Региональный прогноз нефтегазоносности с целью районирования и качественной классификации земель по степени их перспектив является крупной научной проблемой, имеющей важное народнохозяйственное значение, так как он позволяет сосредоточить поисково-разведочные работы на наиболее важных направлениях, значительно сократить время и материальные затраты на выявление новых месторождений УВ.

Обычно в качестве прогнозирующих признаков и критериев [1, 4, 7-10] рассматриваются чисто геологические параметры, реже геохимические, а обширный геофизический материал используется лишь как источник “структурной” информации о наличии в пределах исследуемой территории региональных ловушек, благоприятных для формирования зон нефтегазонакопления (валоподобные поднятия, региональные нарушения, ассоциации рифогенных образований и т. д.). В то же время при промыслово-геофизических исследованиях скважин (выделение в разрезе продуктивных пластов) и решении задач прямых поисков (прогноз месторождений и залежей УВ на локальных площадях) показано [3, 5], что геофизические данные потенциально содержат не только “структурную”, но и “неструктурную” информацию, т.е. позволяют судить о вещественном составе пород и характере флюида, заполняющего поры и трещины в породах. Однако столь важная информация, непосредственно характеризующая закономерности размещения УВ в земной коре, как раз и остается неучтенной. Поэтому наиболее достоверный и обоснованный прогноз перспектив нефтегазоносности может быть выполнен на базе тщательного анализа помимо геологических также физических параметров пород и геофизических полей. Актуальность прогноза на основе комплексного анализа физических свойств пород возрастает также в связи с тем, что он может быть выполнен на начальных стадиях прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности слабо изученных регионов, когда материалы геофизических съемок уже имеются, а данных разведочного бурения для углубленного анализа геологической ситуации еще недостаточно.

В работе [7] геологические критерии нефтегазоносности подразделяются на комплексы стратиграфических, тектонических и геохимических показателей. Предлагается дополнить геологические критерии нефтегазоносности комплексом геофизических показателей, характеризующих как основные физические свойства пород (упругие, электрические, плотностные, ядерно-физические - скорость продольных волн, удельное электрическое сопротивление, плотность, водородосодержание среды, флюидную скорость, параметр насыщения, оценки прогнозных коэффициентов условной нефтегазоносности на основе анализа основных физических свойств), так и коллекторские (коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости). Кроме того, этот комплекс позволяет (на основе анализа геофизических полей) характеризовать такие дополнительные показатели, как структурный и литологический факторы, т. е. глубина залегания и мощности исследуемых пород, их литологический состав, слоистость пород, прогнозировать зональные физические неоднородности разреза и, возможно связанные с ними зоны аккумуляции УВ.

Величина большей части перечисленных параметров определяется в основном качеством резервуаров, т. е. благоприятностью условий для промышленного нефтегазонакопления и влиянием скоплений УВ. Скопления УВ, согласно работе [1], являются следствием двух противоположно направленных процессов - аккумуляции УВ в ловушки и их рассеивания, поэтому на величину параметров воздействуют как УВ в залежах промышленного значения, так и рассеянные, растворенные, адсорбированные газы, создающие определенный фон газонасыщения пластовых вод и пород с плохими коллекторскими свойствами по путям вертикальной и горизонтальной миграции. Подобный фон, как указано в работе [9], может служить информативным поисковым признаком при региональном прогнозе нефтегазоносности. При этом относительная газонасыщенность разреза в пределах продуктивных площадей (без учета самих залежей), по данным геохимических исследований (Л.М. Чекалин и др., Саратов, 1980 г.), может достигать значений в десятки процентов в пересчете на коэффициент газонасыщения, что весьма значимо для целей прогноза.

Система прогнозирования нефтегазоносности на основе комплексного анализа физических свойств пород состоит из ряда последовательно выполняемых процедур.

