Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Закономерности пространственного размещения поднятий Западно-Сибирской провинции

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

Автореферат диссертации по теме "Закономерности пространственного размещения поднятий Западно-Сибирской провинции"

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

г Б

2 2 !;:?:'! —

На правах рукописи

ЧУЙКОВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ПОДНЯТИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

04.00.17. - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Тюмень - 1998

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазово университете и Научно-аналитическом центре рациональног недропользования Ханты-Мансийского автономного округа (ЦРЬ

Научные руководители -доктор геолого-минералогичсских

наук, профессор Г.П.Мясникова, доктор геолого-минералогических наук В.И.Шпильман. Официальные оппоненты - доктор геолого-минералогических

наук, п|хх|)ссшр А.М.Волков (Тюмень, (Тюменский государственный нефтегазовый университет), - кандидат геолого-минералогических наук, Д.П.Куликов (Тюмень, Центр по анализу геолого-геофизической информации (ЦАГГИ)).

Ведущее предприятие - Сибирский научно-нсследовательскш

институт нефтяной промышленности (СибНИИНП).

Защита состоится 26 июня 1998 года в часов на заседани диссертационного совета № Д.064.07.01 в Тюменско! государственном нефтегазовом государственном университете п присуждению ученой степени кандидата геолого-минералогпчески наук по адресу: 625000, Тюмень, Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменског государственного нефтегазового университета.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземпляра просим направлять по адресу: 625000, Тюмень, Володарского, 3£ Тюменский нефтегазовый университет, ученому секретар! диссертационного совета.

Автореферат разослан "_" мая 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета №Д 064.07.01 кандидат геолого-минералогических наук, // профессор ^-А^о^- А.А.Дорошенко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, как и во многих провинциях мира, главным объектом поисковых работ на нефть и газ является локальное поднятие - структура выявленная и подготовленная к бурению. Наибольшее количество залежей в Западной Сибири открыто в структурных и структурно-литологических ловушках. Материалы сейсморазведки в целом подтверждаются бурением.

Для поддержания добычи ежегодно геофизики подготавливают новые структуры, на которых ведется поисковое бурение. Так, в 1997 году в Ханты-Мансийском автономном округе подготовлено около 50 структур, 43 локальных поднятия введены в поисковое бурение, из 22 поднятий, где проводились испытания, на 10 открыты месторождения, выявлено 36 залежей.

Цель диссертационной работы: Выявить закономерности распределения структур разного размера, дать прогноз количества невыявленных поднятий различных размеров, разработать методику расчета и картирования плотности структур и установить связь с нефтегазоносностыо.

Основные задачи исследования:

1. Анализ структурных факторов, используемых при прогнозе нефтегазоносное™.

2. Изучение структур и структурных поверхностей по разлтным отражающим горизонтам и нефтегазоносным областям Западно-Сибирской провинции (ЗСП).

3. Исследование распределения площадей локальных структур Западной Сибири и вывод уравнений его описывающих.

4. Разработка методики построения карт плотностей выявленных и невыявленных структур.

5. Изучение связей плотностей структур с ресурсами углеводородов и использование их для прогнозной оценки территорий.

Основные защищаемые положения работы:

1. Дискретный характер распределения площадей структур Западной Сибири и их классификация на основе дискретного распределения объектов.

2. Методика расчета плотности выявленных и невыявленных структур с применением геологоразведочного фильтра (учет изученности) и построение соответствующих карт.

3. Связь между плотностью поднятий и продуктивных резервуаров с потенциальными ресурсами нефти и газа.

Научная значимость работы, установлена дискретность и распределении площадей структур Западной Сибири, разработан способ расчета плотности невыявленных структур, получены регрессионные уравнения зависимости плотности потенциальных ресурсов от плотности выявленных структур и плотности продуктивных резервуаров.

Практическая значимость работы: построенные автором карты плотностей структур и полученные им зависимости отражающие связи плотностей структур с плотностями запасов и ресурсов УВ позволяют более эффективно планировать и вести поисковые геологоразведочные работы на нефть и газ и уточнять объемы сейсморазведочных работ в слабоизученных районах.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались с 1986 г. на ежегодных конференциях молодых ученых и специалистов в ЗапСибНИГНИ (Тюмень), на Областной научно-практической конференции в 1988 году в Тюмени, на "Усовских чтениях" в 1994 году в ТНГУ (Тюмень), на Международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" в 1996 году в ТНГУ (Тюмень).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 работ, отражающих основное содержание диссертации.

