Full Text

Введение В тектоническом отношении Ижемская ступень является структурой I порядка, расположенной в центральной части Ижма-Печорской синеклизы. Ижемская ступень представляет собой моноклиналь, полого погружающуюся в северо-восточном направлении. Основные перспективы нефтегазоносности на данном участке связаны с погребенными структурами, приуроченными к зоне барьерных рифов доманикового возраста, а именно к гребневой части рифа, сложенной, как правило, проницаемыми карбонатными разностями, и структурами облегания рифовых массивов сирачойского возраста [1, 2]. В доманиковое время в результате резкого погружения территории в условиях морского осадконакопления в юго-западной части Ижемской ступени существовала некомпенсированная глубоководная впадина, окаймляемая с востока и севера извилистой полосой барьерных рифов, за которой осадконакопление протекало в шельфовых условиях. В зоне рифообразования сформировалась цепочка узких антиклинальных складок, образующих валообразное поднятие вдоль глубоководного склона. В пределах изучаемого района промышленные скопления углеводородов связаны с карбонатными породами доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса. Здесь открыты Щельяюрское, Демаельское, Макарьельское, Верхневольминское, Низевое и Южно-Низевое, Южно-Седмесское нефтяные месторождения. Оценка перспектив нефтегазоносности проводится на Пильегорской площади, в пределах которой находится три локальных структуры, подготовленные к глубокому бурению: Пильегорская, Воскресенская, Восточно-Макарьельская. Выкопировка из схемы тектонического районирования представлена на рис. 1. Обработка большого объема различной геолого-геофизической информации требует применения методов математической статистики и теории вероятностей [3-12]. Используемый в работе математический аппарат и его применение для решения прогнозных задач приводится в [13-26]. С целью ранжирования подготовленных структур осуществлен прогноз нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами, использование которого приведено в работах [27-38]. Построение одномерных вероятностных моделей Для оценки перспектив нефтегазоносности проанализированы морфологические параметры структур по отражающему горизонту IIIf2, приуроченному к кровле доманикового горизонта: абсолютные отметки сводовой части структур - АОсв, м; амплитуды - A, м; площади - S, км2; размеры длинные оси - Lд, м; размеры короткой оси - Lк, м. Также проанализированы толщины доманикового горизонта в пределах структур - Hdm, м; удаленность сводов структур от глубоководной впадины - Lгс, км. Для построения вероятностно-статистических моделей структуры были разделены на два класса: 1-й класс - структуры с доказанной нефтеносностью; 2-й класс - структуры с отрицательными результатами бурения. Алгоритм построения одномерных вероятностных моделей описан в работах [39-41]. Для оценки информативности выбранных параметров было выполнено сравнение средних значений параметров по классам структур с помощью t-критерия Стьюдента. Результаты сравнения представлены в табл. 1. Статистически различия средних значений показателей по классам установлены по амплитуде, размеру длинной оси структур, толщине доманиковых отложений и удаленности свода структуры от глубоководного склона. Также выявлено, что наименее информативным показателем является абсолютная отметка свода структур. В связи с этим данный параметр не будет использоваться для построения вероятностных моделей. Для детального изучения распределения параметров построены категоризованные гистограммы по классам структур (рис. 2). Рис. 1. Выкопировка из схемы тектонического районирования Таблица 1 Статистические характеристики Параметр Среднее значение t-критерий p-value Нефтяные структуры Пустые структуры AOсв, м -2054,29 -2056,57 0,04 0,97 А, м 34,14 20,00 3,91 0,002 S, км2 6,03 3,99 1,49 0,162 Lд, км 4,10 3,42 1,14 0,275 Lк, км 2,36 1,39 2,97 0,012 Hdm, м 149,00 128,71 2,93 0,0127 Lгс, км 1,27 4,39 -2,87 0,014 а б в г д е Рис. 2. Гистограммы показателей по категориям