1. Составление сводных карт основных физических параметров. Этот этап работ включает: а) сбор фактического материала по основным физическим параметрам (скорость продольных волн, удельное электрическое сопротивление, плотность, водородосодержание среды), значения которых определены в ходе промысловых или полевых геофизических исследований по принятой в производстве методике работ; б) районирование территории на зоны с различными типами корреляционных зависимостей между геолого-физическими параметрами с целью последующего прогноза значений одного (менее изученного, прогнозируемого) параметра по значениям другого (более изученного, прогнозирующего) параметра; в) составление сводных карт основных физических параметров на основе собранного фактического материала и результатов прогноза.

2. Трансформация исходных параметров, характеризующих физические свойства пород. Значения основных физических параметров существенно зависят от степени нефтегазонасыщенности пород, однако совместное влияние других геологических факторов может значительно исказить проявление этой зависимости, понизить достоверность прогноза. Это обусловливает целесообразность трансформации исходных параметров, учета и снятия влияния мешающих факторов, выделения в относительно чистом виде воздействия фактора нефтегазоносности путем сближения физического смысла параметров и прогнозируемой характеристики геологического разреза.

В качестве конечного результата трансформации исходных параметров предлагается использовать прогнозный коэффициент условной нефтегазоносности, который теоретически является коэффициентом предельного нефтегазонасыщения. Основной фактор, оказывающий влияние на величину коэффициента, - это УВ, аккумулированные в ловушках и переходных зонах, а также рассеянные и растворенные газы. Вычисленные значения коэффициента нефтегазоносности позволяют перейти к количественному определению общей массы УВ, т. е. к количественному районированию земель по степени их перспективности. Однако в связи с тем, что при расчете коэффициента вместо фактических значений параметров, функционально связанных с ним и обусловленных теми или иными локальными изменениями характеристик геологического разреза, используются обычно средние статистические значения, абсолютные погрешности определения коэффициента могут достигать значительных величин. В то же время относительные погрешности его определения существенно меньше. Последнее дает возможность рассматривать этот коэффициент как некоторую числовую (относительную) весьма информативную характеристику для целей сравнительной классификации земель.

3. Составление сводных карт дополнительных физико-геологических параметров. Составление этих карт обусловлено преимущественно двумя причинами: во-первых, необходимо иметь значения некоторых дополнительных параметров (например, коэффициент пористости, коэффициент глинистости, глубина залегания и т. д.) для осуществления расчетов по трансформации основных физических параметров; во-вторых, общее число параметров признакового пространства, состоящее только из основных и трансформированных физических параметров, как правило, невелико, и увеличение числа признаков должно способствовать повышению достоверности прогноза. Хотя в принципе для регионального прогноза достаточно использовать 5-10 показателей [7, 10].

4. Комплексная обработка основных исходных, трансформированных и дополнительных параметров на базе математических методов с построением карт районирования земель по степени перспектив их нефтегазоносности. Известно, что получаемые в результате применения программ распознавания образов прогнозные карты подразделяются только на две области, соответствующие положительному (перспективные земли) и отрицательному (бесперспективные земли) эталонам, что недостаточно для последующего полноценного геологического анализа. Поэтому предлагается условная система более дробной дифференциации прогнозных карт по степени перспективности земель (высокоперспективные, перспективные, возможно перспективные, малоперспективные), в основе которой лежит многовариантная обработка данных в сочетании с плановым совмещением первичных прогнозных карт. При этом к высокоперспективным землям относятся области, отмеченные по результатам всех вариантов прогноза как перспективные, к малоперспективным - области, отмеченные по результатам всех вариантов прогноза как бесперспективные, к перспективным и возможно перспективным землям - области перекрытий разнознакового результата прогноза.

Особенностью прогнозных карт является то, что они не учитывают степень изученности территории, т. е. в пределах перспективных земель не разделяются территории “старых” нефтедобывающих районов и территории районов, с которыми связаны перспективы открытия новых месторождений. По сути дела, карты качественно отражают первоначальные потенциальные возможности недр в отношении нефтегазоносности. Поэтому они условно названы картами начальных перспектив нефтегазоносности. Этим названием подчеркивается, что для определения по ним первоочередных направлений поисково-разведочных работ необходимо в соответствии с данными [8] учитывать факторы фактической изученности территории.

