К оглавлению	УДК 553.98:553.048 (574.1)
	© И. В. Орешкин, 1991

Использование объемно-генетического метода при оценке прогнозный ресурсов УВ Прикаспийской впадины

И. В. ОРЕШКИН (НВНИИГГ)

Для формирования скоплений УВ необходимо наличие самих УВ, путей их миграции в ловушку и существование ловушки. Такая соподчиненность основных компонентов процессов формирования месторождений определяет и последовательность их изучения, а именно необходимость базирования всех дальнейших исследований на результатах изучения процессов нефтегазообразования, являющихся объектом для объемно-генетического метода (ОГМ). При этом фундаментальная роль ОГМ заключается в том, что он - единственный метод прогноза нефтегазоносности, базирующийся на изучении конкретных физико-химических процессов, аналитически исследуемых, экспериментально проверяемых и воспроизводимых в лабораторных условиях, т.е. полностью отвечает требованиям, предъявляемым к любому научному методу.

С учетом широкого круга тектонических, палеогеографических, литологических, термобарических и других факторов ОГМ позволяет получить один из важнейших параметров прогноза - количество УВ, обеспечивающих процессы формирования месторождений. При этом, что особенно важно для последующей работы, информация выражается в цифровом виде.

Оценки ресурсов УВ, получаемые ОГМ, не могут непосредственно использоваться в виде количественной оценки прогнозных ресурсов УВ. На современном уровне знаний эти данные должны применяться как полуколичественные и качественные показатели.

Одной из сложных задач явилась оценка прогнозных ресурсов западной и северо-западной частей Прикаспийской впадины. Ранее при оценке Волгоградско-Оренбургской системы поднятий в качестве эталонных участков использовались группы мелких скоплений УВ в нижнепермских отложениях внешней прибортовой зоны (месторождения Тепловское, Гремячинское, Карпенское и др.), изолированных от внутренних частей впадины. Применение этих эталонов на объектах внутренней части впадины вследствие существенного различия их геологического строения неправомерно и заведомо приводит к количественному и качественному искажению оценки прогнозных ресурсов. Перечисленные месторождения отделены от оцениваемых внутренних частей региона одним из наиболее контрастных линейных элементов - нижнепермским седиментационным уступом, трассирующим границу наиболее существенных особенностей, определяющих нефтегазоносность двух соседних НГП.

К таким особенностям относятся следующие.

1. Граница распространения нижнепермского палеоседиментационного, глубоководного, некомпенсированного бассейна контролирует область вероятного развития крупных внутрибассейновых атолловидных построек карачаганакского типа. В результате этот элемент является границей, за которой резко возрастает роль каменноугольно-нижнепермского НГК в суммарных ресурсах УВ Прикаспийской НГП по сравнению с Волго-Уральской.

2. Нижнепермский уступ определяет скачкообразное возрастание глубин залегания всех палеозойских НГК, что отражается на резком изменении качественно-фазовых характеристик флюидов и увеличении в 1,7-1,8 раза газоемкости единицы порового пространства.

3. Этот уступ трассирует также резкое изменение как количественных (толщины), так и качественных (соляной текгогенез) показателей нижнепермской соленосной толщи, являющейся региональным флюидоупором и определяющей повышенную степень сохранности УВ, повышенную газонасыщенность подсолевых отложений, стратиграфическую приуроченность основных ресурсов УВ, особенности геотермического режима и т. п.

В настоящее время достаточно высокая степень изученности Карачаганакского месторождения, расположенного во внутренней части приплатформенного сектора впадины, позволяет рассмотреть вариант использования этого объекта в качестве эталонного при оценке западных и северозападных участков региона. При этом результаты расчетов ОГМ [1] применялись как при обосновании качественной структуры прогнозных ресурсов, так и в виде полуколичественного показателя. В частности, сопоставление средневзвешенных амплитуд карачаганакской ловушки (1026 м при 100 %-ном ее заполнении) и локальных поднятий Алтатинско-Никольского вала (191м) при учете того, что нефтегазосборные площади (НГСП) северо-запада не уступают, а по жидким УВ превосходят НГСП Карачаганакского месторождения [2], позволяет считать, что ловушки Алтатинско-Никольского вала тем более должны быть заполнены на 100 %. Сопоставление амплитуд емкостных характеристик ловушек эталонного и расчетного участков и введение соответствующего коэффициента аналогии позволяют избежать грубых погрешностей в оценке прогнозных ресурсов за счет использования крупного карачаганакского скопления УВ в качестве эталонного.

Зная [1] весовое соотношение газообразных и жидких (Г:Ж) УВ в миграционном потоке карачаганакской НГСП (7,7:1) и в самой залежи (1:1), можно рассчитать его в залежах оцениваемых районов в зависимости от значений аналогичного показателя в миграционных потоках соответствующих НГСП (рисунок). Результаты расчетов приведены в таблице.

При данных весовых соотношениях газообразных и жидких УВ в миграционном потоке и в залежах (см. таблицу) удельные плотности ресурсов газообразных (свободный+растворенный газ) и жидких (нефть+конденсат) УВ в залежах составляют

Где - расчетные удельные плотности газообразных и жидких УВ соответственно, т/км²; - удельная плотность SУВ эталонного месторождения, т/км²; R - коэффициент аналогии, зависящий от амплитуды ловушек (при средневзвешенных амплитудах на эталоне 1026 м и на Алтатинско-Никольском вале 191 м R= 191:1026=0,186); К - значение Г:Ж в залежах (см. таблицу).

