Использование теории нефтегазоносных бассейнов для совершенствования методов оценки прогнозных запасов нефти и газа


Оценка прогнозных запасов нефти и газа - количественное выражение выполненной до этого качественной оценки перспектив нефтегазоносности и выделения бассейнов, областей, зон или интервалов разреза, характеризующихся преимущественным нефте- или газонакоплением. Предложены и широко используются в практике различные прямые или косвенные методы оценки прогнозных запасов нефти и газа, применяемые в различных геологических условиях и при различной полноте информации о прогнозируемых объектах. Однако для большинства методов, в особенности непрямых, характерен значительный субъективизм при подборе по аналогии параметров, входящих в формулы подсчета запасов [удельных запасов на единицу площади или объема перспективных отложений, соотношений нефти и газа в сумме углеводородов (УВ) и т.д.]. Теория нефтегазоносных бассейнов (НГБ) позволяет уменьшить степень субъективности в оценке прогнозных запасов нефти и газа, поскольку на базе этой теории становится возможным использование для прогнозов системного анализа. [Правильней говорить об учении о нефтегазоносности осадочных (осадочно-породных) бассейнов, представляющих собой наиболее автономные и целостные динамические системы, в которых на определенном этапе их развития возникают очаги генерации нефти и газа и зоны их аккумуляции, вместе образующие в бассейнах нефтегазоносные подсистемы. Такие бассейны (в своих прежних границах) получают право называться нефтегазоносными (НГБ)].

Подход к нефтегазоносным бассейнам как к целостным системам характерен для большинства фундаментальных работ в этом направлении, Н.Б. Baccoeвич с сотрудниками рассматривает НГБ в качестве целостных осадочно-породных систем, В.Б. Оленин и И.В. Высоцкий -в качестве целостных генерационно-аккумуляционных систем. Основоположник теории НПЗ И.О. Брод ввел понятие о бассейне как гидродинамической системе. В.Е. Хайн дополнил это понятие представлением об этой системе как нефтегазоносной и саморегулирующейся в процессе своего исторического развития.

Система - целое, образованное согласованием, взаимоподчинением составляющих его элементов. Нефтегазоносный бассейн можно условно представить в виде простой двухкомпонентной нефтегазовой (нефть+газ) или трехкомпонентной нефтегазогидродинамической (нефть+газ+вода) системы и количественно охарактеризовать объемными или весовыми соотношениями компонентов. Анализ объемных соотношений является предпочтительным, так как в пластовых условиях нефть и особенно газ при одном и том же весе занимают различные объемы в зависимости от температур и давлений в недрах. Объем нефтегазовой системы (НГС) - это суммарный объем жидкой и газообразной фаз скоплений (УВ) в пластовых условиях, т.е. объем всех залежей нефти, конденсата, свободного и растворенного газов. Объем нефтегазогидродинамической системы (НГГДС) - это суммарный объем природных резервуаров бассейна, вмещающего эти залежи и подземные воды. Количественными характеристиками НГС и НГГДС являются относительные объемы нефти или газа в этих системах.

где Г и H - соответственно относительные объемы газа и нефти в HГС (показатели компонентных соотношений), доли единиц или %; фг и фн - соответственно относительные объемы газа и нефти в НГГДС (коэффициенты концентраций), доли единицы или %; Vн, Vгк, Vсг и Vрг - соответственно объемы нефти, газового конденсата, свободного и растворенного газов, %; Vp - объем природных резервуаров, %.

HГБ - наиболее крупная автономная система (максисистема). Элементарной системой (минисистемой) является залежь нефти и газа. Условно можно выделить целый ряд промежуточных систем (миди систем) — зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные области, крупные изолированные комплексы и т.д.

С точки зрения прогнозной оценки ресурсов УВ наибольший интерес представляют количественные характеристики макси- и мидисистем.

В табл. 1 приведены величины относительных объемов газа в HГС и нефти и газа в НГГДС в ряде бассейнов, рассчитанные по начальным геологическим запасам УВ, разведанным в этих бассейнах. Поскольку в каждом конкретном случае на величине этих показателей существенно сказывается степень геологической изученности бассейна, интерес представляют не столько абсолютные значения, сколько пределы изменений и средние величины.



