Метод внутренних аналогий (сравнительных геологических аналогий) (МВА)

Метод основан на сравнении хорошо изученных продуктивных структур или объединяющих несколько таких структур площадей – эталонных участков – с близлежащими, сходными по литологии, тектоническому положению и условиям сохранности структурами и площадями. Как правило, внутренние аналогии наиболее достоверны в пределах отдельных НГО, обладающих относительно устойчивыми нефтегазогеологическими характеристиками на всей их площади (литология, толщины, коллекторские свойства, покрышки и др.) или надежно предсказуемыми такими характеристиками (изменения толщин и коллекторских свойств в том или ином направлении, выклинивание отдельных горизонтов, приближенность или удаленность от очагов генерации и др.).

Решающее значение при применении внутренних аналогий приобретает корректность нефтегазогеологического районирования: НГО обычно совпадают по площади с крупнейшими структурами платформ и краевых систем – антеклизами и синеклизами, грядами и прогибами, что обеспечивает относительно однородные условия нефтегазонакопления.

При переносе плотностей ресурсов из хорошо изученных структур неантиклинальных залежей и эталонных участков на малоизученные структуры и площади сложились несколько методических подходов (В.В. Семенович и др., 1982).

1). Оценка локализованных прогнозных ресурсов категорий С₃ и Д₁-Д_2. Производится для локальных объектов, надежно выявленных апробированным в данном регионе комплексом геолого-геофизических исследований, на изученных участках проверенных глубоким бурением. В результате оценок необходимо вносить поправочные коэффициенты, отражающие долю подтвердившихся бурением структур. Достоверность оценок по категориям Д₁ и Д₂ малоизученных и даже вообще не изученных бурением и сейсмораведкой территорий малодостоверна (перенос плотностей ресурсов продуктивных структур на эти территории принципиально невозможен. Что же касается оценки ресурсов по категории С₃, то теоретически она вполне корректна для близко расположенных к продуктивным надежных локальных структур, выделенных в единых структурно-литологических условиях (хотя в некоторых районах коэффициент подтверждаемости не превысил 0.2).

2). Метод сравнения геологических количественных показателей, прямо связанных с подсчетом запасов. Используется ограниченное число показателей (4-6). Среди них:

- удельные плотности запасов на эталоне, которые могут быть представлены величинами на единицу площади, на единицу объема, на осредненную структуру. Вводятся поправочные коэффициенты на следующие показатели путем сравнения их с показателями эталона;

- толщина продуктивной части разреза;

- доля пород-коллекторов;

- емкостные свойства пород;

- удельная площадь ловушек;

- покрышки.

На основе показателей выводится сводный коэффициент аналогии, получаемый как произведение всех поправочных коэффициентов. Ресурсы оцениваемого участка определяются как произведение удельной плотности запасов на эталоне на сводный коэффициент аналогии.

Необходимо отметить, что прогноз таких показателей, как толщина продуктивной части разреза, емкостные свойства пород, качество покрышек в неизученных частях района достаточно неопределен и неточен.

3). Сравнение геологических показателей, связанных с условиями сохранности залежей углеводородов.

«Наислабейшим звеном» (например, для Лено-Тунгусской НГП Сибирской платформы) являются условия сохранности залежей УВ, что связано с неоднократными перестройками структурного плана, трапповым магматизмом и интенсивными новейшими воздыманиями и др. Отсюда на первый план выходит прогноз изолирующих покрышек и их качества; для количественных подсчетов немаловажен также прогноз эффективных терригенных и карбонатных коллекторов и структурное положение изучаемых объектов, а также приемы, позволяющие производить оценку относительного богатства тех или иных объектов, удаленных от эталонных участков.

