3119
.pdf
Рис. 8. Карта перспектив нефтегазоносности по РУКВсм
41
Для пустых структур, наоборот, при увеличении m среднее значение РУКВсм закономерно уменьшается, о чем свидетельствует
следующее уравнение регрессии:
РУКВсм = 0,387 – 0,0141m.
Правильность распознавания по РУКВсм варьирует от 70,0 до
75,5 %. Для дальнейших прогнозных оценок будем использовать статистическую модель, полученную при m = 10. По значениям
РУКВсм построена карта перспектив нефтегазоносности (рис. 8).
2.4. Геолого-миграционные показатели
Для построения комплексной модели прогноза нефтегазоносности еще использована совокупность показателей, которые условно можно назвать геолого-миграционными. В эту группу вошли следующие показатели: приуроченность к определенной зоне нефтегеологического районирования (ZНГР), комплексный критерий приуроченности к Камско-Кинельской системе прогибов – LККСП, расстояние от центра структуры до контура солей (за пределами ВКМКС – знак «+», в контуре солей – знак «–») – Lс, мощность солей (вне зоны солей – стратиграфический аналог) – mс, коэффициент неотектонической активности – Kнт, расстояние от центра структур до ближайшего разлома по фундаменту – Lразл, расстояние от центра структур до ближайшего неотектонического разлома – Lн.разл, расстояние от центра структур до осевой линии депрессионной части ККСП – Lось, угол между длинной осью структуры и осевой линией депрессионной части ККСП – αось, мощность тульской карбонатной покрышки – mп.тл. Кратко рассмотрим методику построения комплексного критерия LККСП.
При анализе размещения скоплений углеводородов на территории северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции проявляется наиболее характерная особенность: 90 % выяв-
42
ленных месторождений и 95 % разведанных запасов нефти и газа установлены в бортовых и внутренних зонах ККСП.
Анализ частостей нефтегазоносных и пустых структур на территории Пермского края показывает, что наличие залежей углеводородов с высокой степенью вероятности будет и в дальнейшем подтверждаться на гребнях и склонах бортов, а также в окраинных зонах шельфа (табл. 10).
Таблица 10
Распределение нефтегазоносных и пустых структур по местоположению анализируемого локального поднятия относительно ККСП
Диапазон |
Частость в группах |
||
Нефтегазоносные W1 |
Пустые W2 |
||
|
|||
Гребень борта |
0,655 |
0,330 |
|
Склон борта ККСП |
0,159 |
0,121 |
|
Окраинные зоны шельфа |
0,114 |
0,234 |
|
Приосевые зоны ККСП |
0,036 |
0,177 |
|
Внутренние зоны шельфа |
0,036 |
0,138 |
|
Достаточно высокие значения отношения χp2 и χt2 по плотности распределения нефтяных и пустых структур указывают на то, что различные части ККСП по-прежнему остаются важнейшим направлением геолого-разведочных работ, в том числе и для территории Соликамской депрессии, которая к настоящему времени является основным объектом поисковых работ в Пермском крае. Установлена значимая обратная статистическая связь между вероятностью нефтегазоносности структуры Р(W1/LККСП) и местоположением относительно ККСП.
Для изучения влияния ККСП автором для территории Пермского края была разработана специальная методика количественной оценки влияния ККСП на нефтегазоносность исходя из территориальной схемы распределения успешности Kусп. Согласно распределению Kусп для Соликамской депрессии выделено две группы территорий:
43
1)территории с высоким коэффициентом успешности поиско-
вых работ (Kусп > 0,6); к ним относятся площади Березниковского и Гежского палеоплато;
2)территории с пониженной эффективностью поисковых работ (Kусп < 0,5); это участки внутренней зоны ККСП (табл. 11).
|
|
|
|
|
Таблица 11 |
|
Распределение структур относительно ККСП |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Количество |
Частоты |
Коэффициент |
|||
Территория |
структур |
|||||
|
|
успешности |
||||
|
Нефтяных |
Пустых |
Нефтяных |
Пустых |
||
Внутренняя |
|
|
|
|
|
|
зона ККСП |
9 |
19 |
0,164 |
0,543 |
0,232 |
|
Березниковское |
|
|
|
|
|
|
палеоплато |
|
|
|
|
|
|
(южная часть) |
16 |
5 |
0,291 |
0,143 |
0,670 |
|
Березниковское |
|
|
|
|
|
|
(север) + Гежское |
|
|
|
|
|
|
палеоплато |
22 |
6 |
0,400 |
0,171 |
0,700 |
|
Чердынский массив |
8 |
5 |
0,145 |
0,143 |
0,503 |
|
Итого |
55 |
35 |
1,000 |
1,000 |
– |
|
Анализ распределения нефтяных и пустых структур показывает, что их количество различно в пределах зон нефтегеологического районирования территории Соликамской депрессии. Отметим, что все месторождения УВ, открытые под ВКМКС, находятся в пределах Березниковского палеоплато и во внутренней зоне ККСП. Для достоверной оценки перспектив нефтегазоносности именно этих территорий необходимо их сопоставить с сопредельными территориями Соликамской депрессии. С этой целью вся территория Соликамской депрессии была разделена на элементарные участки 20 20 км, и в пределах каждой элементарной площади определялся фактический коэффициент успешности Kусп. Методические приемы определения размеров участков для решения подобного рода задач детально описаны в работах [1, 3]. По полученным дискретным значениям Kусп была построена схема успешности поиско-
44
вых работ, Затем, используя данную схему, определили значения Kусп для этих структур. В дальнейшем, располагая значениями Kусп по структурам, можно определить степень влияния геологических показателей на эффективность работ и на этом основании установить закономерности нефтегазоносности всей территории Соликамской депрессии, включая и площадь ВКМКС.
