Содержание к диссертации
Введение
Состояние изученности проблемы создания моделей сложно по строенных залежей нефти и газа и методология ее решения 10
1 Состояние изученности проблемы формирования и моделирования сложно построенных резервуаров нефти и газа 10
1.1. Геологическое моделирование разноранговых нефтегазоносных объектов различной степени изученности 10
1.2. История изучения процессов формирования и размещения залежей УВ в рассматриваемых регионах 13
1.3. Стадийность освоения нефтегазовых объектов 14
.2. Общие особенности геологического моделирования нефтегазоносных объектов на разных этапах их освоения 19
2.1. Значение изученности объекта в решении проблемы повышения достоверности и снижения рисков неопределенности модели 25
2.2. Методические подходы к оценке геологических рисков при освоении сложно построенных объектов различной степени изученности 29
Краткий очерк геологического строения исследованных территорий 33
1. Акватория Среднего Каспия 33
1.1. Общие сведения о территории исследований 33
1.2. Тектоническое районирование 42
1.3. Нефтегазогеологическое районирование акватории Каспия 46
2. Кандымская группа месторождений 51
2.1. Краткий геологический очерк исследованной территории 51
2.1.1. Стратиграфия и геологическая корреляция разрезов 51
2.1.2. Тектоника 55
Моделирование сложного разломно-блокового строения месторождений 59
1. Акватория Среднего Каспия 59
1.1. Моделирование дизъюнктивных нарушений и разломно-блокового строения месторождений 59
2. Кандымская группа месторождений 68
2.1. Моделирование разрывных нарушений и разломно-блокового строе ния месторождений 68
Моделирование неоднородностей различного происхождения сложно построенных залежей УВ в карбонатных и терригенных отложениях на разных этапах их изученности
Моделирование типа и свойств карбонатных пластов-коллекторов
2. Литологическое моделирование сложно построенных объектов разной степени изученности 87
3. Литотипизация карбонатных коллекторов сложно построенных залежей для последующего прогнозирования их распространения 99
Моделирование процессов формирования и размещения залежей нефти и газа Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений 106
1. Основные положения концепции формирования залежей УВ в
акватории Среднего Каспия 106
1.1. Формирование, переформирование и разрушение нефтяных месторождений 113
1.2. Формирование газоконденсатных месторождений 118
2. Кандымская группа месторождений 135
2.1. Формирование газоконденсатных залежей 135
Минимизация рисков освоения сложно построенных резервуаров на разных стадиях изученности месторождений 141
1. На этапе поисков месторождений УВ 141
1.1. Минимизация рисков неточного прогноза фазового состояния УВ за 141
счет обоснования направленных поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в акватории Среднего и Северного Каспия
2. На начальном этапе разведки месторождений УВ 151
2.1. Снижение рисков неэффективного ведения ГРР на начальном этапе разведки месторождений за счет оптимального размещения проектных разведочных и эксплуатационных скважин в зонах вероятного распространения лучших коллекторов
2.1.1. Анализ неопределенностей структурных элементов строения залежи УВ
2.1.2. Обоснование зон наиболее вероятного распространения лучших коллекторов
3. На поздней стадии разведки (доразведки) месторождений УВ 158
3.1. Снижение рисков неэффективного размещения скважин 158
Заключение 162
Список использованной литературы
- Геологическое моделирование разноранговых нефтегазоносных объектов различной степени изученности
- Методические подходы к оценке геологических рисков при освоении сложно построенных объектов различной степени изученности
- Моделирование дизъюнктивных нарушений и разломно-блокового строения месторождений
- Формирование газоконденсатных месторождений
Геологическое моделирование разноранговых нефтегазоносных объектов различной степени изученности
На региональном этапе ведения ГРР изучение недр акватории моря предшествует поисковому этапу и проводится до тех пор, пока остаются неизученными значительные по площади территории и выявляются благоприятные предпосылки для обнаружения новых перспективных комплексов на неосвоенных глубинах и в зонах нефтегазонакопления в слабоизученных районах. Выбор территорий, реально перспективных для поисков нефти и газа, является важной стратегической задачей любой крупной компании. При этом особенно актуальными становятся вопросы научного обоснования и раздельного прогноза в их пределах перспектив нефте- и газоносности неизученных бурением отложений и территорий (до и после приобретения лицензии). На данном этапе ведется изучение основных геолого-геофизических особенностей лицензионных и прилегающих к ним территорий, а также качественная и количественная оценка перспектив неф-тегазоносности недр. Конечная цель исследований на этом этапе - выделение и обоснование приоритетных направлений и первоочередных объектов ГРР.
