Оцінка прогнозних ресурсів
Для оцінки прогнозних ресурсів на будь – якій території, насамперед необхідно зробити оцінку цієї території якісно, тобто з точки зору наявності сприятливих умов для можливого знаходження в ній нафтогазоносних відкладів на основі наступних геологічних критеріїв:
1) тектонічні умови, наявність або відсутність локальних структур;
2) палеогеографічна обстановка формування відкладів та їх стратиграфічний розріз;
3) літолого – фаціальні властивості порід та умови осадконакопичення;
4) гідрогеологічні та гідрохімічні показники;
5) геохімічні показники;
6) умови можливого утворення і знаходження покладів нафти і газу;
7) колекторські властивості порід;
8) умови утворення пасток;
9) умови збереження та руйнування покладів нафти і газу;
10) вплив метаморфізму порід на нафто - і газоносність гірських порід;
11) додаткові геологічні показники.
На основі вище приведених критеріїв складається прогнозна карта якісної характеристики території. Таку карту слід складати на тектонічній основі. На цій карті слід виділити площі з різною ступінню перспективності на основі вказаних вище геологічних міркувань і провести наближену класифікацію, яка має такий вигляд (таблиця 18.1).
Після цього можна переходити до кількісної оцінки прогнозних ресурсів. Загальноприйнятої методики підрахунку прогнозних ресурсів нафти і газу не існує, але всі використовують способи в основу яких в тій або іншій мірі покладені принципи геологічної аналогії. Важливим показником при цьому є для більшості випадків питомі запаси (густина запасів), які виражаються в т/км2 для нафти і в м3/км2 для газу, підраховані попередньо по вивченій і розвіданій площі.
Значення питомих запасів, які отримані на розвіданій території можуть бути використані для підрахунку прогнозних ресурсів різними методами.
Найбільш розповсюджений метод аналогії на основі середніх питомих запасів на одиницю площі або об’єму, вирахованих для добре вивчених родовищ (горизонтів) в розвіданих районах, аналогічних за геологічною будовою з прогнозною територією і яка використовується в якості еталону.
Основою методу аналогії (порівняльного геологічного аналізу) є визначення рис подібності і відмінності еталонної та території що оцінюється: за історією їх геологічного розвитку; тектонічного положення; характеристики локальних структур; за фаціальними особливостями і літологією осадових комплексів порід; їх потужності; віку; тощо.
Чим детальніше і повніше проведена аналогія між цими територіями і чим більше вони виявлялись подібними за геологічною будовою, тим більше буде достовірність прогнозної оцінки ресурсів нафти і газу на досліджуваній території.
Для кількісної прогнозної оцінки ресурсів нафти і газу вибирають еталонну ділянку найбільш подібну за своєю будовою і умовами залягання нафти і газу з оцінювальною територією.
Таблиця 18.1 – Класифікація площ за характером їх перспективності
| Клас | Характер перспективності площі | Геологічні критерії перспективності і умови утворення покладів нафти і газу |
| І | Досить перспективні | Є структури і пастки; сприятлива літолого-фаціальна характеристика порід і їх колекторських властивостей; є сприятливі прямі геохімічні і гідрогеологічні показники; сприятливі палеогеографічні показники і палеогеологічні умови для утворення і збереження покладів нафти і газу та ін. |
| ІІ | Перспективні | Є структури і пастки; сприятлива літолого-фаціальна характеристика порід і їх колекторських властивостей; є деякі непрямі дані геохімічних і гідрогеологічних показників, які свідчать про можливість сприятливої обстановки для утворення і збереження покладів нафти і газу та ін. |
| ІІІ | Мало перспективні | Поряд з деякими сприятливими ознаками - наявністю структур і колекторів-є несприятливі показники, часткове розкриття структур, значі; тектонічні порушення, які свідчать про часткове руйнування покладів нафти і газу; спостерігаються явища часткової метаморфізації порід, що погіршують їх колекторські властивості , тощо |
| ІV | Безперспективні | Відсутність сприятливих структур; є в наявності геохімічні і гідрохімічні показники руйнування покладів нафти і газу; є докази про несприятливі палеогеографічні умови для формування покладів нафти і газу, спостерігається значна метаморфізація гірських порід , тощо |
| V | Площі з не виясненими перспективами | Геологічні критерії нафтогазоносності і умови формування покладів нафти і газу не достатньо вияснені, є тільки загальні відомості про можливість наявності структур, колекторів і загальні уявлення про палеогеографічні умови осадконакопичення. |
Для цієї еталонної ділянки визначаються запаси площ нафтоносності і об’єм продуктивних відкладів, які вміщують нафту або вільний газ окремо. На основі вказаних даних на еталонній ділянці визначається щільність запасів на одиницю площі і на одиницю об’єму порід колекторів, які вміщують нафту або вільний газ. Ці дані в подальшому використовуються для підрахунку ресурсів нафти і газу на прогнозній території за наступними співвідношеннями:
1) якщо в якості розрахункової одиниці приймається щільність запасів на одиницю площі, то прогнозні ресурси оцінюються за формулою:
Q=F·q·k,
де Q – кількісна оцінка ресурсів нафти або газу на оцінюваній території млн. т або млрд. м3;
F – загальна площа оцінюваної території, км2;
q – середня щільність (кількість) запасів нафти або газу, яка приходиться на одиницю розвіданої (еталонної) площі млн. т/км2 нафти або млрд. м3/км2 газу;
k – загальний поправочний коефіцієнт ступені аналогії, який враховує відмінності в геологічній будові або можливої нафтогазоносності розвідувальної і оцінювальної площі (території). Він визначається на основі аналізу вихідних критеріїв нафтогазоносності з врахуванням ступені вивченості території .
