Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Научное обоснование методов прогноза нефтегазоносности локальных структур

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научное обоснование методов прогноза нефтегазоносности локальных структур"

10

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

Галкин Владислав Игнатьевич

НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР

Специальность 04. 00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождении

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва - 1991

Работа выполнена в Пермском политехническом институте и Московском институте нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный консультант - доктор геслого-минералогических наук, профессор Бакиров Э.А.

инициальные оппоненты :

доктор гесяого-минералогических наук,

профессор Абрикосов И.Х.

доктор геалсго-минералогических наук,

профессор Злланский М.М.

доктср геслого-минералогических наук Овчаренкс. A.B. Ведущее предприятие - ПГО "Ухтанефтегазгеология".

Защита состоится "SS" (peßßaJtSf 1992 года в JO часов ш заседании специализированного Совета Д.063.27.06 при Государственной академии нефти и газа им. И.М.Губкина (ГАНГ) по адресу JI79I7, г.Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ.

Автореферат разослан "20" WScrffff 1992 г.

Ученый секретарь специализированного Совета, кандидат гешюго-ыинералогических

наук, доцент А.В.Бухаров

"*! Актуальность проблемы. В настоящее время происходит супегт-^ j --

'^^¿¿венное сокращение фонда крупных и средних структур, вводимых в нефтепоисковое бурение. Переход на структурные ловушки с ресурсами менее I млн.тонн вызывает резкое удорожание поисково-разведочных работ на нефть и газ, причем в ряде случаев яти структуры не содеркат залежей углеводородов (УВ). Коэффициент успешности поискового бурения за последние пять лет в СССР в средней составляет 32-34 %. Это свидетельствует о том, что ряд подготовленных структур не подтверждаются, а другие оказываются "пустыми". Ь даннс;': ситуации необходимо разрабатывать методы, которые позволил:! бы выполнять прогноз залежей УВ до постановки глубокого негтепс::скс-вого бурения. Повышения и стабилизации коэффициента уст?::» оста можно достичь путем моделирования процессов формирования зало^аЯ УВ, установлением информативных критериев, контролирующих не:!те-газоносность локальных структур, комплексирования различных уето-дов прогноза.

Повышению эффективности поисков должно способствовать успешное решение задач прогноза нефтегазоносности подготовленных к глубокому бурению структур. Надежность прогнозов ко"*.ет обеспечить сокращение буровых работ на бесперспективных и малотерспективных структурах и позволит проводить поисковые работы на перспективных объектах более целенаправленно. Следовательно, проблема пслска методов прогноза нефтегазоносности локальных структур как никогда актуальна, особенно в старых нефтедобывающих регионах, /ля ее решения необходимо разработать такие научно обоснованные методы локального прогноза, которые бы'обеспечили максимально возможную достоверность при оценке степени перспективности локальных структур до начала нефтепоискового бурения.

Цели и задачи исследования. Главная цель исследований - газ-

работка научно обоснованных методов прогноза неФтегазоносности локальных структур для различных по геологическому строению регионов. Для достижения этой цели было необходимо решить следующие задачи:

1. На основе обобщения имеющихся материалов дать обзор современного состояния методов прогноза нефтегазоносности локальных' структур.

2. Обобщить и систематизировать данные о критериях, контролирующих нефтегазоносность локальных структур, установить степень информативности этих критериев для задач прогноза .

3. Построить геологические схемы-модели формирования залежей УВ.

4. Разработать способы прогноза нефтегазоносности локальных структур с использованием вероятностно-статистических методов.

5. Определить геологическую эффективность применения разработанных способов прогноза нефтегазоносности локальных структур.

Научная новизна и защищаемые положения. На основе обобщения и систематизации фактических данных произведен анализ ранее выполненных исследований в области локального прогноза и дана оценка эффективности применения. Впервые выполнен количественный анализ критериев, определяющих нефтегазоносность локальных структур, установлен комплекс наиболее информативных критериев. В частности, по морфологическим признакам нефтегазоносность контролируется как местоположением структур относительно более крупных тектонических элементов, так и характеристиками самой структуры. Впервые установлены связи между вероятностью продуктивности структур - РЫ, / Хр и величинами амплитуды, площади, интенсивности ловушки. Проведенный анализ влияния возраста ловушек на нефтегазоносность показал, что в одних случаях связь прослеживается, в других от-сутстьует. Количественно оценена роль и влияние неотектонических

факторов на нефтегазоносность локальных структур. Впервые дана вероятностная оценка степени влияния разломов на продуктивность и исследовано комплексное влияние факторов, контролирущих нефтегазоносность структур. Для территории северо-востока Волго-Уральской НГП разработаны геологические схемы-модели формирования залежей УВ; построена принципиально новая схема вертикальной зональности не фте газ сносности каменноугольных отложений. Впервые составлена схема районирования северо-востока Всдго-Ура-льской НГП по степени применимости способов локального прогноза. Построены вероятностные кривые, графики для прогнозирования нефтегазоносное™ локальных структур по различным регионам. Впервые созданы геолого-математические модели локального прогноза для ряда территорий Советского Ссаза и выполнен детальный анализ этих моделей. Исследована эффективность использования разработанных методов прогноза нефтегазоносности локальных структур.

На защиту выносятся:

- принципы и способы прогноза нефтегазоносности локальных структур;

- комплекс основных критериев, контролирущих нефтегазоносность локальных структур и автономных критериев, контролирующих нефтегазоносность локальных структур для конкретных геологичес-

. ких условий;

- вероятностно-статистическая модель формирования залежей УВ в каменноугольных отложениях северо-востока Всшго-Уральской НГП и принципиально новая модель вертикальной зональности этих

• отложений;

- вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности локальных структур для различных по геологическому строению и нефтегазоносности регионов;

- эффективность разработанных способов оценки нефтегазонос-ности локальных структур.

Практическая значимость положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации, заключается в том, что они позволяют повысить эффективность поисковых работ на нефть и газ.

' Реализация работы. Предлагаемые способы локального прогноза опробованы на землях северо-востока Всяго-Урала, Западной Сибири, юго-востока Прикаспийской впадины. Прогнозирование проведено более чем на 300 структурах. Успешность прогноза,, проверенного бурением более чем 80 структур, составила более 80 %.

Работы внедрены в ПО "Пермнефть", ПГО "Удмуртгеслогия", "Дур-нефтегазгеология", институте "ПермНИШнефть", Уральском филиале ВНИИГ, лаборатории геологической микробиологии ИЭГМ УрО АН СССР. Совместно с КазНИГРИ на основании теоретических разработок, выполненных автором, работы внедрены в ПГО "Гурьевнефтегазгеология" и "Актюбнефтегазгеология". Общий экономический эффект составил около 4 млн.рублей.

Исходные материалы. Диссертационное исследование выполнено в Пермском политехническом институте и на кафедре теоретических основ и методов поисков и разведки нефти и газа Московского института нефти и газа им.И.М.Губкина. В основу работы положено де-'тальное изучение более 1000 продуктивных и "пустых" структур для различных по геологическому строению и нефтегазоносности территорий. Фактический материал был получен в процессе выполнения хоздоговорных и госбюджетных исследований по данной проблеме. Для решения ряда задач широко использовались фондовые и опубликованные работы.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации излагались и обсуждались на всесоюзных научно-технических конференциях и совещаниях: Свердловск, 1973; Куйбышев, 1978;

Ивано-Франковск, 1974; 1985; Гурьев, 1975,1990; Новосибирск, 1979; Ижевск, 1977, 1979; Львов, 1989; Саратов, 1983; Москва, 1975,1977,1984,1986; Уфа, 1991; Пермь, 1974,1979,19Ь2,1963,1984, 1985,1987,1988,1990. Материалы исследования докладывались на УШ Международном конгрессе по органической геохимии, а также на ежегодных научно-технических конференциях Пермского политехническо- ' го института. Некоторые результаты работы отражены в учебных программах и методических пособиях, используемых на горнонеАтянсм факультете Пермского политехнического института при обучении сту-дентов-геслогов, буровиков, и разработчиков.