Описанная система регионального прогноза была экспериментально опробована на физико-геологической модели палеозойского разреза Нижнего Поволжья.

Перед модельными исследованиями ставились три задачи: во-первых, решение ряда методических вопросов по оценке возможности использования предложенных способов анализа, во-вторых, проверка геологической достоверности итоговых результатов, т. е. выяснение степени соответствия результативных прогнозных данных уже известным сведениям о фактических перспективах различных земель [2, 6], и, в-третьих, если такое соответствие получится, достижение прикладных результатов, которые будут заключаться в выделении на прогнозных картах новых перспективных зон, где месторождения пока не открыты. Анализ проводился по шести комплексам отложений осадочного чехла:

I комплекс - преимущественно терригенные породы от бийского горизонта эйфельского яруса до кыновского горизонта франского яруса;

II комплекс - преимущественно карбонатные породы от саргаевского горизонта франского яруса до Малиновского горизонта визейского яруса;

III комплекс - преимущественно терригенные породы бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса;

IV комплекс - преимущественно карбонатные породы от алексинского горизонта визейского яруса до черемшанского горизонта башкирского яруса;

V комплекс - преимущественно терригенные породы мелекесского горизонта башкирского яруса и верейского горизонта московского яруса;

VI комплекс - преимущественно сульфатно-карбонатные породы от каширского горизонта московского яруса до низов кунгурского яруса.

В качестве рабочего инструмента анализа была выбрана программа ДИАНА (дискриминантный анализ) комплекса АСОИ-ВНИГРИ, составленная М.Д. Белониным и Т.Д. Романовской для ЭВМ “Минск-32” и предназначенная для сравнительного изучения двух совокупностей объектов методом линейных дискриминантных функций.

Некоторые результаты анализа по оценке статистик, характеризующих устойчивость решающих правил прогноза, информативность параметров признакового пространства, эффективность использования в процедуре прогноза трансформированных параметров, сведены в таблице .

Рассмотрение таблицы показывает, что при прогнозе по всем комплексам отложений получены достаточно хорошие статистические оценки разделения анализируемого пространства параметров. По трем комплексам (II, III, IV) ошибка классификации (D) не превышает 2 %, по одному (I) - 4 % и лишь по V и VI комплексам она равна примерно 9%, что, возможно, обусловлено сокращением числа анализируемых параметров по этим комплексам. Качество решающего правила по всем комплексам 85-95 %.

Все использованные при прогнозе физические параметры обладают относительно высокой информативностью (по каждому из них ошибка классификации в среднем варьирует в пределах 10-30 %), превышающей информативность геологических и геохимических параметров (=20-40 %). Если в процедуре прогноза участвуют только геологические и геохимические параметры, то статистические оценки разделения ухудшаются в 3-10 раз. Это свидетельствует о правильности общей предпосылки проведения регионального прогнозирования нефтегазоносности на основе комплексного анализа физических свойств пород, а также о том, что точность определения величины исходных физических параметров стандартными методами достаточна для целей регионального прогноза.

Повышение величины относительной погрешности определений в результате трансформаций не снижает поискового значения параметров, так как оно увеличивает информативность за счет приближения их по физическому смыслу к искомой характеристике прогноза. Так, если ошибка классификации по исходным физическим параметрам колеблется в пределах 25-35 %, то по трансформированным параметрам она составляет всего 10-15 %.

Геологические результаты прогноза нефтегазоносности по наиболее перспективным комплексам отложений иллюстрирует рис. 1 . Описание ведется с учетом терминологии, принятой в схеме тектонического районирования Нижнего Поволжья 1977 г., которая составлена под редакцией Д.Л. Федорова и Н.В. Мизинова.

На рис. 1 , а представлена карта начальных перспектив нефтегазоносности отложений I комплекса.

Наиболее крупная зона высокоперспективных земель выделяется в пределах Пачелмско-Саратовского авлакогена и включает Степновский сложный вал (за исключением его сводовой части), Золотовско-Каменскую приподнятую зону, территорию между этой зоной и Степновским валом, западную часть Ровенско-Мокроусовского вала, северную часть Антиповско-Щербаковского вала, западную и юго-восточную части Карамышской впадины.