Для дифференциации территории исследований в зависимости от строения ККСП определялась ширина зоны с высокой перспективностью LККСП. Исследовалось влияние на LККСП следующих характеристик: ширина осевой зоны ККСП Н1, км; ширина внутренней бортовой зоны ККСП Н2, км; расстояние от оси ККСП до внутреннего борта L1, км; расстояние от оси ККСП до внешнего борта L2, км; расстояние от оси ККСП до внешней зоны со средней эффективностью работ L3, км; расстояние от оси ККСП до внутренней зоны с высокой эффективностью работ L4, км; расстояние от оси ККСП до внешней зоны с высокой эффективностью работ L5, км; расстояние от оси ККСП до внешней зоны со средней эффективностью работ L6, км; расстояние от границ осевой зоны до внешнего борта ККСП L7, км.
В результате использования пошагового регрессионного анализа получено многомерное уравнение регрессии
LККСП = 0,491Н2 + 0,537Н3 + 26,449
при R = 0,77, Fp/Ft = 5,97, р < 0,00062.
Данный показатель используется со знаком «+» для структур, расположенных внутри перспективных зон, со знаком «–» – для структур, расположенныхзапределамиэтихзон.
Вычислим значения LККСП для 90 структур (55 нефтяных и 35 пустых), расположенных в пределах Соликамской депрессии. На первом этапе анализа структуру будем считать нефтеносной, если залежи углеводородов имеются хотя бы в одном из пяти нефтегазоносных комплексов (класс 1). Остальные структуры отнесены к классу 2. Проанализируем соотношение между классами на высокоперспективных и низкоперспективных площадях.
45
Из табл. 12, а видно, что нефтегазоносные структуры в основном приурочены к высокоперспективным площадям (85,5 %), тогда как пустые структуры располагаются как на высокоперспективных (LККСП < 0), так и на низкоперспективных (LККСП < 0) площадях, причем во втором случае их несколько больше, чем в первом: 20 и 15 структур соответственно.
Таблица 12
Распределение количества структур в зависимости от LККСП по всем НГК
Струк- |
|
|
|
|
|
Интервал |
|
|
|
|
||
туры |
–0,5…–0,4 |
–0,4…–0,3 |
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
|
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
|
|
|
2 |
|
Соликамская |
депрессия (а) |
|
|
|
|
|||
nн |
– |
4 |
2 |
|
– |
|
9 |
8 |
17 |
9 |
4 |
|
nп |
2 |
5 |
2 |
9 |
|
2 |
|
5 |
3 |
3 |
4 |
– |
|
|
2 |
|
Внутренняя |
зона ККСП (б) |
|
|
|
|
|||
nн |
– |
4 |
2 |
|
– |
|
2 |
– |
– |
– |
– |
|
nп |
2 |
5 |
1 |
8 |
|
2 |
|
– |
– |
– |
1 |
– |
|
|
– |
|
Палеоплато (в) |
|
|
|
|
|
|||
nн |
– |
– |
– |
|
– |
|
7 |
8 |
17 |
9 |
4 |
|
nп |
– |
– |
1 |
1 |
|
– |
|
5 |
3 |
3 |
3 |
– |
|
|
– |
|
|
ВКМКС (г) |
|
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
– |
|
1 |
|
4 |
7 |
4 |
1 |
– |
|
nп |
– |
– |
– |
– |
|
– |
|
– |
– |
– |
– |
– |
Примечание: nн – количество нефтяных структур; nп – количество пустых структур.
Если рассматривать только внутреннюю зону ККСП, то основная масса пустых структур располагается на малоперспективных площадях (табл. 12, б). В пределах Березниковского, Гежского палеоплато и отдельных атоллов располагается 16 пустых структур (табл. 12, в). Продуктивные структуры (45 шт.) приурочены к высокоперспективным зонам. В пределах же ВКМКС нет ни одной пустой структуры (табл. 12, г), все структуры только продуктивные и находятся на высокоперспективныхплощадях.