Общее количество печатных работ по теме диссертации, подготовленных автором лично и в соавторстве- более 50 (среди них две монографии).

Объем и структура рабдты. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Текст изложен на 36Ь страницах машинописи, иллюстрирован 62 рисунками и 1Ь таблицами. Список литературы включает 419 наименований.

В процессе работы над диссертацией автор пользовался консультациями Ю.А.Жукова, А.В.Никулина, В.М.Новоселицкого, В.И.Аза-матова, Б.А.Бачурина, Р.Н.Дозорцева, В.Н.Рыбакова, С.И.Ваксмана, Л.Л.Благиных, Ю.В.Федорова, В.Д.Спасибко, А.И.Савича, А.В.Пету-хова, Л.М.Зорькина, Т.А.Ботневой, В.И.Ларина, А.С.Гадки-Касумо-ва, И.С.Старобинца, А.А.Сборина, М.А.Шишкина, А.И.Кудряшова, P.A.Жарковой, И.В.Пахомова, В.И.Копнина, O.A.Щербакова, Ю.И.Кузнецова, Л.В.Шаронова, Ю.В.Шурубора, Л.Ф.Дементьева, С.А.Сослан-да, В .М.Проворова, Е.Н.Шкутник.

Указанным лицам, а также всем товарищам, содействовавшим в выполнении работы, автор выражает свою благодарность. Автор особо признателен доктору геолого-минералогических наук,профессору Э.А.Бакирову и доктору геолого-минералогических наук,профессо-

ру С.А.Шихову за научные консультации, постоянную помадь и поддержку при выполнении исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе I "Состояние^ проблемы прогноза нефтегазоносности ло-. кальньк структур" произведен анализ современного состояния методов локального прогноза. В настоящее время существуют три основные группы методов локального прогноза: геологические, геофизические и геохимические. Первая из них представляет собой группу косвенных способов, а две другие - прямых, поскольку они изучают или различные ореолы рассеивания залежей нефти и газа, или физические свойства самих залежей. Геологические методы основаны на показателях, отражающих условия формирования и сохранения залежей.

Геофизические методы прогноза нефтегазоносности определяются различными физическими свойствами горных пород, проявляющимися в аномальных геофизических полях. Поиски залежей нефти и газа геофизическими методами включают сейсморазведочные, гравиразве-дочные, электроразведочные и геотермические исследования. Результативность используемых методов локального прогноза недостаточно высока, хотя и связана с использованием современных технических средств, а также с применением специальных способов обработки и интерпретации полученных материалов.

Геохимические методы прогнозирования месторождений нефти и газа (ГПНГ) базируются на изучении пространственных закономерностей полей концентраций химических элементов и их соединений (главным образом УВ) в лито-, гидро-, атмо- и биосфере. В зависимости от используемых критериев и способов изучения ГПНГ подразде-

ляются на газовые, битуминологические, гидрогеохимические, лито-геохимические. Результаты геохимических исследований обобщены в работах: Архипова А.Я. и др., Бартошевич 0.В., Галкина В.И., Зингера A.C., Зорькина Л. Ю., Карцева A.A., Оборина A.A., Петухова A.B., Соколова В.А., Стадника Е.В., Старобинца И.С. и др.исследователей.

Прогнозирование по косвенным геологическим критериям начало развиваться с шестидесятых годов настоящего столетия. Первоначально прогнозные задачи решались по картам изобар, изолиний ВНК и ГВК (Ростовцев, Никашкин, Еогсжельская). Использовался неотектонический метод оценки продуктивности поднятий (Ласточкин А.Н., Мелихов В.А,, Горелов С.К., Волков М.Г., Проворов Э.М., Кабышев Б.П., Спирин Л.И. и др.). Широко лр;г-сня."сл длл оценки нефтегазоносное™ возраст ловушек (Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Леворсен А., Савченко Б.Г., Воронин Н.И.).

Для оценки нефтегаздаосности использовались графические методы (Салманов Ф.К., Кснторович А.Э. и др.). Большое значение при локальном прогнозе ряд исследователей уделили местоположению структур относительно разломов (Гаврилов В.П., Кудрявцев H.A., Бекровный Н.С., Бухарцев В.П. и другие).

Одним из путей совершенствования эффективности прогнозов является разработка и широкое прмыенение формализованных методов оценки продуктивности, максимально исключающих субъективизм при оценке перспектив нефте газ сносности. Для этого использовались математические методы обработки информадаи. Впервые попытка их применения для прогноза нефтеносности была предпринята в 1964-65 годах А.И.Хслиным, Р.И.Быковш и Ш.А.Губерканси. Существенную роль в развитии геолого-матеуятических методов прогноза нефтегазонос-ности сыграли исследования Амурского Г.И., Белонина М.Д., Золкс-ваА.М., Конторовича А.Э., Наливкина В.Д., Воробьева В.Я., Нес-

терова И.И., Шпильмана В.И., Харбуха Дне.У. и др. исследователей.

Некоторые методологические вопросы прогноза нефтегазоносно-сти изложены в работах Сверчкова Г.П., Кабышева В.П., Палия A.M., Нонторовича А.Э., Белснина М.Д., Галкина В.И., Дукова Ю.А. и др.

На основании изучения печатных, фондовых работ, а также в ходе собственных исследований автор пришел к выводу о том, что для локального прогноза нефтеносности не решены вопросы научного обоснования проблемы оценки продуктивности до постановки на структурах глубокого нефтепоискового бурения. Решение задач прогноза нефтегазсносности локальных структур должно производиться на единой научно-методической основе.

Основным содержанием второй главы "Анализ основных факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур" является оценка влияния различных факторов на нефтегазоносность локальных структур в различных НГП, нетожественных по геологическому строению. Проанализированы данные по более чем 1000 месторождений и "пустых" структур.

Размещение месторождений У В в значительной мере предопределяют морфологические факторы. Влияние отдельных элементов морфологии сводится к прямому или косвенному воздейстрию на распределение У В. При анализе факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур, необходимо детальное изучение характеристик самих поднятий и их временных и пространственных взаимоотношений. С одной стороны, это группа критериев, непосредственно связанная с возможностями локальной структуры, с другой - группа показателей, характеризующих опосредованное влияние, через более крупные тектонические элементы. Показателями прямого контроля являются генетический тип локальной структуры, ее морфологические характеристики. Показателем косвенного (опосредованного) контро-

ля является степень контроля ловушек. В работе предложено шесть ступеней структурного контроля ловушек. Для них вычислены вероятности наличия залежей УВ в зависимости от степени контроля (СК). Вероятностные кривые по СК построены для Волго-Уральской, Тимано-Печорской, Западно-Сибирской НГП и япигерцинских плит юга СССР. Обобщение данных для указанных регионов показало, что при повышении СК ловушек вероятность продуктивности структур - Р(\У,/СЮ увеличивается. Ранговый коэффициент Спирмена между Р(М/СЮ и видами контроля составляет 0,69.

В качестве общепринятых критериев, контролирующих насыщение ловушек У В, используются морфологические характеристики самих структур: амплитуда (А), площадь (Б), интенсивность (А/^), размеры осей и др. Нами построены вероятностные кривые по этим признакам для основных продуктивных комплексов Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской НГП и молодых плит юга СССР (Галкин, Маршаев, 19Ь9). При увеличении характеристики А независимо от территории исследований вероятность наличия залежи -Р(*л/, /А) в целом повышается. Вид кривых, построенных по характеристике Б, для разных регионов неодинаков (Галкин и др., ¿9ЬЬ, 1969,1990).

Установлена линейная корреляционная срязь между Р(\л/(/А) л л: Р(Ы,/А) = 0.00125А + 0,4, г = С,В'7, п -= 1С06

Анализ показывает, что максимальное влияние А на продуктивность составляет около 60 %.

Повышенное влияние критерия А на нефтегазонссность начинает проявляться при значениях амплитуды, превышающих 80 м. Критическая амплитуда, вероятно, равна 6 м, что хорошо согласуется с данными НЛ.Нунина (1961).