Преимущественно нефтеносные бассейны (из числа рассмотренных) характеризуются величинами относительных объемов газа в НГС от 10-13 до 28-34% (в среднем по 10 бассейнам - 20%). Коэффициенты концентрации нефти (относительные объемы нефти в НГГДС) достигают 0,017-0,018%, а в таких бассейнах, как Маракайбо и Персидского залива, превышают 0,02%. Преимущественно газоносные бассейны характеризуются повышенными значениями относительных объемов газа в НГС (80-100% в среднем по 10 бассейнам -90%). Коэффициенты концентрации нефти в НГГДС этих бассейнов понижены (0,006-0,012%), а газа - достигают 0,030-0,035%, Подавляющее число известных в настоящее время бассейнов является "нормальными" нефтегазоносными: относительные объемы газа в НГС этих бассейнов изменяются от 50 до 80%, в среднем составляя 70% (по 25 бассейнам), коэффициенты концентрации нефти изменяются от 0,012 до 0,018% (в среднем 0,015%); а газа -от 0,017 до 0,040% (в среднем 0,035%).

Можно сформулировать понятие об удерживающей способности системы НГБ: нефтегазоносный бассейн как равновесная саморегулирующаяся нефтегазовая или нефтегазогидродинамическая система аккумулирует определенное количество жидких и газообразных углеводородов, объемы которых в пластовых условиях в общем ("нормальном") случае составляют в среднем соответственно 30 и 70% объема НГС и 0,015% объема НГГДС для нефти и 0,035% - для газа.

Наиболее близкими к средним показателям могут оказаться фактические соотношения объемов нефти и газа и природных резервуаров в недрах бассейнов, сложенных в значительной степени нормальными морскими отложениями, обогащенными органическим веществом (OB) сапропелевого типа и испытавшими воздействие температур и давлений, характерных для главной фазы нефтеобразования. Если осадочный разрез бассейна представлен отложениями, обогащенными OB гумусового типа или достигшими слишком высоких степеней катагенеза, или, наоборот, не прошедшими условий ГФН, могут наблюдаться значительные отклонения от общего правила в сторону резкого преобладания газовой фазы. В случае повышенной тектонической нарушенности и ухудшения условий сохранности УВ, в особенности газообразных, отклонение может произойти в сторону преобладания жидкой фазы.

Обращает на себя внимание, что тектонотип бассейна (платформенные, предгорные, межгорные) с точки зрения преимущественной нефте- или газоносности или нормальности его системы в целом принципиального значения не имеет: все типы бассейнов достаточно широко представлены во всех группах, различающихся по преобладающему фазовому облику скоплений УВ в недрах. То же можно сказать и о величинах коэффициентов концентрации нефти и газа: максимальными значениями этих коэффициентов характеризуются как платформенные (Западно-Сибирский, Сахаро-Ливийский), таки предгорные (Персидского залива) и межгорные (Маракайбо) бассейны. При прочих равных условиях коэффициенты концентрации тем выше, чем больше в разрезе бассейна выделяется нефтегазоносных комплексов, разделенных выдержанными флюидоупорами, и чем лучше емкостная характеристика этих комплексов.

В качестве объектов прогноза нефтегазоносности могут быть выделены части общей системы бассейна, в частности, мидисистемы трех основных аккумуляционно-консервационных зон в вертикальном разрезе бассейна: верхней - преимущественно газо-нефтяной, средней - преимущественно газоконденсатно-нефтяной и нижней - преимущественно газо-конденсатно-газовой. В табл. 2 приведена характеристика относительных объемов газа в НГС верхней и средней зон в пластовых условиях (рассчитано по тем же бассейнам, что и табл. 1). Нижняя зона встречается только в интервале глубин ниже 5-6 км и обнаружена пока только в двух бассейнах - Пермском и Западном Внутреннем в США. Относительный объем газа в НГС этой зоны близок к единице.