Объем и структура работы. Диссертационная работа содержит 160 страниц машинописного текста, в том числе 83 рисунка, 5 таблиц. Работа состоит из введения, заключения и пяти глав. Список литературы включает 120 наименований.

Фактический материал. В диссертации использованы структурные карты по основным отражающим горизонтам Западной Сибири, составленные по материалам сейсморазведочных работ, проводимых на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, обобщенные и систематизированные коллективами специалистов ЗапСибНИГНИ, Главтюменьгеологии, ЦРН и др. (под руководством В.А.Галунского, В.И.Пяткова, Н.Н.Туманова). Запасы, ресурсы нефти и газа рассчитывались в

отделе прогнозных ресурсов ЗапСибНИГНИ и НАЦРН Ханты-Мансийского округа коллективом специалистов, включающим и автора диссертации.

Автор принимал непосредственное участие в "Подсчете потенциальных ресурсов Западной Сибири в 1989 году" и в составлении: Атласа карт тектонического строения (1990 г.), карты "Тектонического строения Западной Сибири" (1992 г.), Мониторов по территории деятельности геологоразведочных объединений Главтюменьгеологии, карты "Обоснования поисково-разведочных работ на 1996 г в Ханты-Мансийском автономном округе" и карты "Тектоническое строение Ханты-Мансийского округа" (1998 г).

В процессе подготовки диссертации автор пользовался постоянными консультациями и методическим руководством своих научных руководителей д.г.-м.н. В.И.Шпильмана и д.г.-м.н., профессора Г.П.Мясниковой, которым автор выражает глубокую признательность, а также благодарит Н.И.Змановского, В.И.Конюхова, В.И.Пяткова, Г.И. Плавника, Л.Г.Судата, Л.О.Сулейманову, ЛЛ.Трусова, А.В.Шпильмана, М.С.Шутова и Г.С.Ясовича за оказанные ими научные консультации и обсуждение результатов работы, а также коллег по работе Н.В.Кольмаберг, Е.В.Беспрозванных, Е.В.Икон, И.Э.Озеркову, Г.Ф.Соколову, Л.А.Солопахину, Т.Ю.Торопыгину и Т.Д.Шабалину за помощь при оформлении работы.

Содержание работы

1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ СТРУКТУРНЫХ ФАКТОРОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В этой главе дан обзор методов регионального и локального прогноза нефтегазоносности на основе структурных факторов по Западной Сибири, начиная с 60~х годов.

Первые прогнозные задачи решались по картам изобар пластовых давлений, изолиний ВНК и ГВК (Н.Н.Ростовцев, 1961). Позже использовали модификации этих методов с применением математического аппарата (сплайн-аппроксимация) и ЭВМ (А.М.Волков, 1980), оптимизации выделения локальной и региональной составляющей (В.Е.Касаткин, 1983).

По мере накопления представительных данных о строении нефтегазоносных структур количество методов значительно расширилось. В основном преобладали методы, основанные на морфологических признаках (критериях) строения структур: А/Б или А2/Б - интенсивности, с1/с1о - отношении осей, Р- периметре, площади нефтесбора, отметках замкнутой изогипсы структуры и свода ловушки, угле наклона крыльев структуры и др. Эти исследования выполняли по Западной Сибири: В.Д.Наливкин (1967), И.И.Нестеров (1968),'А.Я.Эдельштейн, Г.И.Плавник (1971),

A.М.Волков, В. К. Рыбак (1972), В.И.Шпильман (1972, 1987), МД.Белонин (1979), Н.Я.Кунин (1981), В.СЛазарсв (1989),

B.И.Галкин (1991), ИЛЛевинзон (1997) и др.

Для прогноза нефтегазоносности использовались параметры, отражающие рост структур, которые определялись и изучались: Е.И.Бенько, Е.В.Еханиным, В.П.Жадновой, И.А.Миталевым (1968), Ф.Г.Гурари, К.И.Микуленко, В.С.Старосельцевым (1971), М.Я.Рудкевнчем, Ю.М.Глухоедовым, Е.М.Максимовым (1976),

A.И.Дьяконовым (1986) и др.