Сравнение влияния Ис на нефтегазоносность по различным ре-

гионам затруднительно из-за большого размаха (вариаций) значений этой характеристики, поэтому вычислены разностные параметры - сГИ . Характер поведения вероятностных кривых показывает, что при изменении 5ИС от отрицательных значений к положительным вероятность продуктивности - РЫ, /$И ) увеличивается (Галкин, Каршаев, 1969). Установлена следующая корреляционная связь:

РЫ,/5ИС) = 0,2695Ис + 0,51 при г= 0,92, п = 1006

Для определения информативности А,5 и 5ИС были рассчитаны критерии I и х2и вычислены их отношения к табличным значениям при <к = 0,05. По А отношения соответственно равны 1,16; 1,17, по Б - 1,12; 1,05, по £ИС - 1.32; 1,26, что свидетельствует об информативности этих параметров.

По имеющимся представлениям, большое влияние на продуктивность структур оказывает их возраст. Автором систематизирована и обобщена весьма обширная информация для выяснения влияния возраста ловушек на их продуктивность. Выполненный экспертный анализ показывает, что в 64 % случаев исследователи делают вывод о влиянии возраста на нефтегазоносность, остальные такое влияние отрицают. Каких-либо универсальных тенденций влияния возраста ловушек на продуктивность структур установить не удалось. Большое количество публикаций посвящено влиянию новейших (неоген-четвертичных) движений на формирование залежей УВ. В качестве оценки влияния нами изучена амплитуда новейших движений - Ам-а . Вероятностные кривые были построены по разностным параметрам, как и в случае с интенсивностью структур. Зависимость между РСу^/УАи-в ) и 5Ац-а имеет вид:

РЫ/Ми-а ) = 0,365$Ак-а + 0,56 при г ^ 0,72, П = 636.

Влиянию разломов на нефтегазоносность локальных структур посвящено большое число исследований. В работе выполнен детальный

анализ распределения прсдуггивных и "пустых" структур относительно разломов. Наиболее полно эти исследования выполнены по северо-востоку Вслго-Уральской НГП. Вероятностные кривые продуктивности струстур в зависимости от расстояния до разломов для различных территорий приведены в работах (Галкин и др., 19Ь8,1989). В целом для исследуемых территорий вероятность наличия залежей закономерно снижается с удалением от разломов. Сопоставление значений РМ/Ьр) с расстоянием от разломов ( Ьр) независимо от территорий исследований позволило установить следующий вид линейной связи: Р(Ц/Ьр) = -0,013 Ьр+ 0,66 при -0,75, а =■ 1127.

При Р( >/| /Ьр) = 0,5 расстояние от разломов равно 13,6 км. При Р(\"/,/Ьр) = 0,01 Ьр= 51,5 км. Эту величину можно принять за максимальную,к огда прослеживается влияние разломов на нефтега-зоносность, что хорсшо согласуется с результатами, полученными В.П.Гавриловым. Максимальная вероятность наличия залежи в непосредственной близости от раэлсыов составляет 0,66, что можно характеризовать как меру каксииальлого миссия Ьр на продуктивность. Отношение / при Л = 0,С5 составляет 1,24. Пря сопоставлении количества продуктивных структур с обчи* их числом получен коэффициент г =*-0,&9. Для интервала 0-25 км связь усиливается -г = 0,96 (Галкин, Иариаев, 1969). В р=Йоте исследовано ксмплекс-.ное влияние анализируемых факторов. Для этого изучаемые критерии-толщина осадочного чахла (л^), А,Б, ¿А*.*, » толщина коллекторов (тк) и покрдаек }пп) рассматривались в виде разностных параметров $: критерий СК - по шкале от -I до +1, а критерий возраста ловушек (ЕЛ) - от 0 до I. Таким об раз си, вьполнено нормирование исследуемых критериев. По полученным данным рассчитаны вероятности наличия залежи - Р^/хт) по формуле Байеса, креме того, проведен линейный дискриминантный анализ (ЛДА).

•Возможность использования формулы Байеса к ЛДА ддя прогноза

нефтегазоносности локальных структур приведена в работах (Галкин 1975,1976,1977,1985,1966; Галкини др., 1978,1979,1961,1962; 1963, 1964,1965,1966,1967,1968,1969,1990). Первоначально изучены связи между отдельными параметрами и комплексным показателем - P(W, / Xm) с псыацью коэффициентов корреляции.

• Выполненный детальный анализ связей (Галкин и др., 1990) позволил установить, что существует многомерная связь между P(W, / Xm) и исследуемыми разностными параметрами.

Для всех структур получена следующая многомерная связь:

P(W, fatü = 0.0I2CK - O.OISÄifo + 0,2I4fA + 0,066с?5 + 0,009ВЛ

+ 0,145 <?Aii-a - 0,252$Lp- 0,055imn+ 0,02б£гПк+ 0,0441;

R = 0,978 1 0,079, при регрессии 1,457, остатке 0,063.

Для продуктивных структур: P(W,/itm) « -0,230imw+ 0,059 ä"A

-О ,I84$S - 0.003Ш + 0,290iA»-o - 0,I94&LP- 0,265&mn+ 0,I29^mK

+ 0,671; R = 0,999, при регрессии 0,105 и остатке 0. Переменная CK не используется, т.к. допуск составляет 0,006068.

Для "пустых" структур: Р( W, fem) =» -0,05СК - 0,067£mw +

0,ü38iA + О, II2ÄS + 0,109ВП - 0,081 ^Ак-а -- 0,1715гПк + 0,352; R = 1,000, регрессии 0,165 и остатке равном нулю.

Расчеты показали, что для продуктивных структур среднее значение PMi /зет) равно 0,75, для непродуктивных - 0,25, для всех структур 0,5.

Для разделения объектов на продуктивные и "пустые" был использован ;*ДА по разностным параметрам. В результате реализации на b&Vi получена линейная дискриыинантная функция, R = I.992CK +

2,821$точ + 13,741 £А + 5,039<^Б - 1,721 Ш + 1,879 ¿А», а -1,119^р+ 6,807тп + 4,45бтк + 0,236; [*0 = 0,46, при

структуры продуктивныепри К < й 0 - "пустые".

Для проверки методики отобрали наудачу 100 поднятий по различным территориям, не вошедших в обучзщуп выборку, и выполнили . прогнозирование с учетом построении геолсго-статистических моделей по критериям Р(«,/!Хт} и Я . Эффекта ад ост ъ распознавания составила 73 %, причем лучше распознавались продуктивные объекты, хуже - "пустые". Отсюда следует, что использование полученных универсальных вероятностио-статистичесинх зависимостей позволяет выполнить прогноз с эффективностью более 7 0 %. С целью повышения надежности прогноза целесообразно привлечение дополнительных критериев, оценивающих индивидуальныз геологические особенности строения территории.

Выполненный анализ позволил вьщелить те основные критерии, которые можно определить на всех территориях и которые, как показывают исследования, всегда влияют на нефтегазоносность локальных структур. Установленные вероятностно-статистнческие закономерности позволяют оценить влияние этих факторов на нефтегазоносность с труктур и в целом являются теоретической предпосылкой (основой) разработки методов локального прогноза для конкретных геологических территорий с учетом специфики их строения.

В главе Ш "Разработка геологических схем-моделей Нормирования залежей углеводородов" рассматриваются вопросы построения геологических схем-моделей прогноза нефтегаэоносности локальных структур для территории северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

'Задачи прогнозирования в настоящее время в основном решают-

ся путем сравнительного анализа прогнозных объектов с эталонными (залежи УВ, "пустые" структуры) с учетом установленных региональных закономерностей. Основой решений является предпосылка, что выявленные закономерности справедливы и для сходных с ними по геологическому строению неразбуренных локальных структур.