Обширные участки перспективных земель фиксируются на южной периклинали Пугачевского свода, в Марксовском прогибе, а также в виде зон, окаймляющих высокоперспективные земли.

В пространственном распределении земель различных перспектив не отражается влияние зоны борта Прикаспийской синеклизы, что говорит о том, что или она в это геологическое время не существовала, или границы синеклизы находились южнее и юго-восточнее рассматриваемой территории. В целом отмечается хорошее соответствие результатов прогноза данным о расположении месторождений нефти и газа, открытых к настоящему времени.

С позиций поиска новых месторождений наибольшее внимание привлекает факт раскрытия зоны перспективных земель во внутреннюю часть бортовой зоны Прикаспийской синеклизы вдоль оси Пачелмско-Саратовского авлакогена, что предопределяет благоприятные перспективы поиска крупных скоплений УВ, хотя хорошие коллекторы здесь пока не обнаружены. К другим объектам, также рекомендуемым для постановки первоочередных поисково-разведочных работ на нефть и газ, можно отнести западную часть Карамышской впадины, Золотовско-Каменскую приподнятую зону, Марксовский прогиб и южную периклиналь Пугачевского свода, где широкое развитие могут иметь ловушки комбинированного типа, обусловленные выклиниванием потенциально продуктивных толщ.

Карта начальных перспектив нефтегазоносности отложений II комплекса приведена на рис 1 , б.

На конфигурации границ земель различных категорий перспективности начинает проявляться влияние Прикаспийской синеклизы. Причем, если принять, что зоны повышенной перспективности генетически связаны с органогенными постройками, развивающимися вдоль линии древнего борта, то в пределах волгоградской части территории борт синеклизы проходил западнее борта в московско-артинское время, а в пределах саратовской части территории имел более сложные очертания, смещаясь по отношению к борту то южнее (Ершовский, Ровенский участки), то севернее.

Высокоперспективные земли сосредоточены главным образом в субмеридиональной сложно очерченной полосе, включающей северные части Арчедино-Коробковского и Жирновско-Уметовского сложных валов, восточную часть Карамышской впадины, восточную часть Елшано-Сергиевского вала, северную часть Степновского сложного вала. Кроме этого выделяются три обособленных участка аналогичных земель: в центральной части Степновского сложного вала, в западной и центральной частях Ровенско-Мокроусовского вала.

Все известные месторождения нефти и газа расположены внутри зон высокоперспективных и перспективных земель. Учитывая фактическую степень изученности региона бурением и геофизикой, в качестве первоочередных объектов поисково-разведочных работ могут быть рекомендованы районы центральной части Кудиновско-Волгоградского сложного вала, северной и центральной частей Каменско-Золотовской приподнятой зоны, южная периклиналь Степновского сложного вала, Ровенско-Мокроусовский, Новокачановский и Пигаревско-Карповский выступы.

Карта начальных перспектив нефтегазоносности отложений III комплекса показана на рис. 1 , в.

Высокоперспективные земли расположены в северо-западной, западной частях исследуемой территории в составе северной части Арчедино-Коробковского сложного вала, Жирновско-Линевского блока, Карамышской впадины, Елшано-Сергиевского вала, северной части Степновского сложного вала. Здесь размещаются практически все выявленные месторождения.

Характер распределения земель различной перспективности на карте свидетельствует о палеодельтовом генезисе скоплений УВ.

Четко видны три “русла”, в пределах которых отлагались породы с относительно повышенными коллекторскими свойствами; они пересекают борт синеклизы в районах Солдатовско-Лободинской, Ровенско-Лиманской и Карпенской площадей. Эти “русла” картируются в виде участков перспективных (в основном) и возможно перспективных (в меньшей степени) земель, и именно здесь целесообразно сконцентрировать поисковые работы по выявлению залежей УВ в отложениях яснополянского надгоризонта. С учетом степени изученности территории к площадям рекомендуемых первоочередных работ можно отнести: участок, объединяющий южную часть Каменско-Золотовской приподнятой зоны с западным окончанием Ровенско-Мокроусовского вала (следует отметить, что карты исходных параметров прогноза были составлены до выявления Лиманского месторождения и поэтому его открытие подтверждает правильность рекомендаций по этому направлению) и юго-восточную периклиналь Степновского сложного вала.