В целом на начальных этапах ведения ГРР от (предлицензионный, региональный) пребывает 70 % территории российского сектора моря (табл. 1.2, рис. 1.2). Особо важен на начальной стадии освоения акватории предлицензионный этап, когда представляется возможность на основе скудной информации и концептуального моделирования условий формирования и размещения залежей УВ оценить перспективы нефтегазоносности значительных по площади территорий. Этап нацелен на принятие генерального решения по началу освоения или по закрытию финансирования всех работ. Лидером лицензионной деятельности в акватории российского сектора Каспия на начальной стадии его освоения является ОАО «ЛУКОЙЛ». По прошествии десяти лет освоения акватории российского сектора Каспия ГРР продолжают пребывать здесь на начальных этапах этой стадии. На региональном этапе выполняются первые фундаментальные обобщения результатов ГРР, в которых рассматриваются закономерности размещения и формирования залежей УВ, а также научное обоснование направлений и объектов ГРР в российском секторе Каспия [8, 11, 19, 21, 22, 23, 33, 39, 45, 46, 65].
Поисково-оценочный этап. На территории акватории моря данный этап реализован на 27 %. На подэтапе подготовки объектов к поисковому бурению проводятся сейсмические исследования 2D и 3D, инженерно-геологические исследования. Выданы паспорта на структуры: Хвалынская, «170 км», Широтная, Ракушечная, Сарматская, Дружба, Центральная, Ялама - Самур и другие, на которые составлены проекты на строительство поисковых скважин. Реализуется и по-дэтап поиска и оценки месторождений: на большинстве подготовленных структур пробурены первые поисковые скважины, открыто восемь месторождений нефти и газа. Оперативно обобщаются материалы бурения и исследования скважин. Проводятся исследования по обобщению геолого-геофизического материала после бурения каждой новой скважины [22, 39, 45, 46].
Подэтап поиска и оценки залежей УВ считается завершенным, если степень изученности позволяет подсчитать запасы по категориям Сі и Сг и провести оценку промышленной значимости месторождения. С этого подэтапа моделирование залежей осуществляется на протяжении всего периода жизни месторождения. Разведочный этап. Цель его - подготовка месторождения (залежи) к разработке и изучение характеристик выявленных залежей, обеспечивающих утверждение запасов нефти и газа в ГКЗ в необходимых соотношениях. На данном этапе изученности месторождение считается подготовленным к промышленной разработке. Материалы подсчета по нему представляются в федеральные экспертные органы, которые дают заключение относительно готовности его к промышленному освоению. На позднем этапе разведки, как правило, проводится доразведка выявленных месторождений за счет бурения (сгущения сети) эксплуатационных скважин.
Стадия разработки месторождений нефти и газа наступает после завершения разведочных работ и прохождения государственной экспертизы запасов, составления и утверждения проекта опытно-промышленной эксплуатации, а также проектов на обустройство месторождения. Стадия разработки месторождения подразделяется на два этапа: обустройство месторождений; эксплуатация месторождений. Оба этапа на Каспийском море пребывают в стадии активной подготовки. Категория запасов УВ достигает на этом этапе высших категорий (А+В). В Каспийском море стадия разработки пребывает на начальной стадии (единственное месторождение им. Ю. Корчагина введено в эксплуатацию в 2010 году). На данном этапе планомерно реализуется комплексная программа переоценки всего накопленного геолого-геофизического материала по всему имеющемуся фонду месторождений на основе создания ПДГГМ залежей УВ.
Схема стадийности ГРР в акватории российского сектора Каспийского моря позволяет определить текущее состояние геологоразведочного процесса по конкретным объектам и на этой основе участвовать в планировании дальнейших работ. По совокупности всех приведенных работ на нефть и газ, освоение российского сектора Среднего Каспия нефтяными компаниями находится в основном в начальной стадии (табл. 1.2, 1.3, рис. 1.2). 1.2. Общие особенности геологического моделирования нефтегазоносных объектов на разных этапах их освоения
Геологическое моделирование включает различные подходы к исследуемому объекту в зависимости от его величины, степени изученности, важности анализа и имеет отличительные особенности на разных этапах освоенности объектов исследования. Виды и особенности геологического моделирования на разных этапах изученности и освоенности анализируемого объекта в укрупненном виде показаны на рис. 1.3. В обобщенном виде комплексное региональное и детальное моделирование представлено на принципиальных схемах (рис. 1.4 и 1.5), а назначение, задачи, особенности, виды, методы, этапность, последовательность, программные продукты и другие общие сведения комплексного геологического моделирования на разных этапах освоения объектов - в табл. 1.3, [9, 31].