Для реализации такого подхода необходимо создание эталонных геологических моделей. Выбор оптимального варианта моделей является обязательным звеном в системе решения задач прогнозирования. Модели создаются на современных теоретических предпосылках, отражающих все главные стадии формирования залежей УВ, поскольку на их основе выбирается комплекс признаков, контролирующих нефтегазоносность локальных структур. Для построения моделей по Вслго-Уральской НГП использованы результаты исследований И.Х.Абрикосова, Б.А.Бачурина, Л.Л.Елагиных, М.Д.Белонина, Б.П.Белышева, С.А.Винниковского, В.И.Галкина, В.В.Макаловского, А.В.Никулина, В.М.Новоселицкого, А.А.Оборина, В.М.Проворова, В.Н.Рыбакова, Г.П. Сверчкова, П.А.Софроницкого, Л.В.Шаронова, С.А.Шихов, М.А.Шишкина, О.А.Щербакова и многих других исследователей. Для обоснования моделей анализировался геологический материал по территории Пермской и Кировской областей, Удмуртской и Башкирской АССР. Исследовались различные морфолого-генетические, структурно-тектонические, геологические, геохимические, гидрогеологические и др.' признаки, контролирующие нефтегазоносность территории. Проводимая вероятностно-статистическая обработка фактического материала позволила создать модели-схемы формирования залежей УВ, проверить ранее установленные и выявить новые закономерности размещения залежей УВ, которые и были использованы при прогнозировании.

Существующие точки зрения на процессы формирования залежей УВ в настоящее время могут быть выражены четырьмя типами моделей.

Первый тип предусматривает скнгенетиччуга нефтегаз сносность каждого продуктивного комплекса, при которой латеральная миграция в каждом из них обеспечивает поступление в ловушки основной массы УВ. Вертикальная миграция возможна только в случаях выклинивания региональных покрыпек или потери ими экранирующих свойств.

. Вторая модель, наряду с латеральной миграцией в комплексах, допускает проявление в широких масштабах вертикальней миграции с формированием залежей в вьшележащих отложениях, которые по своим свойствам не могли быть нефтепродуцирующими.

Третья модель предлагает в качестве основных источников УВ терригенные и терригенно-карбонатные отложения в крупных впадинах и прогибах, независимо от глубины погружения осадков и степе. ни преобразованности РОВ.

В основу четвертой модели положены представления о неорганическом происхождении УВ.

Для того, чтобы научно обосновать методы локального прогноза для территории северо-востока Волго-Уральской НГП, в работе анализируются: геологическое строение палеозойских отложений,. их нефтегазоносность; история геологического развития; нефтемате-ринские толщи. Выполненный анализ показал, что для этой территории существуют две точки зрения на формирование залежей УВ. Первая - региональная миграция УВ из Предуральского прогиба (Л.В. Шаронов), вторая - незначительная латеральная миграция как из Предуральского прогиба, так и из ККСП (В.А.Чахмахчев).

В работе обосновываются вероятностно-статистические модели ' формирования залежей УВ на примере нише- и среднекаменноугсшь-ных отложений. Для этого изучено влияние различных факторов на плотности нефтей (£) с помацыо вычисления коэффициентов корреляции. (Галкин, 1990). Анализ показал, что плотности нижне- и сред-

некаменноуглльных отложений неравнозначно коррелируются с исследуемыми параметрами. Например, отмечается тесная связь междур и расстоянием от восточной границы Предуральского прогиба (1п) для нижнекаменноугольных отложений (г = 0,82); связь значительно ослабевает для среднекаменноугсшьных отложений.

• Наблюдается высокое действие палеотемператур пород верхнедевонских терригенных отложений на плотности нефтей, находящихся в нижнекаменноугольных отложениях,и практически полное отсутствие их воздействия на нефти среднего карбона. Отмечается сильная связь между палеотемпературсй (Тп) и расстоянием от Предуральского -прогиба для нижнекаменноугольных и несколько слабее для сред-некаменноугсл ьных отложений. Анализ показывает, что максимальное .влияние на плотности нефтей оказывают I. п и Тп. Выполненный анализ карт плотностей нефтей по основным нефтегазоносным комплексам показывает, что характер изменения их различен. С целью сравнения изменения плотностей по смежным нефтегазоносным комплексам автором (Галкин, 1990) были наложены друг на друга карты плотностей нефтей, а затем из значений плотностей нефтей нижележащего комплекса вычитались значения плотностей нефтей вышележащих отложений. Вычитание выполнено последовательно снизу вверх для всех продуктивных комплексов в разрезе. По разностям плотностей неф-.тей были.построены карты. Если в нижележащих пластах нефти были тяжелыми, знак разности принимал плюс, и, наоборот, когда нефти легче " знак минус. Нулевые изолинии по приращениям плотностей нефтей поделили территорию северо-востока Вслго-Уральской НГП на зоны. Были установлены следующие плсщадные особенности: девонские нефти тяжелее яснополянских на западе, легче на востоке; яснополянские легче башкирских на западе, тяжелее на востоке; башкирские легча верейских на востоке, тяжелее на западе.

Дднные показывают, что на востоке и на западе происходит закономерное чередование знаков разницы плотностей снизу вверх. Нулевые линии между всеми комплексами имеют субмеридиональное направление. Две изолинии выделяются своим положением - это нулевая линия между самыми древними пластами и между самыми молодыми пластами. Нулевая линия между плотностями нефтей в Д3 и С^ находится далеко на востоке, а между С^чг и Р^ имеет очень сложную конфигурацию. Остальные нулевые линии располагаются в пределах узкой зоны меридионального направления.

По современным представлениям, девонские терригенные отложения вступили в ГФН практически на всей территории северо-востока Волго-Урала, тогда как нижнекаменноугольные НМГ вступили в эту фазу только на востоке территории.

Зоны, вьщеленные по разностям плотностей нефтей каменноугольных залежей, сопоставлены с площадью вступления нефтематеринских нижнекаменноугольных отложений в ГФН, а также с геохимическими типами каменноугольных нефтей. Было установлено, что границы этих зон территориально совпадают, что позволило, во-первых, уточнить границы различных генетических типов нефтей, а, во-вторых, выяснить, насколько далеко на запад происходила латеральная миграция УВ из Предуральского прогиба. О б этом свидетельствует также закономерное изменение коэффициентов заполнения ловуиек с востока на запад в пределах восточной части территории.

Проведенный анализ позволяет установить, что в формировании залежей УВ восточных частей территории бслыдую роль сыграли неф-тематеринские породы Предуральского прогиба, включая терригенные нижнекаменноугольные отложения. На западе залежи УВ в основном сформировались за счет девонских НМТ Камско-Кинельской системы прогибов. Эти две возможные модели формирования нами описаны ко-

личественно. Построенные модели позволили установить западную границу нефтей "Предуральского" типа, которая расположена на рассто-яни около 150 км от восточной границы Предуральского прогиба. Для подтверждения принятой модели проведена статистическая обработка физико-химических свойств нефтей, их изотопного состава по многопластовым месторождениям. Установлено широкое развитие процессов вертикальной миграции (Галкин, 1969).

В результате комплексного изучения нефтегазоносности каменноугольных отложений была построена принципиальная модель вертикальной зональности нефтегазоносности каменноугольных отложений в пределах северо-востока Волго-Уральской НГП. Проведенные исследования позволили вьщелить с вероятностной оценкой шесть зон пс степени перспективности в отношении нефтегазоносности (Галкин, 1989). Построенная схема зональности показывает, что в процессах формирования залежей УВ, наряду с ограниченным латеральным массо-переносом, широкое развитие получили процессы вертикальной миграции, что определяет комплекс критериев, контролирующих нефте-• газоносность локальных структур.

В работе на большом статистическом материале доказано, что для успешной реализации локального прогноза необходимо учитывать генетический тип исследуемых структур. Для территории Северс-Есс-тока Волго-Уральской НГП основные скопления УВ связаны с тектснс-седиментационными и тектоническими поднятиями. Прогнозирование нефтегазоносности выполнялось раздельно пс чтим генетически?.: типам структур. В случаях, когда отнесение к определенному типу структуры затруднительно, т.е. не решается однозначно, необходимо использовать построенную геолого-математическую модель для определения типа структур. На основании детального анализа геологического строения и нефтегазоносности, опыта применения локального прогноза,.составлена схема районирования территории северо-во-

стока Всяго-Уральской НГП по применению построенных гесшого-мате-матических моделей. Использовать модели необходимо с учетом генетических типов локальных структур. Для других территорий, где выполнялось прогнозирование нефтегазоносности локальных структур, принципы, разработанные для территории северо-востока Волго-Ураль-ской НГП, были также использованы.