Связь нефтегазоносности и неотектонической активности рассматривалась: Г.И.Плавником (1971), М.Я.Рудкевнчем (1972),

B.И.Шпильманом (1972), А. Н. Ласточкиным (1974),

A.И.Дьяконовым (1986) и др.

Роль структурного контроля в процессах миграции и аккумуляции УВ изучали: В.С Лазарев, В.Д.Наливкин (1967),

B.И.Шпильман (1968, 1972, 1987), Г.И.Плавник (1972) и др. Влияние тектонических нарушений на нефтегазоносность

рассматривалось в работах: В.П.Маркевича (1963), Ф.Г.Гурари (1967),

A.Э.Конторовича, И.И.Нестерова, Ф.К.Салманова и др. (1975),

B.П.Гаврилова (1975), Н.Я.Кушша (1981), В.С.Суркова, ' А.А.Трофимука, О.Г.Жеро (1986) и др.

Таким образом, для оценки перспектив нефтегазоносности используются различные структурные факторы: морфологические и динамические. Как правило, для улучшения прогноза дополнительно привлекаются лигологические, геохимические, температурные и другие параметры.

2.АНАЛИЗ СТРУКТУРНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ

В разрезе осадочного мегакомплекса выделяется более 20-ти сейсмогеологических границ. Наиболее значимыми из них, с интенсивной и динамически и стратиграфически выдержанной волновой картиной, являются отражающие горизонты А, Б, МиГ. Сейсмический отражающий горизонт:

А - соответствует подошве осадочного чехла со „скользящим" возрастом (KpJ-на периферии и юге ЗСП до T-PZ - в наиболее погруженной северной части);

Б - приурочен на большей части территории ЗСП к битуминозным глинам баженовской свиты (J3v-K|b), на западе - к мулымьинской (J3V - К|8) и тутлеймской (J3V -K(v) свитам, на востоке - к яновстанской свите (Jjv) (в Томской и Новосибирской областях ему соответствует Па, в Красноярском крае - горизонты 1г - 1а);

М - приурочен к кошайской свите (подсвите) (К^);

Г - соответствует подошве кузнецовской свиты (К[{) являющейся основанием региональной верхнемеловой покрышки.

Опорные отражающие горизонты А и Б следятся практически на всей территории ЗСП. По ним с помощью программы SURFER 5.01 на основе grd-файлов, предоставленных В.И.Пятковым (ЦРН), построены структурные карты.

На этих картах глубгпгнпое строение Западно-Сибирской плиты по горизонту А представляется как гигантская мегасинеклиза (Внутренняя область), окруженная крупными мегамоноклиналями (Внешний пояс). Последний имеет более крутые склоны (0.5-2°), чем Внутренняя область - с пологим падением - 0.05-0.25 °до широты Сибирских Увалов и резким -0.9-5° севернее.

В структурном плане выделяются надпорядковые элементы -тектонические области: Арктическая (Ямало-Гыданско-Ешгсейская), Северная (Приобско-Верхнетазовская), Центральная (Приобская) и Юго-Восточная (Омско-Тымская). По горизонту Б от Арктической отделяется Енисейская область. Рассмотрено тектоническое строение Западно-Сибирской плиты на уровне структур Гго порядка. По результатам анализа сделаны следующие выводы:

- структура осадочного чехла плиты по обеим поверхностям характеризуется общим, сравнительно резким, погружением от бортов к центру и пологим с юга на север, в этом же направлении увеличивается выраженность внутренних положительных и отрицательных структурных элементов и величина регионального уклона;

- увеличивается контрастность структур от горизонта Б к А;

по поверхности фундамента Гыданская синеклиза обособлена от Ямальской и объединяется с Усть-Енисейской синеклизой, по горизонту Б Ямальская и Гыданская синеклизы объединяются в единую тектоническую область и последняя отделяется от Усть-Енисейской;

- по горизонту А на юге Северной области выделяются три структурных носа, отражающих формирование крупных желобов-Худосейского и Уренгойско-Колтогорского VI системы впадин -Выпглорской, Тундринской и Ханты-Мансийской;

В работе проведен гипсометрический анализ структурных поверхностей с использованием программы СеоТоо^ (созданной в лаборатории компьютерного моделирования ЦРН). Строились два типа графика: распределения глубин и кумулятивная кривая для тех же интервалов глубин.

