CC BY
29
УДК 553.98
В.И. Галкин, Б.Л. Урасинов, И.Л. Левинзбн, И.А. Козлова Пермский государственный технический университет,.. ОАО «Пурнефтегазгеояогия»
ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТР\^КТУР В ОТЛОЖЕНИЯХ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА НАДЫМ-ПУР-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ
Дана оценка индивидуальной информативности некоторых критериев нефтега-зояосности локальных поднятий по вероятностным кривым и линейно-дискриминантным функциям. Обоснован выбор оптимальной линейной модели, обеспечивающей максимально эффективное разделение объектов на нефтегазоносные и пустые е целью выполнения прогноза нефтегазоносное ги.
В пределах Надым-Пур-Тазовского.:междуречья по поверхности юрских отложений региональными сейсмическими работами выявлено и подготовлено 154 локальные структуры. На начало 1997 г. в юрском НТК была вскрыта 91 залежь УВ (37 нефтяных, 19 нефтегазоконденсатвых, 21 газоконденсатная и 14 газовых) в пределах 37 локальных поднятий. Из 91 залежи 13 единиц приурочены к тюменской свите (пласты Юг и Юз), остальные 78 единиц относятся к васюганской или сиговской свитам верхней юры (группа продуктивных пластов Ю,). Установленные залежи являются как иластово-сводовыми, так и связанными с литологическими и тектоническими экранами.
Однако следует иметь в виду, что существенным ограничением для высокой оценки перспектив нефтегазоносности этих отложений является значительная глубина их залегания. Как показывают соответствующие исследования, катагенез органического вещества в основании мезозойского разреза в Пур-Тазовском междуречье достаточно высок и отвечает концу главных фаз нефте-и газообразования. Это означает, что отложения нижнего палеозоя в Пур-Тазовском междуречье, вероятнее всего, могут быть перспективны только на конденсат и сухой газ. Степень перспективности будет определяться качеством и зрелостью нефтематерииских пород, качеством флюидоупоров и экранов.
Для оценки нефтегазоносности юрского нефтегазоперспективного комплекса были выбраны 52 эталонные локальные структуры, в пределах которых юрский НТК вскрыт глубокими скважинами. На части этих структур предыдущими поисково-разведочными работами открыты -залежи УВ (нефтегазоносные структуры), на других структурах промышленные притоки не установлены (пустые структуры). Экзаменационные структуры - это около 50 структур, на которых поисково-разведочные работы выполнены, но в эталонную выборку эти структуры не включены. Прогнозные объекты это более 100 выявленных и подготовленных структур, на которых юрский НТК не вскрыт глубоким бурением и перспективу которых нужно оценить.
Неоднократно доказано, что в системе факторов, контролирующих неф-тегазоносность, тектонические являются важнейшими [1, 4, 6]. Под тектони-
ческими условиями нефтегазоносности прежде всего имеют в виду совокупность признаков геологического строения, которые существенно влияют на характеристики нефтегазоносности (ее масштаб, диапазон распространения залежей нефти и газа в разрезе). Важнейшая роль тектонических условий в размещении и формировании залежей нефти и газа предопределяется тем, что они, помимо непосредственного влияния на нефтегазоносность через структуры и движения, их формирующие, в значительной мере контролируют направленность и ход геохимических, литологических и гидрогеологических процессов.
С учетом задачи прогноза и модели формирования юрских залежей для оценки нефтегазоносности локальных структур была принята исходная совокупность, состоящая более чем из 20 показателей, которые можно разделить на две основные группы:
1) показатели, характеризующие структурную ловушку: амплитуда А, площадь S, размер длинной оси структуры La , размер короткой оси структуры ¿к, соотношение длинной и короткой оси LJLK, интенсивность структуры A/Sm, соотношение амплитуды и длинной оси структуры А/Ьл, соотношение амплитуды и короткой оси структуры A/LK;
2) показатели, характеризующие геотектоническую обстановку: структурный контроль первого рода СК\, структурный контроль второго рода СК2, соотношение локального и регионального углов наклона ал /аР, расстояние до разлома 1р, прирост амплитуды по кровле юрских отложений за раннемеловое время Акь прирост амплитуды по кровле юрских отложений за позднемеловое время ЛК2, прирост амплитуды по кровле юрских отложений за кайнозойское время AKZ, амплитуда неотектонических движений AN, толщина юрского нефтегазоносного комплекса Тк, толщина региональной юрской покрышки Тп.