Далее рассмотрим территориальную принадлежность структур, учитывая нефтегазоносность в пределах каждого нефтегазоносного комплекса. Отметим, что в связи с непредставительностью
46
выборки не будем исследовать девонский терригенный и нижнепермский нефтегазоносные комплексы, так как в первом залежь нефти имеется только на Чердынской структуре, а во втором – на четырех структурах (Язвинской, Гагаринской, Бельской и Озерной). Распределение структур в пределах девонского карбонатного комплекса приведено в табл. 13.
Таблица 13
Распределение структур в зависимости от LККСП для девонского карбонатного комплекса
Струк- |
|
|
|
Интервал |
|
|
|
|
|
||
туры |
–0,5…–0,4 |
–0,4…–0,3 |
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
|
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
|
|
6 |
Соликамская депрессия (а) |
|
|
|
|
||||
nн |
2 |
3 |
10 |
2 |
|
10 |
5 |
8 |
9 |
– |
|
nп |
– |
1 |
3 |
1 |
– |
|
4 |
6 |
12 |
4 |
4 |
|
|
2 |
Внутренняя зона ККСП (б) |
|
|
|
|
||||
nн |
– |
4 |
2 |
– |
|
2 |
– |
– |
– |
– |
|
nп |
2 |
5 |
1 |
8 |
2 |
|
– |
– |
– |
1 |
– |
|
|
– |
|
Палеоплато (в) |
|
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
– |
– |
|
7 |
8 |
17 |
9 |
4 |
|
nп |
– |
– |
1 |
1 |
– |
|
5 |
3 |
3 |
3 |
– |
|
|
– |
|
ВКМКС |
(г) |
|
|
|
|
|
|
nн |
– |
– |
– |
– |
|
1 |
4 |
7 |
4 |
1 |
|
1nп |
– |
– |
– |
– |
– |
|
– |
– |
– |
– |
– |
Как видно из табл. 13, а, нефтяные структуры в основном приурочены к высокоперспективным зонам (58,2 %), а пустые (65,7 %) – к малоперспективным площадям.
Анализ распределения структур в пределах внутренней зоны ККСП показывает, что основная масса как продуктивных, так и пустых структурнаходитсянамалоперспективныхплощадях(табл. 13, б).
В пределах палеоплато и одиночных рифов наблюдается обратная картина. Все нефтегазоносные структуры, а также основная масса непродуктивных структур приурочены к перспективным площадям (табл. 13, в). На площади ВКМКС все нефтяные структуры, за исключением Жилинской, в которой залежь нефти в девонском НГК отсутствует, находятся в пределах высокоперспективных площадей (табл. 13, г).
47
В пределах нижнекаменноугольного и среднекаменноугольного НГК вид распределения нефтяных и пустых структур в основном аналогичен девонскому карбонатному НГК (табл. 14, 15). Произведенный анализ нефтегазоносности в пределах отдельных НГК позволяет сделать вывод о том, что толща осадочного чехла, расположенная под ВКМКС, является наиболее перспективной в отношении нефтегазоносности.
Таблица 14
Распределение количества структур в зависимости от LККСП для нижнекаменноугольного НГК
Струк- |
|
|
|
|
Интервал |
|
|
|
|
||
туры |
–0,5…–0,4 |
–0,4…–0,3 |
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
|
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
|
|
|
|
Соликамская |
депрес |
сия (а) |
|
|
|
|
|
nн |
2 |
6 |
2 |
8 |
2 |
|
10 |
6 |
10 |
8 |
1 |
nп |
– |
1 |
4 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
8 |
5 |
3 |
|
|
|
|
Внутренняя зона ККСП (б) |
|
|
|
|
|||
nн |
– |
2 |
6 |
1 |
8 |
|
2 |
1 |
– |
– |
– |
nп |
– |
1 |
4 |
2 |
– |
|
1 |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
|
Палеоплато (в) |
3 |
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
– |
– |
– |
|
5 |
8 |
5 |
1 |
|
nп |
– |
– |
1 |
1 |
– |
|
9 |
6 |
12 |
7 |
1 |
|
|
|
|
ВКМКС (г) |
1 |
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
– |
– |
– |
|
4 |
6 |
4 |
2 |
|
1nп |
– |
– |
– |
– |
– |
|
– |
– |
1 |
– |
– |
Таблица 15
Распределение количества структур в зависимости от LККСП для среднекаменноугольного НГК
Струк- |
|
|
|
|
Интервал |
|
|
|
|
|
туры |
–0,5…–0,4 |
–0,4…–0,3 |
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
|
|
|
|
Соликамская |
депрес |
сия (а) |
|
|
|
|
nн |
– |
– |
3 |
– |
3 |
7 |
14 |
6 |
3 |
– |
nп |
2 |
7 |
3 |
11 |
2 |
11 |
4 |
5 |
1 |
– |
|
|
|
|
Внутренняя зона ККСП (б) |
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
3 |
– |
– |
– |
1 |
– |
– |
– |
nп |
2 |
7 |
2 |
10 |
2 |
1 |
– |
– |
– |
1 |
48
Окончание табл. 15
Струк- |
|
|
|
|
Интервал |
|
|
|
|
||
туры |
–0,5…–0,4 |
–0,4…–0,3 |
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
|
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
|
|
– |
|
Палеоплато (в) |
|
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
– |
– |
|
2 |
7 |
15 |
6 |
3 |
|
nп |
– |
– |
1 |
1 |
– |
|
10 |
4 |
5 |
6 |
1 |
|
|
– |
|
ВКМКС (г) |
|
|
|
|
|
||
nн |
– |
– |
– |
– |
|
– |
3 |
7 |
2 |
2 |
|
1nп |
– |
– |
– |
– |
– |
|
1 |
1 |
– |
2 |
– |
Проанализируем количество НГК в нефтегазоносных объектах на различных по геологическому строению участках территории СД (табл. 16).
