко повышалась только после открытия соответственно месторождений Карачаганак, Жанажол, Тенгиз. Всегда причиной этого являлась отсутствие соответствующего эталона (аналогии) в регионе. Таким образом, в условиях Прикаспийской НГП, метод сравнительных геологических аналогий вынужденно идет за поисковым бурением, а не перед ним и, по сути, не выполняет роль прогнозного метода.
Результатом такого вывода явились исследования по разработке безэталонного метода прогноза нефтегазоносности, основанного на моделировании процессов формирования скоплений углеводородов (УВ) на примере изучения условий формирования основных месторождений ПНГП и некоторых других нефтегазоносных бассейнов.
В качестве примера – результаты по прогнозу нефтегазоносности на Жаркамысском и Темирском сводах.
Технология бассейнового моделирования без преувеличения является квинтэссенцией всей нефтегазовой геологии, поэтому изученностью проблемы можно считать уровень знаний во всех разделах этой отрасли наук о земле.
Что касается непосредственно разработки методического аппарата технологии бассейнового моделирования, вопрос освещения изученности проблемы значительно сложнее. Не смотря на весьма интенсивные разработки в области бассейнового моделирования в ведущих западных нефтяных компаниях и исследовательских центрах и большое количество статей с изложением результатов таких исследований, в последние 10 лет, в научной печати практически исчезли методические публикации по данной тематике.
Не смотря на весьма большой и представительный объем исследований по данной проблеме, комплексного описания технологии бассейнового моделирования в доступной литературе практически не содержится.
К концу 70-х - началу 80-х годов развитие нефтегазовой геологии достигло такого уровня, когда необходимо и возможно создание единой, целостной системы знаний о взаимосвязях процессов формирования и существования скоплений УВ. Определение необходимого набора критериев прогноза нефтегазоносности будет более полным и целенаправленным в рамках единой системы исследований, рассматривающей механизм формирования скоплений УВ как единый комплекс взаимосвязанных процессов от начала формирования генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород (НГМП) до образования месторождения и условий его существования в современном состоянии.
Факторы и процессы, контролирующие формирование скоплений углеводородов (УВ) и основных черт нефтегазоносности: тектонический, литологический, геохимический, гидрогеологический, миграционный, геотермический и т.д.
БАЗА ДЛЯ БМ
Настоящее учебное пособие составлено с учетом того, что студенты ранее прослушали соответствующие курсы: геология нефти и газа, литология, фациальный анализ, тектоника, структурная геология, геохимия нефти и газа и т.д. В связи с этим соответствующие разделы здесь освещаются только в общем виде.
ГУБКИН, 1 ЭТАП - Л-Ф КАРТЫ
В соответствии с учением И.М. Губкина (1937 г.) в теории нефтегазообразования выделяются следующие стадии генерации и аккумуляции углеводородов и формирования месторождений, сохраняющие определяющее значение до наших дней:
– накопление исходного нефтегазоматеринского органического вещества, фоссилизируемого в осадочных породах;
- генерация нефтяных и газовых углеводородов в ходе его последующего термобарического преобразования;
– перемещение нефтяных и газовых углеводородов из нефтегазоматеринских толщ в породы-коллекторы (эмиграция) и последующая миграция их по пласту-коллектору (латеральная миграция) или по разрывным нарушениям и трещинам (вертикальная миграция);
– аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных и литологических условий на пути их миграции и образование залежей и месторождений;
– перераспределение или разрушение залежей при наступлении определенных геолого-геохимических условий.
Таким образом, основа нефтегазогенерационного потенциала и, в последующем нефтегазоносности, закладывается на стадии осадконакопления. На этом этапе, в зависимости от фациальных условий накопления осадочных пород, формируются такие характеристики рассеянного органического вещества (РОВ), как его генетический тип и его весовое содержание в породе.
Следовательно, данный факт определяет содержание первого этапа формирования массива фактических данных в методике бассейнового моделирования. Этот этап включает:
- составление литолого-фациальных карт, с данными о литологическом составе пород выбранного литолого-стратиграфического интервала (нефтегазоносного комплекса, толщи, нефтегазоматеринской породы), их общей толщины и толщин каждого литологического типа в составе разреза, фациальных условий осадконакопления;
- сбор необходимых физических (плотность пород) и фильтрационно-емкостных (коэффициент открытой пористости) свойств каждого литотипа. Эти параметры присутствуют в качестве членов уравнений при последующих расчетах;
- сбор геохимических параметров таких как содержание Сорг. и РОВ (вес. %), данные о углепетрографическом составе РОВ (генетический тип РОВ), содержание битумоидов и углеводородов (УВ) в породе, данные о отражающей способности витринита;
Особо следует подчеркнуть важность литолого-фациальных карт. Наличие таких карт, в совокупности с данными о глубине залегания пород (структурные карты), позволяет прогнозировать все перечисленные выше параметры применяя приемы интерполяции, экстраполяции и использования аналогов.
ЕДИНАЯ СИСТЕМА
Определение необходимого набора критериев прогноза нефтегазоносности будет более полным и целенаправленным в рамках единой системы исследований, рассматривающей механизм формирования скоплений УВ как единый комплекс взаимосвязанных процессов от начала формирования генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород (НГМП) до образования месторождения и условий его существования в современном состоянии.
Факторы и процессы, контролирующие формирование скоплений углеводородов (УВ) и основных черт нефтегазоносности:
тектонический, литологический, геохимический, гидрогеологический, миграционный, геотермический и т.д.
Стремление какому либо показателю либо придать роль основного критерия нефтегазоносности, либо, в лучшем случае, с оговоркой - "при прочих равных условиях".
Другая крайность в оценке значимости того или иного параметра, заключающаяся в формулировке: "в условиях данного региона (района, комплекса и т.п.)".