Л.О. СУЛЕЙМАНОВА (ЗапСибНИГНИ), Ф.М. КУАНЫШЕВ, М.Э. МЕРСОН (КазНИГРИ)

К критериям, которые оказывают решающее влияние на распределение плотности потенциальных ресурсов, относятся такие характеристики как температура недр, мощность оцениваемого нефтегазоносного комплекса (НГК), его песчанистость (глинистость), структура разреза, плотность ловушек, тип ОВ, тектоническая история региона и др. Все эти параметры в комплексе влияют на изменение прогнозируемой величины, характеризующей нефтегазоносность. Обычно в качестве таковой используется плотность запасов на единицу площади. Наши исследования показали, что в тех случаях, когда необходимо анализировать совместно различные по генезису толщи, получать зависимости, единые для НГК и провинций, когда существенно меняются мощности и объемы проницаемых пород в НГК, целесообразнее использовать при выводе регрессионных уравнений величину концентрации УВ на единицу порового пространства вместо плотности на единицу площади. Это позволяет изучать и сопоставлять в основном генетические свойства объектов – генерацию, эмиграцию и др. Такие концентрации были рассчитаны для хорошо изученных участков двух крупнейших НГП – Прикаспийской и Западно-Сибирской.

В пределах Прикаспийской НГП для расчета величины концентрации УВ на единицу порового пространства объема пород (w_ув) выбраны участки, охватывающие различные структурные и фациальные зоны как с высокими, так и низкими плотностями запасов.

На юге и юго-востоке Прикаспийской впадины выделены два эталонных участка: ЭУ-5 – в пределах Картон-Тенгизского седиментационного поднятия, включающий месторождения Тенгиз, Королевское и ЭУ-6 на северном склоне Южно-Эмбинского инверсионного поднятия, характеризующий терригенный НГК в стратиграфическом объеме C₁v₂²–С₂, в его пределах находятся месторождения Тортай и Равнинное с небольшими запасами УВ (табл. 1).

Как видно из табл. 1, удельная концентрация УВ на единицу объема порового пространства пород – более устойчивый параметр по сравнению с плотностью запасов на единицу площади, и поэтому именно он позволяет вести прогноз более надежно.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что на современном уровне изученности подсолевых отложений Прикаспийской впадины для обобщенных региональных оценок можно количественно учесть два основных фактора, предопределяющих изменение концентрации ресурсов в поровом пространстве НГК – коэффициент аномальности пластового давления (Ка) и коэффициент карбонатности разреза (K_K). Получены следующие уравнения:

w_УВ=0,4K_К–7, (1)

w'_ув=20K_а-7. (2)

Эталонными объектами охарактеризованы все НГО и НГК региона; диапазон изменения плотностей жидких и газообразных УВ на них довольно широк: от низких значений (10–15 тыс. т/км²) до очень высоких (свыше 900 тыс. т/км²). Такое разнообразие плотностей отражает при нынешнем состоянии изученности территории бурением весь спектр геолого-геохимических условий провинций.

На всех эталонных объектах определены концентрации ресурсов на единицу площади и единицу объема порового пространства коллекторов, а также наборы литологических, тектонических, температурных и геохимических параметров, позволяющих установить количественные закономерности изменения плотностей.

Данные по эталонным объектам Западной Сибири, которые дают возможность сравнить удельные плотности ресурсов УВ на единицу площади и единицу объема порового пространства приведены в табл. 2. В качестве примера выбраны эталоны, характеризующиеся различными фациальными, тектоническими, структурными и другими условиями нефтегазонакопления.

ЭУ-3 расположен в пределах Южно-Ямальского мегавала, включает в себя Малоямальское и Ново-портовское месторождения; на участке выделены три эталонных объекта: в аптском (отложения танопчинской свиты), неокомском и нижне-среднеюрском НГК; в табл. 2 приведен аптский нефтегазо-носный объект.

ЭУ-27 расположен на вершине Вартовского свода, в его состав входят месторождения Самотлорское, Мегионское, Сороминское, Ермаковское, Вартовско-Советское и др. На участке выделено четыре эталонных объекта в сеноманском, неокомском, ачимовском, верхнеюрском НГК (в табл. 2 приведено три). Сеноманский объект включен в массив эталонов как наиболее бедный в генерационном отношении.

Данные табл. 2 позволяют отметить: 1) меньший разброс в значениях удельных запасов УВ на единицу объема порового пространства пород по сравнению с плотностью на единицу площади; 2) преимущественный рост значений концентраций УВ в объеме порового пространства с увеличением глубины залегания НГК, что связано в большинстве случаев с уплотнением пород и уменьшающейся с глубиной пористостью; 3) зависимость концентрации УВ в пoровом объеме пород от K_a пластового давления, установленная в Прикаспийской НГП, характерна и для ачимовского НГК Западно-Сибирской НГП.

Сопоставляя данные табл. 1 и табл.2, отметим также следующее. Наиболее богатые участки Прикаспийской НГП (ЭУ-1, ЭУ-5) и Западно-Сибирской НГП (ЭУ-8, неоком; ЭУ-27, неоком) имеют близкие значения концентраций УВ на единицу объема порового пространства (сравним: 20–30 в Прикаспии и 15–20 в Западной Сибири), хотя и отличаются по типу пород-коллекторов (карбонаты и терригенные породы). Однако, как видно из табл. 2, участки с высокими плотностями на единицу площади (дув) не всегда обладают высокими концентрациями на единицу объема (например, сеноманский НГК на ЭУ-8), на которые влияют общая мощность коллекторов и их пористость. Объемная концентрация УВ (w_ув) определяет природные зависимости, обусловленные генетическими свойствами объектов; плотность УВ на единицу площади – потребительская характеристика прогнозных оценок, определяющая критерии использования ресурсов.

где w_ув, w_ж, w_г концентрация в единице объема порового пространства пород соответственно SУВ, жидких и газообразных УВ; h и h_пес – общая мощность и мощность песчаников в НГТ, м; D – фациальный коэффициент; Т_п – температура в подошве НГК, °С; G – тектоническая напряженность, H_п – глубина подошвы НГК; D – геотермический градиент, °С/100 м; С_орг – содержание РОВ в породе, %; l₁, L₂ – расстояние от ЭУ до центра тяжести и до обрамления бассейна, тыс. км; t_п, t_K – возраст подошвы и кровли НГК, млн. лет; k_c – структурный коэффициент распределения; Ф – отношение концентрации пристан/фитан в нефтях и битумоидах; Z – подъем территории в конце формирования осадочно-породного бассейна, м; m – пористость, доли.

The creation of models of oil and gas accumulation and presenting them in the form of analytical relationships is one of the main tasks of the quantitative prediction of petroleum potential. The analytical relationships can be calculated on the basis of the reference objects of the most studied portions of the section. Hydrocarbon resource density per unit area is generally used as a predictable value characterizing petroleum potential. The investigations carried out by ZapSibNIGNI have shown that in some cases, when deducing regressive equations it is reasonable to use the amount of the concentration of hydrocarbons in the unit of the pore space of rocks which allows a comparison of genetic properties of oil-and gas-prone strata. The dependences using these characteristics have been calculated based on the data for reference areas in the Precaspian and Western Siberian provinces.