Для каждого из критериев были построены вероятностные кривые (рис. 1,2). Информативность исследуемых критериев определялась по статистикам Стьюдента ¿¡, и Пирсона - кр2 (критерий считался информативным, если к/ (расчет.) > k 2 (табл.), î р > 1
Основные статистические характеристики по информативным показателям приведены в табл. 1.
Оценим индивидуальную информативность признаков 1-й группы по ве-рояъюсшыи кривым (рис.1) и линейным дискриминантным функциям (ЛДФ) (ем. табл. 1). Проанализируем индивидуальную информативность показателей.
Для юрского НТК характерно увеличение вероятности продуктивности структуры (до 0,76) с увеличением ее амплитуды от минимальных значений до 160 м. При дальнейшем увеличении А вероятность наличия залежи не изменяется (см. рис. 1, а). Как видно из табл. 1, амплитуды нефтяных структур превышают амплитуды пустых в 1,5-2 раза.
Из графика вероятности в зависимости от площади (рис. 1 ,б) следует, что при изменении S от 50 до 300 км2 P(W\!S) увеличивается от 0,3 до 0,75. Дальнейшее увеличение площади не оказывает влияния на вероятность наличия залежи. Следует отметить, что площади нефтяных структур значительно больше, чем пустых. По параметрам А и S лучше распознаются пустые структуры, чем
нефтяные, причем как по вероятностным кривым, так и по линейным моделям (см. табл.!).
О 35 г
...¡А, м
Б, км"
КОС' ."со йсо
I ь.
! и
,! /
.....] А/Ь,
А/Ц
о -х-; /
0.54 ОТо
0.^5!
\ . I ь/ьх
; А/Б1/2
ж
Рис. 1. Вероятностные кривые иефтегазоносности в зависимости от показателей, характеризующих ловушку
Графики вероятности иефтегазоносности структур, построенные в зависимости от величины длинной и короткой оси структуры (см. рис. 1,в, г),
ем унаследованных положительных структурны--, фирм. 1'.к ш.ш.имшь- п. фш НЫХ структур тгроисходит лучше, ЧШ иуешх ПО «Н)СИ\( М1'И);Шь;1М (>. м (-П. I I)
Рис. 2. Вероятностные кривые нефтегазоносности в зависимости от геотектонических показателей
Вероятностная кривая, приведенная на рис. 2, г, характеризует зависимость наличия залежи от соотношения локального и регионального углов. На рисунке видно, что с увеличением ал/аР вероятность нефтегазоносности закономерно возрастает, но размах значений Р небольшой (0,3-0,55). По данному
параметру лучше распознаются пустые структуры. По мнению авторов, данный критерий влияет на интенсивность латеральной миграции УВ и на перераспределение их между ловушками.
Влияние налеоструктурньтх условий на вероятность наличия залежи показано на рис. 2, д, е, ж. При этом следует заметить, что зависимость Р от темпа прироста амплитуд за ранне- и позднемеловое время характеризуется одновременно положительным и отрицательным характером кривых. В целом диапазон изменения Р не широк - от 0,4 до 0,6, при этом размах А весьма значительный и составляет 10-90 м. Лучше по данным, показателям распознаются пустые структуры (см. табл.1). Третий палеоструктурный показатель - прирост амплитуды за кайнозойскую эру имеет однозначную прямую связь с вероятностью наличия залежей (см. рис. 2. ж). При увеличении данного параметра до 70 м Р возрастает от 0,36 до 0,6. Среднее значение АКг для нефтяных структур выше. Распознавание примерно одинаковое по обоим методам.
Показатель амплитуды неотектонических движений лЫ имеет сходные величины для пустых и нефтегазоносных структур. Линейная модель в данном случае не работает (см. табл. Г). Показатель малоинформативен по критериям (и /с2. Вероятностная кривая приведена на рис. 2,3. При увеличении Ап до 75 м вероятность наличия залежи интенсивно возрастает, но дальнейший ее рост приводит к обратному эффекту.