Помимо сопоставления результатов выполненного прогноза с известными к настоящему времени данными о фактическом расположении выявленных месторождений УВ было сделано сопоставление с результатами районирования территории Нижнего Поволжья по плотности запасов УВ и по степени перспектив отдельных земель, произведенного на основе анализа геологических и геохимических материалов сотрудниками НВ НИИГГ и ВолгоградНИПИнефть, а также сопоставление с планом основных направлений геологоразведочных работ на 1981-1985 гг.

На рис. 2 показано пространственное распределение земель повышенной перспективности по итогам геофизического прогноза и геологических исследований (суммарные материалы по шести основным литолого-стратиграфическим комплексам отложений палеозоя). К землям повышенной перспективности отнесены: по данным геофизического прогноза высокоперспективные территории и территории, на которых при плановом совмещении карт по различным комплексам отмечено не менее чем двух-трехкратное совпадение перспективных зон, а по данным геологических исследований - территории с определенной плотностью запасов условного топлива.

В качестве примера сопоставления карт перспектив по отдельным комплексам приведена карта по I комплексу отложений ( рис. 3 ).

Рассмотрение карт показывает, что большая часть территории (около 70 % общей площади перспективных земель) земель повышенной перспективности по сравниваемым вариантам прогноза на обеих картах совпадает. Наблюдается также практически полное соответствие результатов геофизического прогноза плану основных направлений геологоразведочных работ на 1981- 1985 гг.

В то же время отмечается ряд более или менее существенных несовпадений в оценке перспектив отдельных площадей. Объективных данных (выявленных месторождений, подтверждающих правильность того или иного варианта прогноза) по этим территориям нет. Частичное несовпадение результатов прогноза можно объяснить различными причинами. Условный характер сопоставления - неодинаковое число категорий (различная дифференциация) перспективности земель наряду с отсутствием критериев их надежного отождествления на сравниваемых картах, недостаточная изученность некоторых площадей (например, участок на стыке Каменско-Золотовской приподнятой зоны и Степновского сложного вала, расположенный в пойме р. Волги, субъективизм методов геологических аналогий при экспертных оценках плотности запасов УВ [9], о чем свидетельствует тот факт, что на границе Саратовской и Волгоградской областей, как правило, стыкуются земли различных категорий перспективности и т. д.

Оценивая полученные результаты, в целом можно сделать следующие выводы.

Проведенные исследования показали высокую информативность в отношении нефтегазоносности пород, и в связи с этим целесообразность использования физических исходных и трансформированных параметров при региональном прогнозировании нефтегазоносности.

На всех прогнозных картах наглядно представлено пространственное распределение земель различной перспективности. Карты несут информацию не только об относительной степени перспектив отложений, но и о других важных геологических вопросах, например об истории геологического развития территории.

Отмечается совпадение зон высокой перспективности и перспективности с участками известных к настоящему времени месторождений нефти и газа. Проведенное сопоставление итогов прогноза на основе комплексного анализа физических свойств пород с материалами геологических исследований показало удовлетворительную сходимость результатов и их соответствие плану основных направлений геологоразведочных работ на 1981-1985 гг. и оценкам наиболее перспективных земель. Совпадение результатов, с одной стороны, свидетельствует об успешном решении задачи, поставленной перед модельными экспериментальными работами, - опробование эффективности прогноза по предлагаемой системе регионального прогнозирования нефтегазоносности, а с другой - объективно подтверждает результаты геологического прогноза, повышает достоверность обоснования и правомерность, сделанных рекомендаций. Получение новых данных о перспективности отдельных земель по сравнению с ранее имеющимися, безусловно, имеет большое практическое значение и будет способствовать повышению эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ в этом регионе.