Проанализировав полученные по различным

нефтегазоносным областям (НГО) материалы, автором были сделаны следующие выводы:

- по горизонту Б кривая близка к симметричной, максимум приходится на глубины 2000-2950 м и определяется центральными НГО, кроме того, выделяется небольшой второй пик 3500-3750 м (определяемый влиянием Гыданской, главным образом, и Ямальской НГО);

- по горизонту А кривая одномодальная, существенно асимметричная, с положительной асимметрией, обусловленной "хвостом" справа вследствие значительного опускания арктических и близких к ним областей. Максимальный пик распределения приходится на глубины от 2100 м до 3500-3600 м (можно выделить и рубеж 4000 м);

по обозначенным выше максимумам на кривых распределения глубин наиболее отчетливо определяются две традиционно выделяемые части Западно-Сибирской плиты:

Внешний (припортовой) пояс и Внутренняя область, которая, в свою очередь, делится на две части: относительно выположенную (точно соответствует максимуму) и погруженную, где происходит быстрый переход от небольших глубин к значительным.

При сравнении двух горизонтов А и Б видно, что большая асимметрия кривой распределения горизонта А связана с его значительными глубинами по Гыданский НГО, что вызвано резким изменением залегания подошвы осадочного чехла за счет появления триасовых и палеозойских осадочных образований.

Малая дисперсия распределения глубин может свидетельствовать о том, что структурная поверхность, соответствующая территории НГО, расположена на пологом склоне или территория НГО близка к субгоризонтальной и незначительно дислоцирована.

Несколько пиков на кривой распределения глубин (перегибы на кумулятивной кривой) свидетельствуют о некоторой ступенчатости поверхности (возможно наличие флексур, которые образуются над разломами фундамента, отображая относительные перемещения блоков; с приподнятыми частями флексур часто связаны структуры, которые представляют интерес для поисков месторождений нефти и газа (Ямальская НГО).

Небольшие изменения в конфигурации кривой распределения глубин и в положении её на оси глубин свидетельствуют о том, что между отражающими горизонтами А и Б сформировалась небольшая толща пород и не происходили тектонические перестройки (Приуральская НГО).

Гипсометрические кумулятивные кривые по горизонту Б довольно схожи, отличаются только разным наклоном описываемой поверхности. Из общего рада широким диапазоном глубин и перегибами кумулятивной кривой выделяется Ямальская НГО. в меньшей степени это относится к Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Приуральской и Фроловской НГО (для Гыданской НГО характерно наличие в середине широкого гипсометрического диапазона наиболее представленных глубин).

По горизонту А выделяются: две очень похожие НГО (Надым-Пурская и Пур-Тазовская) по обоим типам графиков (что может говорить об общей истории развития); Ямальская НГО -широким диапазоном глубин с несколькими перегибами;

Гыданская НГО - совершенно другим типом кривой и соответственно другим типом поверхности.

Можно выделить три типа распределений глубин: с минимальной дисперсией (Пайдугинская НГО), средней дисперсией (Приуральская НГО), максимальной дисперсией (Пур-Тазовская НГО). Кроме того, два последних типа могут быть полимодальными (Ямальская НГО) и существенно асимметричными как с правосторонней, так и с левосторонней асимметрией (Гыданская НГО, Надым-Пурская НГО).

Минимальная дисперсия распределения глубин свидетельствует об узком диапазоне глубин, что может быть связано со структурной поверхностью, приближенной к горизонтальной, а для образования структур она более благоприятна, чем круто наклоненная.

При прочих равных условиях для миграции и аккумуляции УВ предпочтительной представляется левосторонняя асимметрия кривой распределения глубин, т.к. большой градиент глубин обеспечивает лучшую миграцию, а при меньшем градиенте появляется больше возможностей для аккумуляции (повышается вероятность наличия структуры).

Для лучшего понимания гипсометрических кривых в работе приводятся модели некоторых идеальных поверхностей (моноклинали, поверхностей, осложненных блоками, поверхностей с равномерной, увеличивающейся и уменьшающейся частотой изолиний, поверхностей с пликативными структурами). Дана серия рисунков, показывающая вид поверхности в плане и объеме, с соответствующими кумулятивными кривыми и кривыми распределения.