Геологическое моделирование разноранговых объектов выполняется на всех этапах ГРР. Детальность их определяется объемом и составом геолого- геофизической и промысловой информации, а также задачей, для решения которой строится геологическая модель. Поэтому геологические модели и методы их построения различаются при решении задач регионального изучения, поисков, раз
Методические подходы к оценке геологических рисков при освоении сложно построенных объектов различной степени изученности
Амударьинской впадины. Здесь выделяются с северо-востока на юго-запад Бухарская, Чарджоуская и Багаджинская структурные ступени и приуроченные к ним одноименные крупные мегантиклинали, отделяющиеся друг от друга региональными разломами. Структурный облик мегантиклиналей определяют параллельные сложно построенные антиклинальные зоны герцинского заложения, унаследовавшие по простиранию подстилающие палеозойские тренды, интерпретируемые по геофизическим данным, как крупные выступы палеозойского фундамента. К осевым частям мегантиклиналей приурочено большинство локальных складок и месторождений в осадочном чехле. Кандымская группа месторождений находится на северо-западе Чарджоуской тектонической ступени, практически полностью охватывая одноименное поднятие, которое протягивается в северо-западном направлении на 90 км при ширине 40 км. Между Бухарской и Чарджоуской ступенями размещается узкий Каракульский прогиб, который повторяет принадвиго 57 вый прогиб в фундаменте, погружаясь в пределы северного склона Парсанкуль-ской складки (рис.2.8-2.10).
Месторождение Парсанкуль, как составная часть системы структур и поднятий Кандымской группы месторождений, в тектоническом отношении расположено в северо-восточной бортовой части Амударьинской впадины - структурного элемента Туранской плиты.
В работе уточнено строение выявленных ранее структур IV порядка и подтвержден унаследованный характер их развития (Аккум-Парсанкуль). Основные черты геологического строения исследуемой площади заложены в палеозойское время и обусловлены блоковым строением нижнего структурного этажа и рельефом размытой разновозрастной поверхности палеозойского фундамента (отражающий сейсмический горизонт «PZ»).
Построения, выполненные в работе с привлечением всех имеющихся сейсмических и скважинных данных по месторождению показали, что морфология структурных элементов кровли продуктивной карбонатной пачки в пределах площади исследований значительно отличается от представленных ранее. Так, по данным дополнительных сейсмопрофилей в пределах структуры Парсанкуль и сопредельных месторождений определилось разломно-блоковое строение лицензионной территории. Рис. 2.9. Схематический разрез отложений нижнего и верхнего структурных этажей по линии А А1: 1 -разрывные нарушения; 2 - палеозойские отложения (фундамент); 3 - ступени: Бх -Бухарская;
Главная причина сложности геологического строения месторождений акватории моря заключается в том, что юрско-меловые отложения повторили размытый (до 5 км) рельеф и трассы разрывных нарушений от каменноугольных отложений. При этом они сохранили блоковую структуру и линейные, протяженные преимущественно субширотного простирания складки. Разломно-блоковое строение месторождений образуется при ортогональном друг к другу расположении сбросов и сбросо-сдвигов на изученной площади: субширотных вдоль северного крыла складки и оперяющих кулисовидных сбросо-сдвигов. При этом главным тектоническим фактором, контролирующим морфологию и границы блоков и особенности размещения в них скоплений УВ, являются разрывные нарушения.
Анализ и учет основных показателей конседиментационных сбросов и сдвигов приближают к созданию реальных моделей блокового строения месторожений Среднего Каспия, объяснению закономерностей размещения и формирования залежей УВ в смежных блоках, а также позволяют предложить методические приемы их доразведки и разработки.
В настоящее время изучение сложных по геологическому строению месторождений в условиях их низкой изученности Среднего Каспия ведется путем коррекции по данным бурения сейсмических материалов сейсморазведки 3D. Последние с привлечением геологических знаний и опыта интерпретаторов обеспечивают надежность выделения части дизъюнктивных нарушений. Как показывает опыт разбуривания месторождений на сопредельной суше, по мере бурения новых скважин геологическое строение месторождений усложняется и на начальном этапе освоения (5-15 скважин) предвидеть все особенности их разломно-блокового строения невозможно.
