Сусанина Ольга Михайловна
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
Согласно полученному прогнозу, максимально распространенный тип пород, перспективных на нефть и газ - это породы эффузивного состава, отвечающие зонам развития триасовой деструкции земной коры, выделенные по комплексу гравитационных и магнитных данных. (рис. 2). Подчиненное значение имеют интрузии и терригенно-карбонатные породы.
Оценка ресурсов осуществлялась по формуле объемного метода, применяемого на любых стадиях геологоразведочного процесса [Бжицких, 2011]:
Qизвл. = S×hн×Kп×Kн×Kпер×ρн×η
где Qизвл. - извлекаемые ресурсы нефти, тыс.т; S - площадь нефтеносности, тыс. м2; hн - нефтенасыщенная толщина, м; Kп - коэффициент открытой пористости, доли ед.; Kн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; Kпер - пересчетный коэффициент, доли ед.; ρн - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3; η - коэффициент извлечения нефти, доли ед.
Вероятностный подход к оценке ресурсов заключался в использовании метода Монте-Карло, реализованного в частности в программе "MonteCarlo" (М.Б. Лурье, 2011), основанного на получении большого числа независимых реализаций каждого из основных параметров и вычисления величины ресурсов при каждой реализации. Для построения стохастической модели необходимо задать ожидаемый закон распределения моделируемого параметра и его основные характеристики - математическое ожидание и дисперсию (в данном программном продукте - минимальное и максимальное ожидаемые значения).
Пределы изменения всех подсчетных параметров, участвующих в формуле объемного метода, кроме площади нефтеносности (S), приняты по аналогии с уже открытыми месторождениями в кровле ДЮК в пределах ХМАО (данные Баланса запасов нефти, форма N6-ГР, 2010 г.). В связи с тем, что разные типы пород-коллекторов обладают разными пластовыми характеристиками, оценка запасов производилась отдельно для пород терригенно-карбонатного, эффузивного и гранитно-метаморфического состава.
Что касается площади нефтеносности, то максимальное ее значение соответствует всей площади выделяемых перспективных участков, а минимальное - принято равным 2 км2.
Для итоговой оценки перспективности структурно-тектонических элементов, в пределах которых производилась оценка ресурсов, автором предложено построение комплексного коэффициента перспективности:
K = (γ1Pф1+γ2Pф2+γ3Pф3)×Pнеотект×Pнрф×Pперсп
где γ - коэффициент за плотность извлекаемых ресурсов, Pф - вес типа формации пород (по А.А. Нежданову); 1, 2, 3 - типы пород соответственно: гранитно-метаморфический, терригенно-карбонатный и эффузивный; Pнеотект - коэффициент выхода блока за пределы неотектонической границы Западной Сибири (за пределами которой полагается отсутствие нефтематеринских пород); Pнрф - коэффициент, учитывающий площади уже открытых месторождений в пределах выделяемых перспективных участков; Pперсп - коэффициент, учитывающий отношение площади перспективных зон к общей площади структурно-тектонических элементов.
Согласно такому подходу, наиболее значимыми и первостепенными для дальнейшего изучения, с точки зрения наличия нефтегазоперспектив в отложениях кровельной части ДЮК, являются Уватский (8), Северо-Даниловский (22), Пуштинский (25) и Помутский (28) блоки (рис. 1).
|