нефтяных и пустых структур: а - амплитуда; б - площадь; в - размер длинной оси; г - размер короткой оси; д - толщина доманиковых отложений; е - удаленность от глубоководного склона Таблица 2 Условные интервальные вероятности А, м P(А), доли ед. S, км2 P(S), доли ед. Lд, км P(Lд), доли ед. 15-22 0 1-3 0 1-2 0 22-29 0,33 3-5 0,33 2-3 0 29-36 1 5-7 1 3-4 0,75 36-43 1 7-9 1 4-5 0,75 43-50 1 9-11 0,5 5-6 0,5 Lк, км P(Lк), доли ед. Нdm, м P(Hdm), доли ед. Lгс, км P(Lгс), доли ед. 0,5-1,2 0 100-113 0 0,2-1,7 0,71 1,2-1,9 0,4 113-126 0 1,7-3,2 1 1,9-2,6 0,75 126-139 0 3,2-4,7 0 2,6-3,3 1 139-152 0,8 4,7-6,2 0 3,3-4 1 152-165 1 6,2-7,7 0 Таблица 3 Вероятностные модели Параметр Уравнение вероятностной модели Диапазон применения Диапазон вероятностей, доли ед. А, м P(А) = -0,3722 + 0,0267∙А 15-50 0,0283-0,9628 S, км2 P(S) = 0,065 + 0,0835∙S 1-11 0,1485-0,9835 Lд, км P(Lд) = -0,1575 + 0,165∙Lд 1-6 0,0075-0,8325 Lк, км P(Lк) = -0,1107 + 0,2714∙Lк 0,5-4 0,025-0,9749 Hdm, м P(Hdm) = -1,4165 + 0,0146∙Hdm 100-165 0,0044-0,9925 Lгс, км P(Lгс) = 0,9749 - 0,1147∙Lгс 0,2-7,7 0,092-0,952 Таблица 4 Индивидуальные и комплексные вероятности нефтегазоносности Структура Класс P(А), доли ед. P(S), доли ед. P(Lд), доли ед. P(Lк), доли ед. P(Hdm), доли ед. P(Lгс), доли ед. Ркомп, доли ед. Ю.-Седемесская Нефт. 0,429 0,953 0,705 0,473 0,657 0,889 0,998 Демаельская Нефт. 0,429 0,652 0,451 0,552 0,628 0,820 0,916 Бедамельская Пустая 0,215 0,733 0,668 0,408 0,511 0,459 0,479 Ю.-Пычская Пустая 0,028 0,324 0,291 0,275 0,540 0,183 0,001 С.-Болотная Пустая 0,162 0,150 0,083 0,104 0,759 0,854 0,007 Щельяюрская Нефт. 0,749 0,498 0,514 0,704 0,847 0,751 0,992 В.-Щельяюрская Пустая 0,162 0,407 0,494 0,212 0,613 0,086 0,005 С.-Вольминская Пустая 0,322 0,458 0,626 0,402 0,058 0,872 0,160 Стрелинская Пустая 0,189 0,399 0,338 0,345 0,321 0,269 0,007 В.-Вольминское Нефт. 0,295 0,574 0,453 0,432 0,963 0,929 0,992 Макарьельская Нефт. 0,963 0,580 0,585 0,351 0,920 0,946 1,000 Низевая Нефт. 0,429 0,331 0,352 0,324 0,642 0,659 0,251 Ю.-Низевая Нефт. 0,482 0,393 0,569 0,866 0,657 0,809 0,977 С.-Осиновая Пустая 0,028 0,211 0,255 0,115 0,438 0,459 0,000 Пильегорская - 0,349 0,900 0,998 0,975 0,584 0,356 0,98 В.-Макарьельская - 0,242 0,376 0,569 0,215 0,336 0,946 0,381 Воскресенская - 0,242 0,297 0,272 0,296 0,409 0,843 0,073 По гистограмме амплитуд (см. рис. 2, а) установлено, что наиболее часто встречающиеся значения амплитуды для нефтяных структур находятся в интервале 29-36 м (29 %), для пустых - 15-22 м (36 %). Зона перекрытия классов определяется в интервале 22-29 м. Амплитуда больше 29 м характерна только для нефтяных структур. Наиболее часто встречающиеся значения площади (см. рис. 2, б) для нефтяных структур находятся в интервале 5-7 км2 (27 %), для пустых структур - 3-5 м (29 %). В основном для пустых структур характерно меньшее значение площади по сравнению с нефтенасыщенными. По гистограмме размеров длинных осей структур (см. рис. 2, в) видно, что наиболее часто встречающиеся значения для нефтяных структур находятся в интервале 3-5 км (42 %), для пустых - 2-3 км (21 %). Зона перекрытия категорий определяется в интервале 3-6 км. Стоит отметить, что при значении данного параметра меньше 3 км встречаются только пустые структуры. Наиболее часто встречающиеся значения длин коротких осей (см. рис. 2, б) для нефтяных структур находятся в интервале 1,9-2,6 км (21 %), для пустых структур - 0,5-1,9 м (42 %). Зона перекрытия классов 1,2-2,6 км. Наиболее часто встречающиеся значения толщин доманикового горизонта (см. рис. 2, д) для нефтяных структур присутствуют в диапазоне 139-152 м (29 %), для пустых - 126-139 м (29 %). Зона перекрытия категорий определяется в интервале 139-152 м. При толщинах меньше 139 м встречаются только пустые структуры. По гистограмме удаленности от глубоководного склона (см. рис. 2, е) установлено, что нефтяные структуры встречаются при значениях данного параметра меньше 3,2 км, пустые структуры - на всем интервале значений 0,2-7,7 км. В следующем шаге для каждого интервала, выделенного