Основные типовые формы структурных зон кряжа Карпинского (в поперечном сечении) для палеозойского основания (Открытый Донбасс) и осадочного чехла (юрско-меловые отложения
Ракушечно-Широтной системы поднятий на основе комплексного подхода вполне достижимая задача. На Олейниковском месторождении на разной стадии его изученности (3, 12 и 67 скважин), пликативная широтного простирания крупная по размерам и запасам залежь (3... 5 скважин) распадается сначала на крупные блоки (12 скважин), а затем на более чем 30 мелких блоков (67 скважин), к некоторым из которых приурочено чередование мелких нефтяных и газовых залежей, но уже меридионального простирания [10].
Решение таких задач во многом упрощается в связи с тем, что границы основных геолого-структурных элементов платформенного чехла, повторяют (унаследуют) границы палеозойского основания. Конседиментационные сбросо- сдвиги чехла (как отражение тектонических напряжений растяжения пород) развиваются по трассам палеозойских разломов (формировавшихся в условиях сжатия пород) и потому имеют ту же направленность, но с обратным знаком смещения пород по плоскости сместителя нарушения (рис. 3.2, 3.3).
Моделирование дизъюнктивных нарушений и разломно-блокового строения месторождений
Параметрическое и пообъектное моделирование. В объеме продуктивных пород вокруг сводовой скв. 1 выделены два объекта (I, 2). В первом объекте размещаются только здесь сформировавшиеся микрофации рудстоунов/ грейнсто-унов. В строении кровельной части рифогенной постройки принимают участие органогенно-обломочные известняки, известняковые песчаники, гравелиты, формировавшиеся в области высокой энергии вод. Их особенностью является ярко выраженный обломочный облик пород, подчеркнутый хорошо окатанными обломками известняковых пород. Процессы выщелачивания формировали в них вторичное пустотное пространство (кавернозность) за счет растворения цементирующей массы и обломочных фрагментов. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый. Породы I объекта характеризуются наилучшими в объеме залежи показателями коллекторских свойств и насыщения: пористость 10 %, проницае-мость 466 х 10" мкм , нефтенасыщенность 91 %. При этом объем пород первого объекта составляет только 7,2 % от общего объема пород залежи.
Породы 2 объекта сложены амфипоровыми флаутстоунами с линзами водорослевых баундстоуны (ядро или остов органогенной постройки). Формирование данных пород происходило под влиянием неравномерно развитых постседимен-тационных процессов, заключающихся в перекристаллизации и доломитизации известняков. В результате в плотной матрице пород происходило полное или частичное запечатывание пустотного пространства мелкоспаритовым кальцитом и крупноспаритовым доломитом. Коллекторские свойства данных максимально плотных во всем массиве карбонатных пород характеризуются наиболее низкими в объеме залежи средними показателями пористости (2,5 %), проницаемости (178 х 10" мкм ), нефтенасыщенности (81 %). Фильтрационные свойства данных пород обусловлены наличием трещин. Тип коллекторов - трещинный. Объем пород 2 объекта составляет 15,7 %.
Породы I и 2 объектов характеризуются вертикальной и субвертикальной трещиноватостью, особенно интенсивной в нижней плотной части постройки. Вертикальные трещины составляют 80... 100 % от их общего количества и имеют различный генезис и морфологию. Значительную часть из них составляют трещи 103 ны сопровождения (оперения) разрывных нарушений (мезотрещиноватость), а также отдельные разнопротяженные трещины со следами нефтенасыщения, расположенные в среднем через 0,2 см друг от друга. Верхняя часть рифа (I объект) менее затронута процессами трещинообразования, с ростом глубины (II объект) роль и количество трещин увеличивается (табл. 4.4). Первый и второй объекты, отличающиеся по литолого-фациальным и коллекторским свойствам, гидродинамически связаны между собой системой субвертикальных трещин, являющихся вместе с дизъюнктивными нарушениями наиболее эффективным инструментом вертикального перемещения флюидов. Малоамплитудные разрывные нарушения фиксируются в керне в виде врезов в плоскости сместителей (шириной от 12 см до 25 см, иногда в виде зон дробления) пород более молодого возраста, что характерно для сбросов.
Углы падения плоскостей сместителей более 45 . Визуально, на керновом материале, разрывные нарушения зафиксированы в скважинах: 1 (I ствол) на глубине 2689,55; 16 на глубинах 2696 м, 2695 м, 2692,6 м; 4 на глубине 2697,5 м.