В главе 1У "Исследование критериев локального прогноза нефтегазоносности для отдельных регионов СССР" представлено исследование критериев локального прогноза для отдельных регионов Советского Союза. Рассмотрены автономные критерии, которые в комплексе с универсальными определяют нефтегазоносность локальных структур для территории северо-востока Волго-Уральской НГП, Надым-Пур-ской и Фроловской НГО Западно-Сибирской НГП, солянокупольной части юго-востока Прикаспийской впадины, мегавала Карпинского. Определение исходной совокупности геологических показателей, характеристики которых позволяют оценить вероятность продуктивности подготовленных к глубокому нефтепоисковому бурению поднятий, произведено на основании принятых нами моделей формирования скоплений УВ. При их выборе руководствовались положением, согласно которому все диагностические критерии можно определить до ввода оцениваемых структур в глубокое бурение. Критерии должны вписываться в типовые модели, быть информативными и иметь цифровое выражение. Показатыш должны содержать необходимую информацию о процессах, определяющих условия миграции, аккумуляции и консервации УВ на конкретных исследуемых участках, обеспечивая максимальную достоверность прогноза. Методика выбора информативных показателей рассмотрена в работах (Галкин, 1976,1977,1966; Галкин и др., 1976, 1986,1958,1969). По всем исследуемым критериям построены гистограммы распределения отдельно для нефтяных и "пустых" структур и р

расчитан критерий % . Кроме того, для определения информативности

использовался критерий Стьюдента (I). Построенные гистограммы позволили вычислить вероятности принадлежности к продуктивным структурам ). Вероятностные кривые построены раздельно

для всех исследуемых территорий по отдельным нефтегазоносным комплексам.

В работе оценена индивидуальная информативность критериев прогноза по изучаемым "территориям. Для этого построено более 180 вероятностных кривых, выполнен их детальный геологический анализ. Вероятностные кривые локального прогноза по ряду территорий приведены в работах (Галкин и др., 1988,1989). Кроме этого, выполнено исследование комплексного влияния факторов на нефтегазонос-ность локальных структур с помацью корреляционного и кластерного анализов.

Необходимо отметить, что, кроме описанных ранее универсальных критериев, были исследованы показатели, контролирующие продуктивность локальных структур только в пределах автономных регионов. Например, для территории северо-востока Волго-Уральской НГП параметром, характеризующим нефтегазоносность, является местоположение поднятия относительно Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП). Продуктивность структур контролируется расстоянием от границ ККСП. Для тектонических структур нефтегазоносность определяется соподчиненностыо ориентации с валообразными зонами.

Нефтегазоносность структур в пределах развития линейных мобильных зон на юго-востоке Пермской области контролируется расстоянием от центра структуры до центра мобильной зоны и углом между направлениями длинной оси структуры и линейной мобильной зоны. Кроме этого, продуктивность нижнекаменноугольных отложений определяется глубиной залегания верхнедевонских терригенных отложений, что связано с вступлением нефтематеринских пород в главную фазу нефтеобразования. Необходимо отметить, что повышение ампли-

туды структур по верхнедевонским отложениям контролируют нефтеносность вышележащих нижнекаменноугольных и среднекаменноутсль-ных отложений.

В условиях юго-востока Прикаспийской впадины продуктивность локальных структур во многом определяется местоположением их относительно борта впадины. Нефтегазоносность структур связана с их расстоянием от борта впадины, простиранием соляных куполов относительно борта впадины и ориентировки ловушек относительно ку-'полов. Для пермо-триасовых и юрских отложений установлено влияние глубин залегания на нефтегазоносность этих отложений, причем анализ вероятностных кривых глубин залегания различных маркирующих поверхностей позволил выяснить, что залежи в юрских отложениях образовались за счет вертикальной миграции из нижележащих отложений.

Для территории мегавала Карпинского нефтегазоносность меловых отложений контролируется соотншением мощностей коллекторов и покрышек.

При определении влияния совокупности показателей на нефтеносность локальных структур различного генезиса использовались разностные параметры, позволившие установить основные закономерные связи параметров с нефтеносностью структур. Для территории юго-востока Пермской области, наряду с геологическими факторами, были использованы данные детальных геохимических исследований информативных горизонтов (Галкин, 1975,1976,1972,1967; Галкин и др., 1964,1966; "Сценка нефтегазоносное™..1968). Для этой территории обоснован комплекс геохимических и геологических критериев прогноза с учетом их сочетания.

Выполненные исследования позволили установить критерии прогноза нефтегаэоносности локальных структур для территории с различным геологическим строением. Построенные вероятностные кривые,

номограммы, графики оригинальны, они были использованы при оценке перспектив нефтегазоносное™ локальных структур (Галкин, 1977, 1966; Галкин и др., 1976,1968,1990).

Проведенный вероятностно-статистический анализ исследуемых критериев свидетельствует о том, что в геологическом строении локальных структур, заполненных УВ, и "пустых" имеются принципиальные различия, причем эти различия индивидуальны для отдельных исследуемых регионов, но хорошо вписываются в обобщенные региональ-- ные гесшого-математические модели. Прогнозирование нефтегазонос-ности локальных структур целесообразно проводить по отдельным нефтегазоносным комплексам в пределах автономных территорий с единым процессом их геологического развития.

В пятой главе "Исследование и разработка вероятностио-ста-тистических моделей прогноза нефтегазоносности локальных структур" представлены исследование и разработка вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности локальных структур. •

Прогноз нефтегазоносности локальных структур производится в условиях территории различной степени изученности и постоянного пополнения информации о геологическом строении и перспективности отдельных ее районов. Характер и достоверность исходных фактических данных во многом предопределяют результаты прогнозов.

Наиболее существенный вклад в методику прогнозирования нефтеносности локальных структур внесли А.И.Хслин, М.Д.Белонин, A.M. Волков, Г.П.Сверчков, Ц.И.Нестеров, В.И.Шпильман, В.Я.Воробьев, В.П.Кабышев и другие.

Наибольшее распространение при локальном прогнозе получили методы классификаций, так как они в определенной мере являются универсальными для территорий с различным геологическим строением.

В данной работе решение задачи прогноза выполнялось поэтап-

но: создание моделей формирования залежей УВ; выбор группы достаточно изученных продуктивных и "пустых" структур; установление информативных критериев; определение систем описания объектов в числовом выражении; определение приемов обработки и анализа фактического материала; выбор математического аппарата; оценка эффективности применяемого аппарата по информативным признакам на обучающей и контрольных выборках; прогнозирование; контроль прогноза. По эталонным объектам оценивалась теоретическая, по результатам глубокого бурения - фактическая достоверность созданных моделей прогнозирования залежей УВ, а следовательно, и Точность прогноза.

Вероятностно-статистические модели - это формализованное представление фактического материала для хорошо изученных месторождений и "пустых" структур. Наиболее простой вероятностно-статистической моделью является вероятностная кривая по отдельному критерию.