Средние значения 7'к у двух классов структур отличаются незначительно (см. табл. 1). Несколько лучше распознаются пустые структуры. Связь между вероятностью наличия нефтяной залежи и толщиной юрского НТК отсутствует (см. рис. 2,и).
Выполненный статистический анализ индивидуальной информативности показывает, что ни по одному из критериев невозможно разделить локальные структуры на нефтегазоносные и пустые. Поэтому проанализируем, как происходит разделение по обучающей выборке при использовании линейного дяскриминантного анализа (ЛДА) в зависимости от различного количества (т) используемых признаков. Для анализа используется такое сочетание признаков, при котором происходит максимальное разделение структур. Расчеты по разным вариантам приведены в табл.2. При использовании двух показателей (ап/а?, Ь„) эффективность распознавания составила 69,92%, причем лучше распознавались пустые структуры. При т равном 3, распознавание — 71,85%. В случае использования 4-13 признаков распознавание несколько увеличивается. Анализ статистических характеристик полученных ЛДФ показывает, что наиболее целесообразно для прогнозных решений использовать следующую ЛДФ:
2= -0,0327 А - 0,1318 А/5'т +.0,0506 1Л 0,1639 1к - 0,0725 Л/£д + + 0,0939А/1к + 0,0116 А/Ьр+ 0,2470с, -г 0,2864 СК2-0,0029 Гк-0,0030 Гк, + + 0,6213 ал / с*р-0,0021 Ая + 0,0165 А, - 0,0071 Л* + 2,2553.
При 2 > 0 структуры перспективные, при 2 < 0 малоперспективные. Центр распределения нефтегазоносных структур 1,03198, пустых -1,03198.
Некоторые статистические характеристики структур
Таблица I
Показатели Сред, значение, среднекааяр. откл. к коэф. вариации - а числителе, мин. и макс., расчет, значения критерия ; - з знаменателе Зависимость вероятности нефтегазоносносгн структур (Р) от характеристик Распознавание по пин. модели - 1-я иифра, по вероят.крнаым -2-я и по ЛДФ-З-я Линейная дискри- минантная Фуеекция
Иефте!*аз. структуры «=26 Пустые структуры /¡=26 Нефтегаз. структуры «=26 Пустые структуры п-26
Структуры, контроль пгрйого рода Сл, 0,65 ± 0,68; 95; (-!)-(+]) 0,38 + 0,94; 247 {-!)-(+!) ^+0,49 - 0,075 ОТ, 84; 80,7; 80,7 26,9; 34,6; 30,7 «=0,6074+1,1701 СХ,
Структур», контроль ВТОТ)ОГО 00- даё*3 ' 0,61 - 0,80; 131 (-1)-(+1> 0,26 ± 0,87; 334 1-0-(+1) Р ^ 0,49 + 0,145 ск2 76,9; 88,5; 76,9 46,1; 34,6; 46,1 0,5486+1,2-103СХ
Соот;щуло-кальн. а,, и регион.си углов наклона 2,28 ± 0,86; 38 1,2-4 0,98 ± 0,22: 11 1 -4 Р=0.30 + 0,0645 а/а. 15,4; 19,23; 46,1 92,3; 88,4; 69,2 «--2,5402-2,5402о,СЕр
Расстояние до регион, разломов /„.км 26± 25; 96 0 - 95 46 ± 31; 67 2- ¡00 />=0,73-0,063 73.1; 84,4; 84.6 57,7; 57,7; 50 «=-0,5136+0.0\1Р
Амплитуда л', м 128 г 79; 62 35 - 300 82. ± 63; 76 15-300 ?+0,30 т 0,0019 /('; 50; 53,8; 50 80,7; 76,9; 80.7 «=-1.4528 + 0.0138 Л
Площадь 5, км~ 422 ± 444; 105 25 - 1500 162 ± 146; 90 16-550 Р ~ 0,22 + 0,0005 Х- 30; 34,6; 50 100; 92,3; 80,8 Я=-0.8823 + 0.003 3
Размер длинной оси структ. км 32 ±22; 68 6-96 19 ± 9; 47 6-40 Р - 0,35 т 0.0066 к 1.Х, 57,7; 42,3:46,1 69,2; 92,3; 76,9 «=-1,4775 + 0,0575
Размер ко- | 14± 9; 64 роткой оси | структуры | 4 - 48 А, хм ; 10 + 5; 50 4-25 Р - 0,27 + 0,0099 7,7; 15,3; 46.1 96,1; 96,1; 65,4 «=-1,6216 + 0,1297
