В.Л. Шустер (ЦГЭ), М.М. Элланский, В.Ф. Дунаев (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

Именно геодинамическая обстановка определяет и источник УВ (нефтегазообразующие толщи и их потенциал), и тип ловушки (характер резервуаров), и формирование коллекторов и покрышек (флюидоупоров), и гидрогеологическую и геохимическую обстановки формирования и сохранения залежей УВ. К наиболее благоприятным геодинамическим обстановкам относятся обдукционно-субдукционная и рифтогенного режима (внутри- и окра-инно-континентального) [2, 3]. При этих геодинамических обстановках создаются благоприятные условия как для накопления значительных масс осадочных пород, обогащенных растворенным ОВ вблизи магматических или метаморфических пород фундамента, так и для ускоренного преобразования растворенного ОВ в УВ нефтяного ряда благодаря повышенному тепловому потоку в зонах субдукции и обдукции, а также в зонах рифтов, обусловленному близостью астеносферы.

Высокие геодинамические нагрузки, связанные с процессами сжатия и растяжения, оказывают благоприятное влияние на формирование блоковой структуры выступов кристаллического фундамента, зон разломов и как следствие зон повышенной трещиноватости. Последние в зависимости от геологических условий могут служить как путями миграции, так и экранами. Коллекторские свойства пород фундамента в значительной степени связаны с зонами трещиноватости, а также с генезисом и минеральным составом пород (Шустер В.Л., 1998; [1]). Важным фактором образования и сохранения нефтегазоскоплений является экранирующая роль флюидоупоров. Следует учитывать определенную специфичность объекта: помимо региональных флюидоупоров глинистого, карбонатного или хемогенного состава, роль зональных или локальных покрышек (например, для отдельных блоков выступа фундамента) могут играть плохо проницаемые эффузивные и (или) кристаллические породы, залегающие в кровле гранитоидных массивов (Шустер В.Л., 1998).

Для оценки степени благоприятности локальных объектов (площадей) необходимо учитывать несколько иные, чем для зоны нефтегазонакопления, или уточненные количественно геологические факторы: например, количественно оценить фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов или через качественную характеристику состава пород дать экспертную оценку возможных коллекторских свойств, определить экранирующую способность пород-флюидоупоров (через их толщину, состав, расслоенность проницаемыми прослоями), проанализировать механизм улавливания УВ и условия их накопления, дать раздельный прогноз УВ (табл. 1).

Для решения задачи рентабельности освоения локального объекта (площади) потребуются дополнительные геологические и геолого-экономические показатели (табл. 2). Предлагаемый вариант группы факторов (см. табл. 1, 2) оценки перспектив нефтегазоносности для региональной зоны нефтегазонакопления и локального объекта, а также оценки рентабельности освоения объекта в каждом конкретном районе может быть уточнен и видоизменен в зависимости от геологических и геолого-экономических условий. Для эффективного проведения работ оценку перспектив и выбор очередности объектов необходимо проводить на основе анализа рисков. При осуществлении крупных нефтегазовых проектов возможны риски: политический, социальный, экологический, геологический, экономический, юридический и др. В данной статье мы проанализируем геологический риск. Именно этот вид риска является основополагающим и его оценка имеет важнейшее значение для успешного осуществления проекта, поскольку в нефтегазовой отрасли существует большая зависимость оценки эффективности инвестиционных проектов от

Известны различные подходы и методики оценки перспектив нефтегазоносности локальных объектов (разделения оцениваемых объектов на продуктивные и "пустые"). Такой опыт имеется у нас по Туранской плите, Западной Туркмении и Баренцевскому региону (Шустер В.Л., 1970). Необходимыми условиями для такого исследования являются значительная статистика продуктивных и "пустых" (установленных в результате бурения) объектов в регионе, а также полный набор фактических геологических данных по всем факторам оценки. Однако в силу слабой изученности фундамента таких данных и в мире, и тем более на территории России очень мало.