В настоящее время для прогноза нефтегазоносности нет общепринятого математического аппарата. Большой практический опыт использования методов прогноза позволил убедиться в эффективности алгоритмов, использующих формулу Байеса и ЛДА (Галкин, 1976,1977, 1986; Галкин и др., 1984,1986,1989). При реализации ЛДА применялась методика "все в обучении и все на экзамен". В данном случае контрольная выборка состоит из одного, но каждый раз нового объекта (продуктивной или "пустой" структуры). Все остальные объекты составляют материал обучения. Поэтому вся эталонная выборка побывала в обучении и на внутреннем экзамене. Проведенные расчеты позволили проанализировать коэффициенты, установленные с помощью ДЦА. По этим коэффициентам строились гистограммы распределения и к внешнему экзамену привлекались лишь те ЛДФ, по которым плотности распределений по всем полученным коэффициентам и свободным

членам не противоречили гипотезе о нормальном распределении (Галкин и др., 1966). Для расчетов по внешней контрольной и прогнозной выборкам использовались средние значения коэффициентов и свободных членов. При применении для прогнозирования формулы Байеса определялась вероятность принадлежности к продуктивным структурам - Р(\^(/Хт). при проверке эталона принималось решающее правило: при Р(\л/) /Хгп)>0.5 - структуры продуктивные, менее - "пустые", затем производилась корректировка граничного значения с учетом данных контрольной выборки. При использовании ЛДФ сравнение производилось с граничным значением 0.

В работе по тектоно-седиментационным структурам, развитым в пределах К КСП, для территории северо-востока Волго-Уральской НГП выполнен анализ обучающих эталонных выборок: I) составлена для оценки продуктивности нижнекаменноугольных отложений восточной части территории исследований; П) аналогичная выборка - по западной части; Ш) выборка по вышеназванным территориям совместно; 1У,У,У1) соответственно первым трем по среднекаменноугольным отложениям; УП) составлена для оценки продуктивности девонских тер-ригенных отложений по всей территории северо-востока Волго-Уральской НГП; УШ) для оценки суммарной продуктивности основных нефтегазоносных комплексов для территории северо-востока Волго-Уральской НГП.

Анализ показал, что I и П обучающие выборки работают более надежно, чем обобщающая выборка Ш, как в случае использования формулы Байеса, так и при применении ЛДФ. Аналогичные результаты получены и по среднекаменноугольным отложениям.

В работе проанализирована степень разделения по обучающей и контрольной выборкам на продуктивные и "пустые" структуры в зависимости от различного количества используемых признаков (т) на примере нижнекаменноугсшьных отлскений западной части северо-вос-

тока Волго-Уральской НГП. При использовании двух наиболее информативных признаков верно расклассифицировано около 80 % выборки, при экзамене успешность разделения снизилась до 61 %. При т = 3 эффективность- разделения составила 81 % при обучении и 63 % на экзамене. При применении 4,5,6,7 признаков разделение последовательно улучшалось. При расчетах по восьми информативным признакам вся эталонная выборка была оценена верно. При дальнейшем увеличении количества признаков происходит некоторое улучшение разделения, при этом вероятность правильной классификации закономерно повышается, что особенно сильно проявляется по внешней экзаменационной выборке. Надежное разделение на группы происходит при т > 12, затем разделение улучшается, но незначительно. Установлено, что надежность прогнозов зависит от количества информативных признаков. Для данного типа структур построена ЛДФ, прогноз по которой выполнен более чем по 100 структурам.

В работе приведены геолого-математические модели для оценки нефтегазсносности: среднекаменноугольных отложений по северо-востоку Волго-Уральской НГП; каменноугольных -отложений для тектонических структур по восточной и западной зонам основных нефтегазоносных комплексов. Для территории юго-востока Прикамья составлена схема зонального районирования по степени перспективности каменноугольных отложений и составлены геолого-математические модели с учетом способов подготовки структур к глубокому нефтепоиско-вому бурению. Составлена модель локального прогноза для территории Западно-Уральской зоны складчатости (Галкин и др., 1990). По юрскому нефтегазоносному комплексу составлены геслого-матёмати-ческие модели для Надым-Цурской и Фрсловской НТО Западной Сибири, для ссшянокупольной области юго-восточной части Прикаспийской впадины, для мегавала Карпинского. Для юго-востока Прикаспия так-

же составлены гесдого-математические модели по пермо-триасовым и подсслевым отложениям. Построены вероятностные модели прогноза нефтегазоносности для аптских и альбсхих отложений мегавала Карпинского.

С целью анализа прогнозных решений выполнены расчеты, полученные с использованием ЛДА и формулы Байеса. Если при использовании формулы Байеса для всех территорий градации равнозначные (0<Р(\^,/хт)г1), то при использовании ЛДА шкалы градаций различны, поэтому применялся разностный параметр относительно Я 0. В анализе участвовали эталонные, экзаменационные объекты, а также прогнозные структуры, проверенные глубоким бурением. Данное сопоставление показывает, как в теоретическом плане хорошо "работают" построенные модели относительно реальней нефтегазоносности структур для таких разнородных в геологическом отношении и нефтегазоносности территорий. Нефтегазоносные структуры характеризуются значениями по Р(У/1/*ст)>0,5 и в 94 % случаев, а "пустые"

структуры - <0,5 и < 0 в 91 %. Остальные 18 % струк-

тур классифицируются неоднозначно. Выполнено сопоставление РМ/ ХпО с и проанализировано распределение продуктивных и "пустых" структур в его пределах. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что с помощью разработанных гесяого-математических моделей прогноза теоретически более 90 % структур могут быть распознаны однозначно. Но даже в том случае, если они оценены однозначно, в 8 % из них прогноз может не подтвердиться. Данная величина является ошибкой разработанных моделей локального прогноза.

В шестой главе "Анализ эффективности прогнозирования нефтегазоносности локальных структур" представлен анализ эффективности прогнозирования нефтегазоносности локальных структур. При окончательной прогнозной оценке ранжирование структур производилось по

трем классам: а) наиболее перспективные; б) с неоднозначной степенью перспективности; в) малоперспективные. По северо-восточной части Всшго-Уральской НГП оценено более 130 структур.

Фактическую достоверность обоснованных моделей формирования залежей УВ и построенных по ним гесшого-математических моделей можно оценить по данным бурения более чем на 70 структурах. Результаты бурения следующие:

а) из 26 наиболее перспективных разбуренных структур 24 структуры оказались продуктивными. На Валентиновском и Южно-Мостов-ском поднятиях пробурено по одной скважине, что явно недостаточно, чтобы судить о их реальной нефтеносности. Учитывая даже эти данные, коэффициент подтверждаемое™ прогнозирования составляет 0,92. Это хорошо подтверждает теоретические возможности разработанного метода локального прогноза;

б) из второго класса структур на 12 открыты скопления углеводородов, на 13 поднятиях залежей не установлено, т.е. данные поднятия попали в область ограничения метода прогноза, что теоретически было обосновано ранее;

в) из 18 структур, прогнозируемых как малоперспективные, 15 оказались "пустыми", а на 3 открыты залежи УВ. Правильность прогноза подтвердилась на 83 %.

Сопоставление данных прогнозирования с результатами глубокого нефтегазопоискового бурения по комплексным критериям Р(№( /бсщ) и показывает, что в случае однозначного решения по Р(М,/Хт) и ¿Я для перспективных структур подтверждаемость прогноза' составляет более 90 %. Для нефтяных структур между Р(\"Л /хт) и существует прямая корреляционная связь (Г = +0,73, г\ = 26). Для подтвердившихся прогнозов по неперспективным структурам коэффициент успешности составил более 80 %, при этом неподтвердившие-

ся прогнозы располагаются в непосредственной близости от граничных значений по Р(\л/,/хт) и оК. Корреляционной связи между P(W1/ Хщ) и практически не существует (г = -0,06, п = 18). Те структуры, которые были расклассифицированы как неоднозначные по Р(М,/ ОСт) и , в основном располагаются в непосредственной близости от граничных значений.

Отсюда следует, что разработанные методы вероятностно-статистического прогнозирования, оцененные по данным 66 разбуренных структур, составляют, даже с учетом класса неоднозначности, 78 % успешности, что значительно выше, чем степень подтверждаемое™ нефтеносности структур по традиционным методам на территории северо-востока Волго-Уральской НГП.

Начиная с 1971 года, нами с помощью вероятностно-статистических методов по геолого-геохимическим данным выполнялось прогнозирование нефтегазоносности на юго-востоке Пермского Прикамья. К настоящему времени 22 участка разбурено, в 19 случаях прогноз подтвердился, что также свидетельствует о высокой эффективности испсдьзсвания вероятностных моделей для прогнозирования нефтега-эонссности ("Сценка нефтегазоносности... ", 1988).