Прирост амплитуды за меловое ВрСЩ Ая 56 ± 24;42 4-100 74 ± 20; 27 25-100 Р - 0,81 -0,0054 50; 53,8; 61,5 80,7; 69,2: 61,5 « -=-2,8821 + 0,044
Прирост амплитуды за кайноз. время Л^ 44 ± 24; 54 0-96 26± 20.76 0-75 0.31 + 0,0051 Аа 1■„>', 65,3; 65,3: 61,5 65,3:73.1: 61,5 Я--1.5195 + 0,044
Амплитуда нестект. движений А„ 108 ±31; Я 65- 185 117± 55; 44 15-250 Р»0,406 - 0,0005 4„ -; 53,8 -; 69,2; 57,7 «=-2,6261 + 0,0232
Толщина юрского н-газ. комплекса Гк 850 ± 230; 27 475 - 1300 822+ 338; 41 450- 1600 Р = 0,72 - 0,0003 т. 34,6; 34,64; 50 57,6; 88; 42 Д--3.0092 -0.0036Г,
Толщина рег.глин. покрышки Т„ « 42 х 24; 57 10-96 36 + 25; 71 10-90 0,28 + 0,0041 т„ 'р»> 30,7; 50,0; 46,1 76,9; 50,0; 65,4 «=-1,5710+ 0,0392 т„
показывают, что /,Е) возрастает пропорционально увеличению
данных параметров до 50 и 15 км соответственно. Дальнейшее увеличение размеров структуры не приводит к увеличению вероятности ее нефтегазоносности. Из табл.1 следует, что величины коротких осей в нефтяных и пустых структурах достаточно близки, а величины длинных осей у нефтяных в 1,5 раза больше. По обоим показателям лучше распознаются пустые структуры, чем нефтяные. Также было установлено, что при площади структур более 550 км \ 1Д >40 км и LK >25 км они всегда нефтегазоносные.
Вероятностные кривые по соотношениям АИД и A!LK (рис. 1, д, е) показывают, что при увеличении этих параметров до 13 и 25 м/км {¡ответственно происходит возрастание вероятности наличия залежей углеводородов.
При рассмотрении критерия IJLK (рис. 1, ж) можно отмстить лишь небольшой интервал его изменения от 0,2 до 0,4, когда вероятность существования залежи увеличивается.
Зависимость вероятности существования залежи от интенсивности структуры приведена на рис.1, з. Величина P(W{) увеличивается пропорционально возрастанию критерия A/Sl'~ до 12 м/км'^.Влияние региональных геотектонических показателей на нефтегазоносность локальных объектов и их информативность оценено с помощью построения вероятностных кривых (рис.2) и анализа линейных моделей (см. табл. Г).
Влияние разломов на особенности распределения скоплений УВ оценивалось авторами во многих публикациях [2,5,6]. Связь между Р(Щ) и 1р (см. рис.2,а) отрицательная и характеризуется широким диапазоном изменения вероятности, т.е. влияние этого фактора на возможность заполнения ловушки весьма значительно. Максимальное влияние на нефтегазоносность можно
оценить в 70%. Используя полученную модель, можно выявить следующее.....
при Р-0,5 расстояние от разлома до центра локальной структуры равно 36 км, а при /-"=0,1 £р= 100 км. Именно эту величину можно принять за максимальную, когда прослеживается влияние разломов на нефтегазоносность структур. Из табл. 1 видно, что значение данного показателя для нефтегазоносных структур всегда меньше, чем для пустых. Распознаются по этому показателю лучше нефтегазоносные структуры и по линейной модели и по вероятностным кривым. Данный показатель вообще можно считать универсальным, т.к. полученные авторами аналогичные зависимости для других регионов характеризуются сходными типами связей и формами вероятностных кривых [6].
