Прикаспийская впадина – крупнейшая нефтегазоносная провинция с мегабассейнами нефтегазообразования и нефтегазонакопления в палеозойском разрезе. Создание и дальнейшее развитие Прикаспийского нефтегазового комплекса предусматривают наращивание высокими темпами разведанных запасов УВ-сырья. Научной основой для определения стратегических направлений геологоразведочных работ на длительную перспективу служат величины прогнозных ресурсов УВ и их концентрация по конкретным геотектоническим элементам провинций и комплексам отложений.

Основное звено в системе количественной оценки нефтегазоносности провинций – это выбор объектов и метода прогноза УВ. Существующие традиционные методики (методы геологических аналогий) количественной оценки ресурсов УВ малоэффективны в условиях Прикаспийской впадины, характеризующейся резкой фациальной изменчивостью основных нефтегазоперспективных комплексов (НГК) по площади и разрезу, наличием длительных перерывов в осадконакоплении, глубоких размывов осадков и структурных несогласий между различными литолого-стратиграфическими комплексами. Вследствие этих особенностей различные сегменты (прибортовые зоны) впадины резко отличаются набором параметров нефтегазоносных комплексов, их мощностью и литолого-фациальной характеристикой, а также структурными особенностями. Для полного учета геологического строения впадины и критериев (мощности НГК, пористости коллекторов, плотности ловушек, аномальности пластового давления, долей в разрезе карбонатных пород и др.), оказывающих решающее влияние на распределение ресурсов, в качестве объектов прогноза ресурсов УВ определены нефтегазоносные и нефтегазоперспективные комплексы. В докунгурских палеозойских отложениях Прикаспийской впадины выделены три комплекса-объекта прогноза ресурсов УВ: 1) терригенные и карбонатно-терригенные отложения девонского – нижнекаменноугольного возраста; 2) терригенные, терригенно-карбонатные и карбонатные нижне-, средне- и верхнекаменноугольные образования; 3) терригенные отложения нижней перми.

Количественная оценка прогнозных ресурсов по этим трем комплексам-объектам выполнена по разработанной нами методике – удельным плотностям УВ в поровом объеме НГК. Эту методику можно назвать “безэталонным методом”. Прогнозные ресурсы УВ определяют по формуле

Q=Vq,

где Q – прогнозные ресурсы УВ; V – объем порового пространства пород оцениваемого комплекса-объекта прогноза; q – удельная плотность УВ в поровом объеме НГК.

Основная задача метода – определение значения удельной плотности УВ в поровом пространстве комплекса-объекта прогноза. Исследования, выполненные с привлечением месторождений с различными запасами: от уникальных (Карачаганак, Тенгиз) до небольших (Тепловское, Тортай, Кенкияк), показали, что концентрация (плотность) УВ в единице объема перового пространства в целом стабильна и прямой зависимости от геологических условий и величины разведанных запасов месторождений нет. Для подсолевого комплекса впадины установлены два основных параметра, определяющих удельную плотность УВ в поровом объеме НГК: 1) коэффициент аномальности пластового давления (Ka); 2) доля карбонатных пород (пластов, горизонтов) в разрезе (Kk). В результате анализа удельных плотностей УВ в поровом объеме НГК подсолевых отложений месторождений Прикаспийской впадины получены эмпирические зависимости в виде регрессионных уравнений:

q=40 Kk - 7, (1)

q=20 Ka - 7. (2)

Уравнение (1) служит для оценки ресурсов в карбонатных и терригенно-карбонатных комплексах, уравнение (2) – в терригенных и карбонатно-терригенных комплексах.

Для расчетов с использованием уравнений (1) и (2) для названных трех нефтегазоносных комплексов-объектов прогноза установлены удельные плотности УВ в поровом объеме НГК, которые изменяются от 7 до 35 млн. т/км³ пустот. Максимальные значения этого параметра характерны для НГК, сложенных преимущественно карбонатными породами, минимальные – для НГК терригенного состава.

Выполненная по этим данным оценка прогнозных ресурсов УВ подсолевого комплекса впадины в целом сопоставима с результатами работ с использованием методов геологических аналогий (эталонов).

Геолого-экономической оценкой доказана рентабельность 90 % прогнозных ресурсов подсолевого комплекса при замыкающих затратах на нефть 100 руб. за 1 т, а на свободный газ 30 руб. за 1000 м³.

Novel methods for the quantitative eveluation of prognostic resources of the Precaspian depression subsalt complex are considered. According to the results of new assessment, the necessity to increase exploration activity for petroleum is being substantiated.