Положительные прогнозы подтверждены глубоким поисковым бурением на I,! структурах, отрицательные - на 5. Прогнозы не подтвер-едены на Ширяевском, Солдатовском, Поляковском участках.

С опоставление данных поисково-геохимических исследований и глубокого бурения свидетельствует о высокой эффективности разработанных моделей локального прогноза.

Статистически установлено, что при Р(\М/ЙСт)>0,72 участок находится непосредственно иад залежью, при Р(№( Агп)<'0,4 залежь отсутствует. Если вероятность наличия залежи Р№,/з;т) = 0,4-0,72, то нельзя точно определить, находится ли этот участок непосред-

ственно над залежью или в области ее влияния (ореол рассеяния залежи). Коэффициент линейной корреляции между вероятностью

наличия залежи и расстоянием от контура нефтегазоносности г =

0,61.

Исходя из изложенного, можно сделать вывод о том, что геохимические исследования по информативным горизонтам в комплексе со структурный бурением эффективны при поисках залежей нефти и газа. Наиболее оптимальна при прогнозировании нефтегазоносности поисковых площадей на данной территории комплексная оценка нефтегазоносности по геслого-гесхимическим признакам. Именно при использовании комплексных методов можно достигнуть максимального подтверждения прогнозов.

В целом "коэффициент удачи" разработанных автором методов локального прогноза по территории северо-востока Всшго-Уральской НГП по данным разбуривания более чем ВО структур составляет свыше 60 %.

По территории Надым-Пурской НГО к настоящему времени проверено две структуры - прогноз подтвердился.

По территории юго-востока Прикаспийской впадины способ предлагаемого прогнозирования также подтвержден результатами бурения.

Необходимо отметить, что согласно разработанным геолого-математическим моделям среди прогнозируемых высокоперспективных структур могут быть встречены и "пустые" структуры. Это объясняется неточностью метода прогноза и ошибками, имеющими место при подготовке структур. Анализ подобных "ошибочных примеров" дает основание считать их следствием неточностей в исходной информации для прогноза, получаемой при подготовке поднятий как структурным бурением, так и сейсморазведкой. В ряде случаев, очевидно, при прогнозировании "не срабатывают" выработанные на этапе

обучения решающие правила, так как не все структуры вписываются в схемы-модели прогнозирования. Но в целом предлагаемые методы локального прогнозирования позволяют значительно уменьшить случаи принятия неверных решений относительно нефтегазоносности поднятий при постановке глубокого бурения. Эффективность выполненного прогнозирования по разработанным методам составляет более 60 %, тогда как успешность традиционных способов по данным поискового бурения без учета локального прогноза составляет около 50 %, а в ряде регионов и ниже.

Таким образом, выполненное научное обоснование прогнозирования нефтегазоносности локальных структур вероятностно-статистическими способами способствует повышению эффективности поисковых работ путем принятия оптимальных решений относительно нефтегазоносности структур.

Проверка выдаваемых прогнозов по локальным структурам показала, что эффективность их высокая, причем с минимальными материальными затратами. В среднем на прогнозирование нефтегазоносности одной локальной структуры было затрачено около 0,5 тыс.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты работы могут быть резюмированы следующим образом:

- сформулированы и в процессе практической реализации проверены основные принципы локального прогнозирования нефтегазоносности, используемые при поисковых работах;

- разработаны обобщенные вероятностно-статистические модели локального прогноза с использованием нормированных величин и применением условных вероятностей и линейного дискриминантного ана-

лиза; эффективность данных моделей при прогнозе доказана путем широкой реализации на различных по геологическому строению территориях;

- выполнен детальный анализ факторов, контролирующих нефте-газоносность локальных структур;

- уточнены и количественно оценены основные критерии, контролирующие нефтегазоносность локальных структур;

- построена принципиальная модель формирования залежей углеводородов в пределах северо-востока Вслго-Уральской НГП, на основании которой проводилось локальное прогнозирование и районирование по применению эффективных моделей для локального прогноза;

- выполнен анализ влияния количества информативных критериев на достоверность локального прогноза;

- построены и детально исследованы вероятностные кривые, графики, номограммы, используемые при прогнозировании нефтегазонос-ности локальных структур в различных геотектонических зонах;

- построены геслого-математические модели локального прогноза для различных геологических условий;

- определена эффективность оценки нефтегазоносности локальных структур по результатам бурения поисковых скважин более чем на 60 структурах, где был выполнен прогноз до постановки глубокого нефтепоискового бурения. Коэффициент успешности составил более 80 %, в то время как в среднем по исследуемым территориям он не превышает 50 %. Стоимость исследований при выполнении прогноза в среднем на одну структуру составила около 0.5 т.рублей, что значительно менее I % от всего комплекса поисковых работ при повышении успешности поисков более чем на 30-40 %.

По теме диссертации опубликовано более 60 работ, среди которых основными являются следующие:

1. К методике интерпретации геохимических данных. Тр.ВНИГНИ, вып. 123. Пермь, 1973. С.471-460 (В соавторстве с A.A.Обориньа;,

А.В.Елагиных, Н.ГЛ^ачниковой, Б.А.Бачуриным).

2. К методике интерпретации поисково-геохимических данных для прогноза нефтеносности. Тезисы к семинару "Методыматематической обработки результатов геохимических поисков". Свердловск, 1973. С.110—III (В соавторстве с А.А.Обориным, А.Б.Благиных, Б.А. Бачуриным, М.А.Шишкиным).

3. 0 характере соотношения газонасыщенности и радиоактивности нижнепермских отложений Уфимского плато. Тр.ВНИГНИ, выпЛбС. Пермь, 1974. С.327-328 (В соавторстве с А.А.Обориным, Б.А.Бачуриным) .

4. Комплексные геохимические исследования нижнепермских отложений в связи с поисками газонефтяных месторождений в Пермском Прикамье. Информационный листок Западно-Уральского ЦНТИ, вып.21, № 76-75, 1974 (В соавторстве с A.A.Обориным, И.Г.Калачниковой, А.Б.Благиных, Б.А.Бачуриным).

5. Теоретические основы, методика и геолого-экономическая эффективность поисково-геохимических исследований в Пермском При-уралье //Прямые методы поисков з алежей нефти и газа. Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции. Иваново-£ран-ковск, 1974. С.165-166 (В соавторстве с A.A.Обориным, Б.А.Бачуриным, А.Б.Благиных, И.Г.Калачниковой, И.Г.Гецен).

6. Результаты и геолого-экономическая эффективность применения геохимических методов поисков залежей нефти и газа //Обмен опытом в области геохимических и геофизических поисков залежей нефти и газа. Тезисы докладов Всесоюзного семинара в г.Гурьеве. к., ВИЭЫС, 1975. С.56-57 (В соавторстве с А.А.Обориным, Б.А.Бачуриным) .

7. Геологическая эффективность применения геохимических методов поисков залежей нефти и газа в Пермском Прикамье (на примере Уфимского плато). Тезисы докладов П научно-технической конференции молодых ученых. Пермь, 1975. С.8-10.

Ь. Опыт оценки нефтегазоносности локальных поднятий по геохимическим данным. Тр.ВНИШГТ, вып.22, 1975. С. 189-192 (В соавторстве с А.А.Сбориннм, А.В.Благиных, И.Г.Калачниковой, Б.А.Бачу-риньм).

9. К методике обработки и интерпретации данных грунтовой газовой съемки по Арзгиро-Ыирненскому району //Рассеянные газы и биохимические условия осадков и пород. М., ОНТИ, ВНИИЯГГ, 1975,

С.138-143 (В соавторстве с А.А.Обориным, Г.А.Могилевским, Б.А.Ба-чуриным, Г.А.Федоровым).

10. Характер распределения сорбированных углеводородных газов в нижнепермских отложениях Уфимского плато //Рассеянные газы и биохимические условия осадков и пород. М., Тр.ВНИИЯГГ, 1975.