Показатели структурного контроля первого и второго рода - СК\ , СК2 -описывают местоположение структуры относительно более крупных тектонических единиц. Вероятностные кривые по данным показателям имеют очень сходный вид (см. рис.2, б, в), связь можно охарактеризовать как положительную, значимую. Интервал изменения вероятности наличия залежей в зависимости от варьирования данных показателей небольшой. Для нефтегазоносных структур средние значения обоих показателей в 2 раза превышают те же значения для пустых, что еще раз доказывает связь нефтегазообразования с развита-
ем унаследованных положительных структурных форм. Распознавание нефтяных структур происходит лучше, чсы пустых по обеим методикам (см. табл. 1).
Рис. 2. Вероятностные кривые нефтегазоносности в зависимости от геотектонических показателей
Вероятностная кривая, приведенная на рис. 2, г, характеризует зависимость наличия залежи от соотношения локального и регионального углов. На рисунке видно, что с увеличением а,,/ар вероятность нефтегазоносности закономерно возрастает, но размах значений Р небольшой (0,3-0,55). По данному
параметру лучше распознаются пустые структуры. По мнению авторов, данный критерий влияет на интенсивность латеральной миграции УВ и на перераспределение их между ловушками.
Влияние палеоструктурных условий на вероятность наличия залежи показано на рис. 2, д, е, ж. При этом следует заметить, что зависимость Р от темпа прироста амплитуд за ранне- и позднемеловое время характеризуется одновременно положительным и отрицательным характером кривых. В целом диапазон изменения Р не широк - от 0,4 до 0,6, при этом размах А весьма значительный и составляет 10-90 м. Лучше по данным показателям распознаются пустые структуры (см. табл.1). Третий пале о структурный показатель - прирост амплитуды за кайнозойскую эру имеет однозначную прямую связь с вероятностью наличия залежей (см. рис. 2, ж). При увеличении данного параметра до 70 м Р возрастает от 0,36 до 0,6. Среднее значение AKZ для нефтяных структур выше. Распознавание примерно одинаковое по обоим методам.
Показатель амплитуды неотектонических движений Ау имеет сходные величины для пустых и нефтегазоносных структур. Линейная модель в данном случае не работает (см. табл.1). Показатель малоинформативен по критериям t и кг. Вероятностная кривая приведена на рис. 2,з. При увеличении Ан до 75 м вероятность наличия залежи интенсивно возрастает, но дальнейший ее роет-приводит к обратному эффекту.
Средние значения ТК у двух классов структур отличаются незначительно (см. табл.1). Несколько лучше распознаются пустые структуры. Связь между вероятностью наличия нефтяной залежи и толщиной юрского НТК отсутствует (см. рис. 2,и).
Выполненный статистический анализ индивидуальной информативности показывает, что ни по одному из критериев невозможно разделить локальные структуры на нефтегазоносные и пустые. Поэтому проанализируем, как происходит разделение по обучающей выборке при использовании линейного диекриминантного анализа (ЛДА) в зависимости от различного количества (m) используемых признаков. Для анализа используется такое сочетание признаков, при котором происходит максимальное разделение структур. Расчеты по разным вариантам приведены в табл.2. При использовании двух показателей (ал/'ар, £д) эффективность распознавания составила 69,92%, причем лучше распознавались пустые структуры. При m равном 3, распознавание - 71,85%. В случае использования 4-13 признаков распознавание несколько увеличивается. Анализ статистических характеристик полученных ЛДФ показывает, что наиболее целесообразно для прогнозных решений использовать следующую ЛДФ:
Z= -0,0327 А - 0,1318 A/Sm +.0,0506 Lx-г 0,1639 Z,K - 0,0725 Жя + + 0,0939 A/Lk + 0,0116 л'/Х„ + 0.247СА-, + 0,2864 СК2 -0,0029 Тк - 0,0030 Гк1 + + 0,6213 схл / а,, - 0,0021 АИ + 0,0165 Ах.....0,0071 А^ + 2,2553.
При г > 0 структуры перспективные, при /Г < О малоперспективные. Центр распределения нефтегазоносных структур 1,03198, пустых -1,03198.