на гистограммах, определены частности по формуле: (1) где - частность в k-м интервале для группы Wq (q = 1 - соответствует нефтяным структурам, а q = 2 - пустым структурам); Nk - число случаев содержания параметра Xj в k-м интервале; Nq - объем выборки структур с тем или иным характером насыщения. Вычисленные частности использованы для расчета условных интервальных вероятностей нефтегазоносности: (2) где - условная интервальная вероятность принадлежности переменной Xj в k-м интервале к классу Wq. Условные интервальные вероятности по каждому параметру представлены в табл. 2. По полученным данным построены линейные вероятностные модели нефтегазоносности структур па каждому параметру. Методы построения вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности приведены в работах [42]. Полученные уравнения моделей и ограничения их использования представлены в табл. 3. По уравнениям вероятностных моделей видно, что вероятность нефтегазоносности характеризуется прямой зависимостью от амплитуды, площади структуры, размеров длинной и короткой осей, толщины доманиковых отложений, и обратной зависимостью - с удаленностью от глубоководного склона. Также важно отметить, что полученные вероятностные модели являются корректными: диапазон вероятностей находится в диапазоне от 0 до 1 доли ед. и все модели пересекают линию с вероятностью 0,5 доли ед. Построение комплексной модели При прогнозировании нефтегазоносности необходимо учитывать все рассматриваемые показатели в совокупности. Для этого в исследовании рассчитывается комплексный показатель, применение которого описано в работах [43]. Расчет комплексной вероятности произведен по формуле: (3) В табл. 4 приведены значения условных вероятностей для каждого параметра, а также комплексная вероятность нефтегазоносности эталонных и подготовленных структур. Для проверки полученной вероятностно-статистической модели построена гистограмма комплексных вероятностей по классам нефтенасыщенных и пустых структур (рис. 3). По рис. 3 и табл. 4 видим, что все нефтяные структуры характеризуются комплексной вероятностью больше 0,5 доли ед. Для всех пустых структур вероятность нефтеносности составляет меньше 0,5 доли ед., причем большинство находится в интервале 0-0,1 доли ед. Еще одним методом проверки полученной модели является сравнение комплексной вероятности нефтегазоносности, выявленной в ходе вероятностно-статистического анализа Ркомп, с вероятностью нефтегазоносности по результатам дискриминантного анализа Ркомп (дискр). Возможности применения дискриминантного анализа для решения прогнозных задач приведены в работах [44, 45]. Для сравнения полученных вероятностей построено поле корреляции (рис. 4). По полю корреляции установлено, что структуры разделились на две группы: нефтенасыщенные Рис. 3. Гистограмма комплексных вероятностей по категориям Рис. 4. Поле корреляции Ркомп и Ркомп (дискр) с комплексными вероятностями по обоим видам анализа больше 0,5 доли ед. и пустые - с вероятностями меньше 0,5 доли ед. Таким образом, полученная вероятно-статистическая модель является приемлемой для ранжирования структур по перспективам нефтегазоносности. Заключение Наибольшую вероятность нефтеносности 0,98 доли ед. имеет Пильегорская структура. Перспективность бурения данной структуры подтверждает и тот факт, что к данной структуре приурочено наибольшее среди всех рассматриваемых структур количество подготовленных ресурсов, что является одним из значимых факторов при выборе первоочередного объекта. Восточно-Макарьельская структура по результатам анализа имеет комплексную вероятность 0,381 доли ед., что ниже граничного значения. Воскресенская структура имеет наименьшую комплексную вероятность из всех рассмотренных структур, что говорит о неперспективности проведения на ней поисково-оценочных работ.

About the authors

E. S. Ozhgibesov

Author for correspondence.
Email: ozhgibesov2015@yandex.ru

References

Statistics

Views

Abstract - 56

PDF (Russian) - 55

PDF (English) - 2

Refbacks

• There are currently no refbacks.