С, 144-146.

11. Некоторые закономерности распределения углеводородных газов из нижнепермских отложений Уфимского плато. Тр.ВНИГНИ, 161. Пермь, 1976. С.136-140.

12. К вопросу оценки нефтегазоносности локальных поднятий по геохимическим данным на Уфимском плато. Экспресс-информация. Нефтегазовая геология и геофизика. ВНИИОЬНГ, 1976, № 13. С.6-10.

13. Статистическая модель залежи - теоретическая и методическая основа геохимических методов поисков залежей нефти и газа (на примере Пермского Прикамья и Предкавказья). Тезисы докладов УШ Международного конгресса. Т.2. М., 1977. С.47-49 (В соавторстве с Т.А.Ботневой, А.А.Обориным, И.Г.Калачниковой, Б.А.Бачуриным).

14. Сценка нефтегазоносности перспективных плацадей (структур) по гесшого-геохимическим критериям. Информационный листок

К1» 35-7Ь Пермский ЦНТИ. Пермь, 1978, 4 с. (В соавторстве с Н.Г.Ка-лачниковой, Ю.В.Федоровым).

15. Некоторые закономерности распределения свойств нефтей в пределах Киенгопского и Красногорского валов //Геология, разработка, физика и гидродинамика пластов нефтяных месторождений Татарии. Труды ТатНИПИнефть, вып.36. 1978. С.3-6 (В соавторстве с Г.К.Стро-новым, Б.П.Михайловым).

16. Информативность геохимических показателей при оценке нефтегазоносности поисковых площадей на Уфимском плато. Нефтегазовая геология и геофизика, 1979, № 5. С. 15-16 (В соавторстве с А.А.Обориным, Б.А.Бачуриным, И.Г.Калачниковой).

17. Некоторые особенности распределения и формирования газов Верхнекамского месторождения калийных солей. Тез.докл. П Всесоюзного солевого совещания, Новосибирск, 1979. С.148.

It. Авторское свидетельство № 994767, 1962 , 4 с. (В соавторстве с А.И.Кудряшовым).

19. Авторское свидетельство № I00260I, 1962, 6 с (В соавторстве с Г.П.Шаманским, С.С.Андрейко).

20. Некоторые особзнности распределения и формирования газов Верхнекамского месторождения калийных солей //Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления (отдельный оттиск). Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1962. С.172-174.

21. Отображение нефтегазовых залежей в геофизических и геохимических полях. Тезисы докладов НТК "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермской области". Пермь, I 9Ъ2. С.40-41 (В соавторстве с А.В.Растегаевым, Т.В.'^офановой).

22. Оценка нефтегазоносное™ локальных структур различными поисково-геохимическими методами на основе эмпирической модели залежи //Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа. М., 1983. С.40-46 (В соавторстве с А.А.Обориным, Г.К.Михайловым, И.Г.Калачниковой, Б.А.Бачуриным, М.А.Шишкиным).

23. Прогнозирование качества сейсмического материала на юго-востоке Пермской области. Изв.вузов. Геология и разведка, 1964,

№ 9. С.91-124 (В соавторстве с А.В.Растегаевым, Т.В.Фофановой, Н.А.Старковой).

24. Сценка нефтегазоносности локальных поднятий, выявленных сейсморазведкой и структурно-поисковым бурением по геохимическим исследованиям керна информативных горизонтов. Тезисы докладов Всесоюзного семинара "Бактериальный фильтр земли". Пермь, 1965. С.13-14.

25. К оценке эффективности геохимических исследований при прогнозе продуктивности локальных поднятий //Геология и разведка горючих полезных ископаемых. Перть, 1965. С.29-34 (В соавторстве с А.А.Оборяньы, Т.В.Фо£ановой).

26. О возможности прогнозирования нгфтегазсносности поиско-вис мсгздаЯ по ксялевсу геологических, геофизических и геохимических данных //Геология месторождений горючих полезных ископаемых, их поиски и разведка. Пермь, 1986. С.40-45 (В соавторстве с И.В.Ванцевой, В.М.Прощенковой, Т.В.Фофановой).

27. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур на юго-востоке Пермской области вероятностно-статистическими методами //Вопросы геологии и нефтегазоносности Пермского Прикамья. Деп. в ВИНИТИ, № 5356-В-66. Пермь, 1966. С.63-89 (В соавторстве с А.Н. Пустовсйт, К.С.Пустовойт).

28. Зонально-локальный прогноз нефтегазоносности юго-востока Пермской области //Геологическое строение и методика нефтепо-

исковых работ в Пермской Прикамье. Деп. в ВИНИТИ, № 6514-67. Пермь, 1966. С.6-14 (В соавторстве с 10.А.Жуковым).

29. Опыт оценки перспектив нефтегазоносности поисковых площадей по геохимическим данным на юго-востоке Пермской области. Экспресс-информация ВНИИОЭНГ, сер.Нефтегаз. геология и геофизика, 1966, вып.9. С.19-23.

30. Системный анализ геохимических полей как основа нефтегазоносности локальных объектов Пермского Приуралья //Геохимические системы: методы вццеления и интерпретации. Львов, 1967. С.46-47 (В соавторстве с Б.А.Бачуриным).

31. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов Прикамья вероятностно-статистическими методами //Применение математических методов и ЭВМ в геологии. Тюмень, 1968. С.42-51 (В соавторстве с Б.А.Бачуриным).

32. Изучение геологических показателей локальных структур северо-востока Вол го-Урал а //Геология нефтяных и газовых месторождений, их поиски и разведка. Пермь, 1968. С.3-6 (В соавторстве с Ю.А.ЭКуковым, В.Н.Рыбаковым, Т.В.Фофановой, Л.А.Лядовой, Н.А.Ярос-лавцевым).

33. Оценка нефтегазоносности локальных объектов Приуралья по биогеохимическим критериям (монография). Свердловск, 1968, 114 с. (В соавторстве с А.А.Обориным, М.А.Шишкиным, Б.А.Бачуриным, Г.К. Михайловым).

34. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур в Прикамье. Геология нефти и газа, 1968, № 5. С.15-16 (В соавторстве с Т.В.Фофановой, Н.А.Лядовой, Ю.А.Жуковым).

35. К вопросу построения генетической модели прогнозирования нефтегазоносности недр //Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. Пермь, 19Ь9. С.24-32.

."о. Анализ Факторов, контролирующих нефтегазсносность локальных структур. НТИС "Научно-производственныэ достижения в нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования". Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.II. М., Т?£9. C.5-Í (В соавторстве с |.А.Маршаевым).

. Комплексное влияние Факторов, контролирующих нефтегаэо-носность локальных структур. Экспресс-информация. Серия: Нефтегазовая геология и геофизика. К., 1990, вып.5. C.I6-2T (В соавторстве с A.í.iapmaeBkM, М.ЭЛлерсон).

Вероятностно-статистическое обоснование формирования залежей углеводородов //Геолого-геофизические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в Пермском Приуралье. Деп. в ВЖГГИ 15.11.90 .»Г 57'"9 В-90. Пермь, 1990. С.64-72.

."9. С возможности прогнозирования нефтегазоносности на юго-востоке Пермского Прикамья. Изв.вузов. Нефть и газ, 1990, Г° 3. С.15-19 (В соавторстве с С.А.Шиховым, Ю.А.лСуковым, Т.В.Фофано-вой, Н.А.Лядовой).

40. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазсяосностя (монография!. Свердловск, 1990, 108 с. (В соавторстве с Ю.А.дуковш, М.А.Шияккннм).

41. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур различных геотектонических зон //Геология и разведка нефтяных и газовых мест орошений. Пермь, 1990. С.46-51 (В соавторстве с

Т.В. 2о?«яовоЯ, Н.А.Лядовой, С.А.Маршаевым, М.Э.Мерсон, Б.В.Никулиным).

42. Некоторые результаты прогнозирования нефтегазоносности локальных структур в Прикамье. Изв.вузов. Нефть и газ, 1990, № 6. С.13-18.