Третий объект приходится на склоновые (крыльевые) части массива (скв. 2-6) и характеризуется развитием известняков (в том числе доломитов) органоген-но-обломочных (рудстоуны/флаутстоуны/грейнстоуны) с линзами водорослевых (байндстоуны) и фораминиферово-водорослевых (байндстоуны/ вакстоуны) с развитой горизонтальной трещиноватостью (от 70-80 % до 100 %). Пористость пород 8 %, проницаемость 296 х 10" мкм , нефтенасыщенность 88 %. С третьим объектом связан основной объем пород залежи - 77,1 % (73,6 % + 3,5 %).
Установлено, что между I и 2 объектами залежи, с одной стороны, и 3 объектом - с другой, отсутствует гидродинамическая связь в результате наличия между ними литологического (различные микрофации) или капиллярного барьера, а также за счет блокировки фильтрации флюидов на стыке пород с ортогональной системой трещин: вертикальных (I и 2 объект) и горизонтальных (3 объект). По совокупности признаков указанные объекты различаются по фациальной принадлежности, типу коллекторов, направленности трещин и фильтрационных потоков флюидов, истории их разработки и характеру обводненности, гидрогеологическими и геотермическими особенностями.
Состав, свойства и особенности пород в объеме I и 2 объектов характеризует скв. 1, а 3 объекта - остальные скважины месторождения. Наряду с этим, быстрое обводнение скв. 1 никак не отразилось на качестве продукции (безводная нефть) в скв. 2 и 3. Вода, как видим, из I и 2 объектов не может проникнуть в пределы 3 объекта, что указывает, с одной стороны, на надежность отмеченного выше литолого-фациального барьера и на изолированность объектов (I + 2) и 3 - с другой. Изолированность I и 2 объектов от остальной части залежи подтвержда 105 ется следующими факторами. По данным трассерных исследований (индикатор -тритий) фильтрационные потоки флюидов обходят резервуар пород в районе скв. 1. В данном случае между нагнетательными скважинами на соседнем месторождении и принимающими скважинами на Дорожном месторождении фиксируется наличие (скв. 2) и отсутствие (скв. 1) гидродинамической связи.
Трехмерные модели залежи выполнены в детерминистской и стохастической реализациях. Расхождение запасов по реализациям составило менее 3 %, что свидетельствует о достаточной изученности месторождения. Суммарные геологические запасы залежи, рассчитанные в программном продукте, уменьшились только на 6 % по сравнению с предыдущим подсчетом, выполненного по традиционной методике. В тоже время структура запасов залежи кардинально изменилась. Так, основные запасы сосредоточены в объеме 3 объекта (80 %). Запасы I (10 %) и 2 (10 %) объектов оказались идентичными, несмотря на существенную разницу в объемах и на дату подсчета полностью выработанными.
Таким образом, новая постоянно действующая трехмерная модель залежи позволила создать принципиально новую концепцию ее внутреннего строения, определить место сосредоточения в ней остаточных запасов нефти и тем самым оперативно влиять на стратегию доразработки Дорожного месторождения
Формирование газоконденсатных месторождений
Расчетное генетическое моделирование УВ систем позволяет, таким образом, прогнозировать фазовый состав УВ по площади и разрезу отложений, увеличивает достоверность раздельного прогноза нефте- и газоносности как регионального, так и зонального и локального уровней. Прогноз типа и состава УВ позволяет вести направленные поиски залежей определенного фазового состояния. Условия формирования залежей УВ положены в основу построения схем перспектив нефтегазоносности недр рассмотренных территорий (рис. 6.1). При этом на схеме отражаются пространственное положение зон генерации, путей миграции УВ, а также местоположение локальных структур и характеристика их перспективности. Так, локальные поднятия по степени перспективности подразделены на четыре категории: а) высокоперспективные (локальные поднятия в зоне генерации, а также приуроченные к путям миграции УВ, установленным или предполагаемым на достигнутой стадии изученности недр района); б) перспективные (отличаются от первых тем, что приурочены к предполагаемым путям миграции УВ, характеризующимся меньшей степенью достоверности); в) невыясненных перспектив (поднятия различного порядка в районах с низкой степенью изученности геологического строения и условий формирования залежей УВ); г) бесперспективные (локальные поднятия в районах, характеризующихся относительно хорошей изученностью, но расположенных вне зон генерации и путей миграции УВ). Зональный прогноз состава пластовых флюидов в зонах отсутствия фактических данных осуществлялся на базе как генетических показателей сопредельных участков, так и эмпирически устанавливаемых закономерностей зависимости состава УВ от геолого-геохимических факторов.