Таблица 16
Распределение количества НГК
Кол-во |
|
Геологические условия |
|
|
НГК |
Внутренняя |
Березниковское, Гежское |
Чердынский |
ВКМКС |
|
бортовая зона |
палеоплато и одиночные атоллы |
атолл |
|
1 |
5 |
9 |
6 |
|
2 |
3 |
6 |
1 |
2 |
3 |
2 |
5 |
– |
12 |
Как видно из табл. 16, в пределах внутренней бортовой зоны, Березниковского (без ВКМКС), Гежского палеоплато и одиночных атоллов, Чердынского атолла максимальное количество объектов нефтегазоносны только в одном НГК. В то же время в пределах ВКМКС нет ни одного объекта, который был бы нефтегазоносен тольководномНГК. БольшаячастьобъектовнефтегазоноснавтрехНГК.
Среднее значение предлагаемого комплексного критерия LККСП для нефтяных структур составляет 0,159 ± 0,201 и изменяется от –0,33 до 0,47; для пустых структур составляет –0,046 ± 0,241 при вариации от–0,41 до 0,39. Нами выполнено сопоставление Kуспс LККСП.
Анализ корреляционных полей показал, что соотношение между данными величинами для нефтяных и пустых структур различно. Распределения нефтяных и пустых структур в зависимости от LККСП приведены в табл. 17, 18.
49
Таблица 17
Распределение количества структур в зависимости от LККСП
Струк- |
|
|
|
|
Интервал |
|
|
|
|
|
туры |
–0,4…–0,3 |
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
|
nн |
2 |
4 |
2 |
– |
|
3 |
8 |
9 |
17 |
10 |
nп |
7 |
7 |
4 |
4 |
|
2 |
3 |
3 |
3 |
2 |
Таблица 18
Распределение частостей структур в зависимости от LККСП
Частости |
–0,4…–0,3 |
|
|
Интервал |
|
|
|
|
|
–0,3…–0,2 |
–0,2…–0,1 |
–0,1…0 |
0…0,1 |
0,1…0,2 |
0,2…0,3 |
0,3…0,4 |
0,4…0,5 |
||
Нефтяные |
0,036 |
0,073 |
0,036 |
– |
0,054 |
0,145 |
0,164 |
0,309 |
0,181 |
структуры |
|||||||||
Пустые |
0,200 |
0,200 |
0,114 |
0,114 |
0,057 |
0,086 |
0,086 |
0,086 |
0,057 |
структуры |
|||||||||
Из таблицы видно, что распределение нефтяных и пустых структур в зависимости от LККСП достаточно сильно количественно контролирует нефтегазоносность разреза Соликамской депрессии. По данным табл. 17, 18 вычислена вероятность нефтегазоносности структур в зависимости от LККСП, которая имеет следующий вид:
Р(LККСП) = 0,396 + 0,90603LККСП
при r = 0,87, tp > tt.
Всё вышеизложенное показывает, что величину LККСП можно использовать при прогнозных оценках территории Соликамской депрессии, включая ВКМКС.
Средние значения для нефтяных и пустых структур по геологомиграционным показателям, а также вероятностные модели прогноза приведены в табл. 19. Отсюда видно, что средние значения для нефтяных и пустых структур статистически отличаются по ZНГР, LККСП, Lс,
mс, Kнт и Lось. На рис. 9 приведен пример зависимости Р(Lось) от Lось. Анализ построенных индивидуальных вероятностных моделей и про-
50