Обоснование использования ЛДФ по юрскому комплексу в целом по обобщенной обучающей выборке
Таблица 2
Используем, критерии Количество критериев
2 3 4 5 Т 6 7 8 9 10 1 Н 12 13 14 15 16 17 18 19
А 0,0123 0,0127 -0,012 -0,015 ■0,0253 1 -0,031 -0.0314 -0.0319 -0,0329 -0,0335 -0,0327 -0,0323 41£323 0,0325
¿' | 0,0002 -0,0003 -0,0002
л/а * 1 0,0621 ! 0,1318 0,1231 0,1336 -0,1337 -0,1334
1. 41,054 -0,055 -0,036 -0,073 -0,074 0,0701 0,0772 0,0621 0,0577 0,0564 0,0541 0,0544"! 0,0600 | 0,0506 0,0507 0,0479 -0,0481
£« 0,1215 0,1523 0,1536 0,1615 0,1639 0,1542 ! 0,1639 0,1623 _ОД568_ -0,1580 ТШ!?
Ж, -¿Ь0725 -0,0706 -0,0758 0,0756 0,0739
ми. 0,0363 0,0948 0,1061 0,1126 СЦ116 _0,1093 I 0,0909 0,0939 0,0966 0,0953 -0,0912
ии 0,3945
и -0,0035 -0,0036 0,0036 ШтР
А/1, 0,0221 0,0109 0,0109 0,0118 0,0119_, 0,0116 ^ 0,0108 0,0104 -0,0104 -0,1046
ск, 0,1876 0,2511 0,2489 0.2470 _0,2368 0,2314 •0,2330 -0,2329
ск, -0,465 -0,4-54 -0,455 0,5035 0,5016 _Д4322] ТЗйГ 0,36Г7| 0,2978 0,2902 0.2993 0,2864 0,2855 ~вД9ЙЛ -0^911 -0Д9И
т. 0,0003 -0,003 -0,003 -0,004 -0,0031 -0,003 -0,0029 -0.0028 -0,0028 -0,0029 _ЩЮ23 0,0023 0,0023
т„ 0,0029 0,0030 0,0031 0,0028 0,0030 0,0030 0,0029 0,0030 0,0024 0ДЮ24 0,0024 ' -0,0025 0,0025
а/а„ -0,855 -0,875 -0,651 -0,956, -0,915 0,8402 07349 0,6342 0,6295_ 0,6386 0,6353 0,6276 ,0,5884 0,6213 0,6162 0,6130 -0,6126 -0,6126
Л» -0.0023 -0,0022 -0,0021 -0,0021 -0,0021 0,0021 0,002!
Ай_ -0,0165_) -0.0154 0,0160 -0.0166 -0,0165 -0,0165 -0,0163 0,0167 0,016"
А- 0,0007 _0д»07|
Сноб. '!)!>:)£ 2,3869 1,6016 1,0426 1,4376 0,9442 2,9432 2,8709 2,5832 1,7518 -12'22 1,8071 2,0662 2.0254 2,2553 1,4943 1,5454 -1,5662
Коэф.канон.корр. 0,49 0,51 0,54 0,56 0,57 0,58 0,59 0,61 0,63 0.64 0,64 0,65 0,65 _0,65 _0£5 0,65 063 0,6}
х1 3 6,29 40,66 46,43 50,31 50,64 54,49 55,77 59,79 63,81 67,09 67,93 68,76 68.69 68,87 68,70 68,48 64,21 Гида"1
Проц. иравнльн. класснф-цнм 69,62 71,85 74,07 74,81 79,25 77,77 80,00 82,22 80,74 80,00 82,96 82,96 81,48 82,96 82,96 82,96 82,96 82,%
Нефтег. стр. 47,36 50,87 64,91 68,42 70,15 71,92 68,42 75,43 77,19 75,43 75,43 78,94 78,94 75,43 77.19 77.19 77,19 77,19
Пустые стр. «5,89 87,17 80,76 78,20 78,20 84,61 84,61 83,33 85,89 84,61 83,33 85,89 85,89 85,89 87,18 87,18 87,18
Правильность классификации эталонных нефтегазоносных структур 75%, пустых-.86%.. ■
По материалам обучающей выборки из 26 нефтегазоносных структур по двум методам правильно классифицировано 22 структуры, что составляет 84%. При использовании P(W ,/х ,„) не в свой класс попала всего одна структура, при этом по значениям Z она была охарактеризована верно. При применении ЛДА по эталонной выборке неверно было охарактеризовано три структуры, при этом значение Р(Щ/хт) в одном случае незначительно превышает 0,5 , т.е. близко к граничному, в остальных двух более 0,7. По нефтегазоносным структурам существует связь между величинами P(W,/xm) и Z (/■=0,46). Аналогичная связь для нефтегазоносных структур наблюдается и для , территории северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
При рассмотрении 26 пустых эталонных структур по двум методам правильно классифицировано 23 структуры (88%). При использовании i°{W, /х т) в свой класс не попали 2 структуры, при достаточно больших значениях условной вероятности (0,76; 0,93). При этом одна из них имеет значение 2 значительно меньше 0, а для другой Z 0,93. Связи между P(W) и Z по непродуктивным структурам не наблюдается. Аналогичное отсутствие связи было отмечено и по территории северо-востока Волго-Урада [3].