Для оценки благоприятности (перспективности) любой локальной структуры этой зоны (района) используется n признаков (факторов оценки), каждый из которых оценивается вероятностно (см. табл. 1). Отметим различие понятий "вероятность благоприятности продуктивности" и "вероятность продуктивности". Первое понятие означает, что наличие данного признака является необходимым, но недостаточным условием образования залежи (или зоны). Например, если есть коллектор, вероятность благоприятности этого признака для нефтегазоносности ловушки равна единице. Вероятность же продуктивности ловушки в случае наличия коллектора оценивается как отношение числа продуктивных ловушек к общему числу ловушек, имеющих коллектор. Благоприятность признака оценивается по неравенству

0<Р_i< 1,

где Р_i – вероятность благоприятности i-го признака нефтегазоносности локальной структуры. Чем больше Р_i, тем более благоприятен этот признак для наличия залежи. Далее, считая, что факторы оценки независимы, находим вероятность продуктивности рассматриваемой структуры (Р_прод)

Рпрод = P₁P₂...P_n.

где P₁, P₂, ...P_n – вероятности всех факторов (признаков) оценки. Решающее правило отнесения оцениваемой структуры к продуктивным или "пустым" следующее:

Вероятность риска для конкретной структуры (Р_{р отдельной структуры}) количественно определяется по формуле

P_{р отдельной структуры} =1 - P_{прод этой структуры}.

На основании полученных оценок вероятностей продуктивности перспективных зон и локальных объектов (ловушек) проектируются поисково-разведочные работы на нефть и газ, в том числе выбираются первоочередные объекты. Основой для этого служат: а) вероятность открытия залежи – Р_прод; б) распределение запасов нефти (газа). Последнее строится на основе данных о подсчетных параметрах, приведенных в табл.2, с использованием метода Монте-Карло (Элланский М.М., Еникеев Б.Н., 1999). Это распределение содержит информацию о возможном диапазоне изменения запасов УВ и вероятности каждого значения запасов в выделенном интервале.

Таким образом, геологическая модель изучаемой ловушки приобрела следующий вид: вероятность открытия на этой ловушке залежи нефти (газа) Р_прод = 0.32 (см. табл. 1); открытая залежь может оказаться мелкой – с вероятностью 0,5, средней – с вероятностью 0,3 и крупной – с вероятностью 0,2. Теперь мы можем, помимо учета геологических рисков (вероятности продуктивности перспективной зоны; вероятности продуктивности локальной структуры; условных вероятностей наличия на данной структуре залежей различной величины, при условии, что данная структура продуктивна), оценить величины экономического риска для проведения: а) поисковых работ, б) разведочных работ и подсчета запасов нефти и газа, в) проектирования разработки и проведения самой разработки и эксплуатации и соответственно на каждом шаге решать вопрос о целесообразности проведения следующего вида работ.

240*0,32 - 40 - 30*0,32 = = 76,8 - 40 - 9,6 = 27,7>0. (2)

Пусть в результате поисковых работ на данной структуре была открыта залежь. Поисковые работы позволили получить новую информацию о распределении запасов открытой залежи. После "загрубления" уточненного распределения запасов были получены следующие вероятности размера открытой залежи: 0,9 – мелкая залежь, 0,05 – средняя и 0,05 – крупная. В результате изменится величина ЧДД:

500*0,05 + 300*0,05 + 100*0,9 = 25 + 15 + 90 = 130. (3)

130 - 30 = 100 > 0. (4)

После проведения разведочных работ и подсчета запасов нефти и газа модель залежи еще раз уточняется. В результате подсчета запасов нефти и газа мы получаем, по сути дела, однозначную величину запасов изучаемой залежи (на самом деле, эта величина имеет некоторую погрешность, но в настоящее время в нашей стране не существует общепризнанной методики оценки погрешности подсчета промышленных запасов нефти и газа). Пусть это будет мелкая залежь с конкретной величиной запасов, например 5 млн т нефти. Для этой залежи с учетом перечисленных выше факторов рассчитывается ЧДД, после чего решается вопрос о целесообразности проведения работ по проектированию разработки и самой разработке и эксплуатации залежи. Для положительного решения вопроса величина ЧДД должна быть больше нуля.

1. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / А.М. Дмитриевский, Ф.А. Киреев, Р.А. Бочко, Т.А. Федорова. –Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1992. - №5. - С. 119-128.
2. Геология и нефтегазоносности фундамента Зондского шельфа /Е.Г. Арешев,В.П. Гаврилов, Ч.Л. Донг и др. –М.: Изд-во "Нефть и газ", 1997.
3. Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. –М.: Недра, 1995.