Во ВНИГРИ количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и/или газа проводится следующим образом:

- Строится карта качественной оценки перспектив нефтегазоносности:

(специальными знаками наносятся основные геологические показатели и признаки, непосредственно влияющие на аккумуляцию и сохранность УВ в недрах. В качестве благоприятных показателей приняты: структурное положение (принадлежность к крупным положительным структурам при мощности чехла более 1 км – контуры снимаются со структурных карт, приближенных к наиболее продуктивным уровням разреза); положение зон эффективных терригенных и карбонатных коллекторов – контуры снимаются со специальных литолого-фациальных карт); контуры распространения изолирующих покрышек (глинистых, соляных и др.). В качестве неблагоприятных приняты: малая толщина чехла (менее 1 км) и, напротив, аномально большая (более 4-5 км) толщина (зона резкого ухудшения коллекторов, особенно терригенных), повышенная траппонасыщенность (силлы и дайки) разрезов, отсутствие или плохое качество покрышек, гидрогеологическая раскрытость – подьем к дневной поверхности высокоминерализованных вод глубинного генезиса.

Графическое наложение друг на друга полей с благоприятными и неблагоприятными признаками автоматически разделяет исследуемую территорию на участки с различными, но однородными внутри каждого из них условиями аккумуляции и сохранности УВ. Таким образом определяется относительная перспективность каждого участка; очевидно, что по этому показателю названные участки, по существу – зоны нефтегазонакопления, образуют нисходящий ряд, в котором наиболее перспективными оказываются зоны, где сочетаются только благоприятные признаки, а бесперспективными – только неблагоприятные. Появление или исчезновение любого одного признака при прочих равных условиях повышает или понижает относительную перспективность зоны по сравнению с соседними. Промежуточные значения обусловлены либо ухудшением условий сохранности и аккумуляции по сравнению с более перспективными зонами, либо улучшением их на, в целом, неблагоприятном фоне. Таким образом изучаемая территория разбивается на относительно однородные зоны с максимальными (эталонные участки), средними и малыми плотностями ресурсов, величина которых целиком зависит от плотностей ресурсов на эталонных участках.

- Плотности ресурсов, установленные на эталонных участках, передаются на соседние малоизученные расчетные участки (зоны) и далее по «лестнице» нисходящих качественных оценок вплоть до бесперспективных территорий. Количество УВ определяется путем умножения площади зоны на плотность приписываемых ей ресурсов. Диапазон колебания этих плотностей в конкретных условиях, например, Сибирской платформы изменяется от 100 тыс.т/км² и более на наиболее богатых эталонах до нуля на абсолютно бесперспективных территориях (выходы фундамента на дневную поверхность и их ближайшие окрестности). Достоинствами предлагаемого подхода к количественной оценке ресурсов УВ на Сибирской и, естественно, других платформах, являются:

- Объективизация выделения относительно небольших зон нефтегазонакопления и сохранности в них залежей путем графического наложения карт благоприятных и неблагоприятных признаков; принятые для этих построений показатели общедоступны и прямо влияют на богатство недр: толщина чехла (минимальная и максимальная), положение зон развития коллекторов, границы развития региональных сульфатно-галогенных и глинистых покрышек; разрушающие факторы (траппонасыщенность, глубинные высокоминерализованные воды на поверхности, отсутствие покрышек и др.)

- Возможность, по «лестнице» качественных оценок, передачи плотностей ресурсов на эталонах на большие расстояния от эталонных участков: если имеется возможность судить, что следующая соседняя зона менее (более) благоприятна по условиям сохранности залежей. Тем самым метод внутренних аналогий может «вырваться» из пределов отдельных НГО на просторы всей оцениваемой территории.

- Относительная независимость от оценок, полученных другими методами, особенно - объемно-генетическим и объемно-статистическим (в тех вариантах, где объем выводится на первое место).

Из выше изложенного обзора методов, применявшихся и применяемых для подсчета прогнозных ресурсов Восточно-Европейской и Сибирской платформ следует, что наиболее надежные результаты получаются при ориентации на плотность ресурсов хорошо изученных эталонных участков и что выделение участков и подсчет плотности ресурсов на них является решающим звеном в процессе подсчета.