2) якщо в якості розрахункової одиниці приймається щільність запасів на одиницю об’єму порід – колекторів, що вміщують нафту або газ, то прогнозні ресурси підраховуються за формулою:
,
де Qпр – прогнозні ресурси нафти або газу на прогнозній території, млн. або млрд. м3;
Vпр – об’єм порід колекторів, які вмішують ресурси нафти або газу, що оцінюються на прогнозній території, км3;
Qе – підраховані запаси нафти або газу на еталонній ділянці млн. т або млрд. м3;
Vе – об’єм порід – колекторів, які вміщують запаси нафти або газу на еталонній ділянці км3;
k – загальний поправочний коефіцієнт ступені аналогії (він може бути більше 1 при сприятливій оцінці (умовах) і менше 1 у випадку не сприятливих умов).
При підрахунку прогнозних ресурсів найбільш складною задачею є визначення розмірів можливої нафтогазоносності площі на території яка оцінюється, навіть при використанні геологічних критеріїв нафтогазоносності для виділення перспективних площ.
Якщо є будь – які гіпотези або робочі схеми про закономірність розподілення покладів нафти і газу на еталонні території то досить корисно використовувати їх за аналогією для прогнозної території.
Розглянемо деякі дані про долю продуктивних площ і розподілення нафтових і газових покладів по окремим нафтовим районам. Так У.Л. Рассел вказує, що для деяких геосинклінальних областей, в межах яких є нафтові родовища, продуктивні площі складають 1-5% від загальної площі басейну.
Для чокракско – спіріалісових відкладів Східного Передкавказзя аналогічні розрахунки дають величину 0,49-2,43% для різних його ділянок; в межах цієї продуктивної площі 87% відносяться до нафтових покладів і 13% до покладів, які вміщують вільний газ. Для майкопских відкладів того ж Східного Передкавказзя доля продуктивних площ складає всього 0,014-0,031% . Такі ж розрахунки є і по іншим нафтогазоносним територіям.
Після отримання для еталонної території величин, які характеризують долю продуктивних площ і питомих запасів нафти або газу, можна переходити до кількісної оцінки перспективних ресурсів нафти або газу на прогнозній території.
В цьому випадку розрахунок можна везти окремо по стратиграфічним одиницям і тектонічним елементам по відповідним співвідношенням:
,
де 
- перспективні ресурси нафти або газу на прогнозній території, т;
- загальна площа прогнозної території, км2;
- доля продуктивних площ на еталонній території, %;
- питомі запаси нафти, підраховані на еталонній території, т/км2 (не по всій території а тільки для продуктивних площ).
Якщо є дані про передбачувальну потужність 
в метрах продуктивних відкладів на прогнозній території, то на еталонній території питомі запаси 
підраховується в т/(км2 x м) (тільки для продуктивних площ, а не для загальної еталонної території) по співвідношенню:
.
Оцінка прогнозних ресурсів буде зроблена тим точніше чим більш диференційовано здійснюється розрахунок по окремим стратиграфічним одиницям і тектонічним елементам, який дозволяє забезпечити проведення більш глибокої геологічної аналогії з еталонною територією.
Різними авторами пропонуються і інші варіанти оцінки прогнозних ресурсів, а саме:
1) розрахунок на осереднену структуру, в основу якого покладено визначення числа структур на прогнозній території шляхом ділення площі прогнозної території на площу одної структури і на розрахунку перспективних ресурсів одної структури по аналогії з еталонною територією;
2) об’ємно – генетичний метод, в основу якого покладені теоретичні положення, які характеризують геологічні умови і кількісну оцінку генерації нафтових і газоподібних вуглеводнів при перетворенні розсіяної органічної речовини в осадах.
3) об’ємно – статистичний метод, з використовуванням основної об’ємної формули та ін.
Всі ці методи практично не використовуються для оцінки прогнозних ресурсів нафти із–за складності, меншої точності і відсутності переваг перед методом розрахунку на основі даних по питомих запасах (тобто густоти запасів на еталонній території).