Технология бассейнового моделирования позволяет, таким образом, формализовать и объединить в единый блок все имеющиеся данные, дает возможность быстрой переоценки изучаемой территории при изменении любого параметра, с учетом вероятностного характера его величины. Полученные результаты могут входить составной частью в другие программы, например, в интегрированную комъютерную технологию в виде систем поддержки принятия решений).
При региональных исследованиях используется геолого-генетическое моделирование, где наряду с традиционными показателями учитывается время, которое выступает в качестве множителя последовательности событий. Особенно важен учет фактора времени в прогнозных задачах. От успешной ретроспективной оценки истории изучаемого объекта зависит успех решения задач прогнозирования. Исходя из такого анализа, разработана концепция многоэтапного формировании месторождений Среднего и Северного Каспия [32 45, 46, 50, 51, 82].
Поскольку залежи нефти и газа в юрско-меловом комплексе рассматриваемого региона сформировались за счет УВ, генерированных нижне-среднеюрскими отложениями, этот комплекс разновозрастных пород входит в единую генераци-онно-аккумуляционную систему. Поэтому перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений рассматриваются совместно на основе их генетического единства. В этом состоит основное содержание карты перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений (рис. 6.1), на которой показаны территории (дно моря), на которую наносятся выявленные месторождения, подготовленные структуры, предполагаемые ловушки различного типа, батиметрия моря, места сосредоточения сейсморазведочных работ, перспективные на газ (газоконденсат), преимущественно на газ или нефть и перспективные на нефть участки.
На схеме отображается верхняя внешняя граница современной зоны газогенерации, которая соответствует изореспленде с величиной R = 0,85 % и ограничивается поверхностью сечения материнских пород воображаемой плоскостью на указанных глубинах, а также поверхностями, соответствующими кровле и подошве части этих материнских пород на глубинах ниже 3,8 км (рис. 6.1).
Территория, перспективная на газ (газоконденсат), включает обширные области глубокопогруженных подсолевых юрских отложений Терско-Каспийского прогиба и прилегающих территорий, юрско-меловых отложений Хазри- Титон-ского, Сарматско-Хвалынского, Ракушечного и Северо-Ракушечного валов. Вся остальная территория акватории и прилегающей суши приходится на земли, перспективные на нефть и преимущественно на нефть: юрско-меловые отложения Северного Каспия, Южно-Ракушечный вал, сводовые поднятия Центральное и Ялама-Самур.
Генетический принцип выделения направлений ГРР. Бассейновое моделирование в совокупности с анализом других критериев нефтегазоносности недр использован ранее и в настоящей работе для определения наиболее перспективных направлений и объектов ГРР в пределах Среднего и Северного Каспия [8, 9, 16, 22, 65]. Получившее в России широкое распространение понятие «направление ГРР» и обозначающее по сути объект геологического прогноза близко к понятию «плей» (play, exploration play), широко используемого за рубежом, то есть трехмерному геологическому пространству, включающему совокупность однотипных (открытых или предполагаемых) месторождений, поиски и разведка которых ведется по одной методике и сходным комплексом технических средств в пределах одного нефтегазоносного этажа и одной тектонической зоны.
Помимо естественных геологических границ (простых или сложных), объекты прогноза могут иметь ограничения, связанные, например, с использованием различных технических средств. Эти ограничения могут определяться, к примеру, глубиной размещения залежей, глубиной дна моря и другими параметрами.
Для того чтобы ГРР были наиболее эффективными, они должны базироваться на научно обоснованных представлениях об условиях формирования скоплений УВ как единого комплекса взаимосвязанных процессов от начала формирования генерационного потенциала пород до образования месторождений и современных условий их существования или деградации. На основе представлений об условиях формирования залежей УВ производится районирование территории, а также выбираются критерии поисков залежей нефти и газа и методика поисково-разведочных работ. В связи с этим поисково-разведочные работы должны вестись таким образом, чтобы в ходе их можно было получать наибольшую геологическую информацию, которая способствовала бы проверке и уточнению уже имеющихся представлений об условиях формирования залежей УВ. Исходя из этого, за основу выделения направлений ГРР принят генетический принцип [8, 9, 65].