Правильность классификации экзаменационных нефтегазоносных структур составила 79%, пустых - 82%. Таким образом, построенные геолого-математические модели обеспечивают достаточно высокую степень разделения на классы.
В том случае, если объект прогноза по обоим методам оценивается как нефтегазоносный, то структура относится к группе высокоперспективных. Если возникает неоднозначная ситуация (один метод относит структуру к нефтегазоносным, а другой - к пустым), то в этом случае структура включается в группу перспективных. В случае попадания объекта по обоим методам в класс пустых структура считается малоперспективной.
Список литературы
1. Аширов К.Б. О формировании нефтегазовых залежей в У рало-Поволжье /У Происхождение залежей нефти и. газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972. С.588-590.
2. Гаврилов В .П. Влияние разломов на формирование зон иефтегазонакоп-ления. М.: Недра, 1975.
3. Галкин В.И., Жуков Ю.А. Зонально-локальный прогноз нефтегазо-носности юго-востока Пермской области/7 Геологическое строение и методика нефтепоисковых работ в Пермском Прикамье. Пермь, 1989. С. 6-14. Деп. в ВИНИТИ 4.12.87.
4. Галкин В.И., Маршаев O.A., Мерсон М.Э. Комплексное влияние факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур// Экспресс-информ. Сер. Нефтегаз. геология и геофизика. М., 1990. Вып.5. С. 16-21.
5. Галкин В.И., Левинзон И.Л., Маршаев O.A. О роли разломов в нефтегазоносное™ юрского нефтегазоносного комплекса Надым-Пурской НТО// Геология месторождений полезных ископаемых: Межвузовский сборник научных трудов/ Перм. гос. техн.ун-т. 1997. С. 49-52.
6. Галкин В.И., Лядова H.A., Галкин C.B. Прогноз нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений на локальных структурах северовосточной части Волго-Урала. Пермь, 1996.
Получено 13.01.2000
УДК 550.834
В.И.Галкин, О.А.Шурубор, А.В.Растегаев, С.В.Галкин Пермский государственный технический университет, ПермНИПИнефтъ
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОЙ ОБЛАСТИ
Установлены критерии, контролирующие нефтегазоносность локальных структур. Разработаны геолого-математические модели прогноза. Прогноз выполнен по 60 структурам, эффективность его составила более 90%.
В 1990 году В.И.Галкиным была выполнена оценка эффективности локального прогноза на территории северо-востока Волго-Уральской НГП по результатам разбуривания более чем 80 структур. По этим данным «коэффициент удачи» составляет свыше 80%. В настоящей статье рассматриваются результаты локального прогноза за последующие годы.
Одной из основных задач в общей системе локального прогноза является выбор комплекса геологических показателей. К показателям локального прогноза предъявляются следующие требования :
- все диагностические показатели должны вписываться в обоснованную модель формирования залежей нефти и газа;
- показатели должны быть информативными;
- показатели должны иметь количественное выражение;
- вся исходная база должна быть получена до ввода структур в г лубокое бурение.
Для решения задач локального прогноза используются четыре группы показателей (тектонические, геохимические, гидрогеологические и литоло-гические), которые влияют на процессы, обусловливающие размещение залежей нефти и газа как по площади, так и в разрезе осадочного чехла.
В качестве обучающей выборки использовались 60 объектов, на которых в разные годы было проведено глубокое поисковое бурение и получены определенные результаты в отношении нефтегазоносности, из которых 30 являются нефтегазоносными и 30 - "пустыми". По каждому показателю и нефтегазоносные и пустые объекты разделены на группы, согласно разновидностям конкретного показателя. Далее произведен расчет частости