По количеству жидких и газообразных УВ (либо их удельным плотностям) и заданным значениям газоконденсатного и газового факторов в прогнозируемых залежах расчетного участка можно с помощью системы балансовых уравнений рассчитать количество каждого из компонентов пластовой смеси:

где Н - нефть, т; ГК - газоконденсат, т; SЖ - сумма жидких УВ, т; Г_св - газ свободный, м³ ; Г_р - газ растворенный, м³; SГ - сумма газообразных УВ, м³; ГКФ - газоконденсатный фактор, т/м³; ГФ - газовый фактор, м³/т.

Отсюда:

Полученные значения удельных плотностей, рассчитанные по уравнениям (2-5), умножаются на площадь оцениваемого объекта и удельную плотность структур, которая для Алтатинско-Никольского вала составляет 0,23 км²/км² (доля выявленных и подготовленных локальных объектов в общей площади элемента).

По аналогичной схеме оценивались прогнозные ресурсы Ахтубинско-Новоузенской группы поднятий, для которой в связи с большими глубинами залегания нижне-среднекаменноугольного карбонатного комплекса (6 км и более) оценка давалась только на газ и конденсат. Следует отметить, что при благоприятных геотермических условиях, например, под мощными соляными куполами [2], в этих районах возможно существование нефти, поэтому количество конденсата в данном случае следует рассматривать как сумму жидких УВ. Разделение их на нефть и конденсат ввиду отсутствия фактических данных и нахождения объектов в зоне критических (переходных) термобарических условий в настоящее время было бы необоснованным.

Оценка масштабов генерации и эмиграции УВ в подсолевых отложениях Жаркамысского свода дает основание для пересмотра прогнозных ресурсов УВ первой и второй карбонатных толщ (KT-I и КТ-II). В частности, расчеты показывают, что генерационного потенциала как вмещающих карбонатных толщ, так и трех терригенных в пределах НГСП месторождений Жанажол, Урихтау и Кажасай явно недостаточно для их формирования, а также, что масштабы аккумуляции жидких УВ в залежах KT-I и KT-II в 2-3 раза превышают количество эмигрировавших жидких УВ в пределах НГСП перечисленных месторождений. Анализ имеющегося материала свидетельствует, что эти залежи сформировались в результате вертикальной миграции УВ по разрывным нарушениям из нижележащих отложений. Следовательно, залежи в KT-I и KT-II, в известной степени, имеют случайный характер и не обеспечиваются собственным генерационным потенциалом вмещающих отложений. Такой вывод заставляет рассматривать современную оценку прогнозных ресурсов Жаркамысского свода на глубинах до 5 км как несколько завышенную. Очевидно, основные ресурсы здесь связаны с нижележащими отложениями, предположительно KT-III.

Таким образом, приведенные примеры показывают, что уже на современном уровне разработанности ОГМ может и должен применяться как при количественной, так и особенно качественной оценке прогнозных ресурсов в качестве дополнения к традиционному методу аналогий. Следует отметить, что рассмотренный здесь вариант методики качественной и количественной оценки прогнозных ресурсов послужил основой для пересмотра прогнозных ресурсов западной и северо-западной частей Прикаспийской впадины по состоянию на 1.1.1988 г. в сторону увеличения доли жидких УВ. Оценка прогнозных ресурсов региона в целом, в том числе и названной территории, утверждена центральной межведомственной экспертной комиссией 16 мая 1989 г.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Орешкин И.В. Генетические критерии оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской впадины//Геология нефти и газа.- 1983.- № 10.- С. 20-25.

2. Прогноз палеотемператур и степени катагенетической преобразованности органического вещества подсолевых отложений Прикаспийской впадины/О.К. Навроцкий, Г.П. Былинкин, И.В. Орешкин и др.//Геология нефти и газа.- 1982.- № 4.- С. 28-32.

Abstract

A fundamental role of the volume-genetic method (VGM) and the necessity to base all subsequent studies on the quantitative evaluation of prognostic resources upon the results obtained is being substantiated. The methods used for the evaluation of prognostic hydrocarbon resources involving ways of calculating per unit area, average structure and VGM are considered. Presented are the formulas of calculation of specific resource densities and a system of balance equations for calculating the quantity of each component of total hydrocarbon resources. Examples of prognostic resources evaluation using the proposed techniques are provided for the territory of the northwestern, western and eastern parts of the Precaspian depression.

Таблица

Номер НГСП	Г:Ж (весовое) в миграционном потоке	Г:Ж (весовое) в залежах (К)
VI (эталон)	7,7:1	1:1
V	6,4:1	1:1,2
IV	4.4:1	1:1,75
III	3,6:1	1:2,1
II	3,6:1	1:2,1
I	3,0:1	1:2,57

Рисунок Схема весовых соотношений газообразных и жидких УВ в миграционном потоке Карачаганакской НГСП:

1 - линии нефтегазоразделов; 2 - «конечный барьер» миграции; 3 - изогипсы подошвы соленосной толщи, м; 4 - номер НГСП и удельные плотности миграционного потока, усл. ед. (в числителе газообразные, в знаменателе жидкие УВ, в скобках весовое отношение Г:Ж); области: 5 - преимущественно газонакопления, 6 - газо-нефтенакопления