Модельное опробование методики регионального прогнозирования нефтегазоносности на основе комплексного анализа физических свойств пород в пределах относительно хорошо изученной территории Нижнего Поволжья показало, что даже в этих условиях получены существенно новые данные как регионального, так и локального характера. Поэтому подобный прогноз может дать большой положительный эффект не только при изучении слабоосвоенных районов, но и при исследованиях в старых нефтедобывающих районах, когда возникает необходимость изучения условий больших глубин, новых структурных этажей, поисков более сложных типов залежей.

1. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра, 1973.
2. Барулин Г.И. Геофизическая характеристика отложений палеозоя Нижнего Поволжья. Саратов, изд-во СГУ, 1980.
3. Березкин В.М., Киричек М.А., Кунарев А.А. Применение геофизических методов разведки для прямых поисков месторождений разведки для прямых поисков месторождений нефти и газа. М., Недра,1978.
4. Буялов Н.И. Методика прогнозирования нефтегазоносности. - Геология нефти и газа, 1977, № 12 , с. 12-18.
5. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.
6. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций. Т. 7 / А.Г. Габриэлян, М.В. Анисимова, Л.А. Климова и др. М., Недра, 1975.
7. Методы оценки перспектив нефтегазоносности. Ред. Н.И. Буялов, В.Д. Наливкин. М., Недра, 1979.
8. Ованесов Г.П., Аксенов А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности территорий. - Геология нефти и газа, 1979, № 3 ,с. 8-11.
9. Прогноз месторождений нефти и газа/А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади, В.И. Демин и др. М., Недра, 1981.
10. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности / В.Д. Наливкин, М.Д. Белонин, В.С. Лазарев, Г.П. Сверчков. - Геология нефти и газа, 1977, № 12 ,с. 7-12.

Таблица

Статистические оценки информативности признакового пространства параметров, использованных при прогнозе

Рис. 1. Карты начальных перспектив нефтегазоносности отложений Нижнего Поволжья: I комплекса (а), II комплекса (б), III комплекса (в).

Земли: I - высокоперспективные; II - перспективные; III - возможно перспективные; IV-малоперспективные; 1 - бортовая гравитационная ступень; 2 - месторождения нефти и газа; 3 - промышленные притоки нефти и газа, нефтегазопроявления; 4 - границы геоструктурных элементов; A-Арчедино-Коробковский сложный вал. Б - Терсинская впадина, В - Кудиновско-Волгоградский сложный вал, Г - Антиповско-Щербаковский вал, Д - Каменско-Золотовская приподнятая зона, Е - Жирновско-Уметовский сложный вал, Ж - Жирновско-Линевский блок, З - Елшано-Сергиевский вал, И - Карамышская впадина, К - Степновский сложный вал, Л - Марксовский прогиб, М - Пугачевский свод, Н - Балаковский выступ, О - Клинцовский выступ, П - Новокачановский выступ, Р - Пигаревско-Карповский выступ, С - Озерский вал, Т - Ершовский вал, У - Ровенско-Мокроусовский вал, Ф - Николаевский вал, X - Ленинская приподнятая зона

Рис. 2. Карта перспектив нефтегазоносности Нижнего Поволжья.

Границы: 1 - земель повышенных перспектив, 2 - участков первоочередных геологоразведочных работ по плану 1981-1985 гг.; 3 - бортовая гравитационная ступень земли повышенной перспективности по данным: 4 - геологическим, геохимическим и геофизическим, 5 - геофизическим, 6 - геологическим и геохимическим (материалы НВ НИИГГ и ВолгоградНИПИнефть); 7 - месторождения нефти и газа, нефтегазопроявления

Рис. 3. Карта перспектив нефтегазоносности Нижнего Поволжья (отложения I комплекса).

1 - граница зон различной изученности: буровой (римские цифры) и геофизической (арабские цифры); 2 - промышленные притоки нефти и газа. Остальные усл. обозн. см. на рис. 2