Количественная характеристика верхней и средней аккумуляционно-консервационных зон несколько различается в зависимости от условий развития нефтегазоносного бассейна. В платформенных бассейнах верхняя зона характеризуется, за редкими исключениями, более высокой газонасыщенностью недр, чем средняя зона. В межгорных и предгорных бассейнах примерно в равном количестве случаев наблюдается как такая же, так и обратная картина. По-видимому, определяющим фактором формирования указанных соотношений объемов газа и нефти является степень дегазации недр: в развивающихся относительно спокойно платформенных бассейнах верхняя зона в большей части случаев оказывается менее дегазированной, чем в более мобильных и нарушенных бассейнах, связанных с горноскладчатыми сооружениями.

Еще больше различается количественная характеристика нефтегазовых систем отдельных областей, отличавшихся по интенсивности и направленности вертикальных тектонических движений (табл. 3).

В областях устойчивого унаследованного погружения при прочих равных условиях продуктивные горизонты в большинстве случаев прошли термобарические условия ГФН и на протяжении большей части бассейнового этапа развития находились в условиях, исключавших возможность выделения растворенного газа в свободную фазу (кроме самых верхних горизонтов, в которых могло также сохраниться некоторое количество газа верхней зоны генерации). В связи с этим, в целом в НГС этих областей жидкая фаза в скоплениях УВ преобладает причем в относительно большей степени в средней аккумуляционно-консервационной зоне.

В областях, характеризовавшихся отставанием от общего погружения и воздыманием в отдельные периоды, продуктивные горизонты в бассейновый этап развития находились в условиях, благоприятных для образования свободной газовой фазы; условия ГФН наступали позднее чем в смежных областях устойчивого погружения или не наступали совсем, но могли быть условия для образования и сохранения газа ранней генерации. В связи с этим основной особенностью таких областей является их повышенная газоносность. В НГС этих областей газовая фаза резко преобладает над жидкой в обеих аккумуляционно-консервационных зонах, нередко достигая 98-100%.

Относительные объемы газа и нефти в НГС и НГГДС являются как аккумуляционно-консервационными, так и генетическими характеристиками соответствующих систем, так как тесно связаны не только с особенностями истории развития геологических тел, образующих эти системы, но и с масштабами генерации УВ и эмиграции их в коллекторы. Рассмотрим этот вопрос на примере Западно-Сибирского бассейна. По подсчетам А.З. Конторовича, из нефтегазоматеринских отложений мезозойского осадочного чехла этого бассейна эмигрировало в коллекторы 3,8 трлн. газообразных УВ. Пересчитав эти величины на объемы в пластовых условиях, соответствующих условиям максимального нефтегазообразования (интервал 1500-3500 м), получим, что объемы эмигрировавших газообразных УВ составляли 15 трлн. м3.

А.Э. Конторовичем расчитаны также коэффициенты аккумуляции (отношение количества нефти и газа, аккумулировавшегося в ловушках, к их количеству, эмигрировавшему из материнских отложений) по ряду нефтегазоносных районов

Западной Сибири. Автором настоящей статьи по этим же районам рассчитаны коэффициенты концентрации нефти и газа (относительные объемы нефти и газа в НГГДС).

Для Западно-Сибирского бассейна между коэффициентами концентрации и аккумуляции нефти и газа для отдельных районов обнаруживается закономерная связь, графически выражаемая прямой, а аналитически - уравнением K=70 ф. Из этого уравнения, в частности, следует, что пределу удерживающей способности НГГДС бассейна 0,015 и 0,035% соответствуют предельные значения коэффициентов аккумуляции нефти и газа 1 и 2,5%. Эти данные подтверждают расчеты B.C. Вышемирского, А.Э. Конторовича и А.А. Трофимука, показавших, что общие запасы нефтяных залежей Земли составляют около 1% объема жидких углеводородов, рассеянных в стратисфере.

Полученные характеристики нефтегазовых и нефтегазогидродинамических систем бассейнов или их частей можно использовать для подсчета прогнозных запасов нефти и газа. Для этого по каждому подсчетному объекту следует определить ранг и вид системы, оценить объем природных резервуаров и рассчитать или подобрать по аналогии соответствующие значения относительных объемов нефти и газа в этих системах.





Яндекс.Метрика