3. ДИСКРЕТНОСТЬ В РАСПРЕДЕЛЕНИИ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО ПЛОЩАДИ

Дан обзор результатов исследований отечественных учёных по выявлению дискретности распределения геологических объектов. Приведены примеры дискретного распределения: гранулометрического состава осадочных пород; обломочнго материала, образующегося при взрывах горных пород; морфоструктур, фиксируемых на топокартах и по геофизическим полям;

тектонических структур разных порядков; разломов и блоков земной коры, установленных Ю.Г.Симоновым (1972), Л.С.Смирновым и др. (1973), В.И.Витязем и В.В.Богацким (1976), В.Д.Наливкиным, В.И.Кузьминым, В. Г. Лукьяновой (1984), М.А.Садовским и др. (1987) Л.И.Красным (1984), Ш.Ш.Мавл ютовым (1990), ЛЛ.Трусовым (1993) и др. Дискретность в распределении геологических объектов обусловлена, по мнению Н.И.Николаева, В.И. Шпильмана, И.А.Одесского, волновыми процессами в земной коре, которые, в свою очередь, вызваны: изменением скорости вращения Земли (М.В.Стовас, 1963), перемещением полюсов Земли (А.В.Долицкий, 1985), изменением ротационного режима вращения Земли (И.А.Одесский, 1972), приливными волнами, изменением расстояния Земля-Луна (Б.Л.Личков, 1965; О.Г.Сорохтин, С.А.Ушаков, 1991; Ю.Н.Авсюк, 1993) и др.

В работе автором на 2511 структурах проведено детальное исследование дискретности распределения структур по размерам площади на территории Западной Сибири по 10 нефтегазоносным областям . (НГО). Исходным материалом для такого анализа явились структурные карты м-ба 1: 200.000 и 1: 500.000 по отражающему горизонту Б, с которых снимались параметры структур размером от 1 до 2500 км2. По каждой НГО были гюстроенны графики распределения структур по площади.

На этих графиках, на фоне общего закономерного уменьшения числа структур, четко выделяется дискретность в распределении их по величине площади. Но данные графики отражают как природную закономерность, так и степень изученности (чем мельче структура, тем меньше вероятность её обнаружить при данной сети профилей). Поэтому автором выполнен пересчет наблюденных выборок в генеральную (природную) совокупность с помощью формулы, отражающей работу геологоразведочного фильтра (ГРФ), предложенной В.И.Шпильманом: (Эх/Б^Б^). -часть структур площадью 8Х, переводимых из генеральной совокупности в число обнаруженных. (8К - площадь структуры, выявляемая с 50% вероятностью). ГРФ-эта сумма геологоразведочных работ.

После преобразования с помощью ГРФ получена серия новых графиков, которая, не меняя дискретности и классов структур,

позволяет более надежно оценить соотношение числа объектов в классах (рис. 1-2). Для того чтобы выявить особенности, характерные для всей территории ЗСП, устранить случайные отклонения на кривых распределения, графики по всем НГО суммировались. На результирующем отчётливо наблюдаются периодически повторяющиеся максимумы и минимумы, что позволяет предположить существование нескольких совокупностей (классов) структур в природе.

При выделении классов структур исходили из того, что максимумы соответствуют математическим ожиданиям и описываются простым законом в зависимости от номера класса, распределение каждого класса логнормально, а среднее квадратическое отклонение - одинаково. По наиболее представительным 15 интервалам и таблице нормального распределения составлены и решены уравнения, в которых в качестве неизвестных величин выступали значения количеств структур в 7 предполагаемых классах. В результате получены значения количеств структур, которые также закономерно зависят от номера класса и задаются простым законом. Последнее обстоятельство представляется важным, т.к. возможность описать полимодальное распределение с помощью сложных функций есть всегда, а полученные формулы являются достаточно простыми.

В итоге были сделаны следующие выводы:

1. Выявленная закономерность в распределении тектонических структур по размерам в ЗСП подтверждает выводы многих исследователей о дискретности геологических объектов.

2. Распределение структур по величине площадей является суперпозицией нескольких распределений (рис.3).

3. Распределение по площади структур каждого класса может быть описано как логнормальное.

4. Математическое ожидание площади каждого класса структур связано с номером класса соотношением цСБц) =е0.591х+1,195 где х-номер класса, Бх -мода (максимум плотности вероятности лг-го класса). При л=1 Зх=(> км2. Это не означает, что природе нет структур меньшего размера. Экстраполируя зависимость в сторону меньших значений площадей, можно получить следующие моды: 3,3; 1,8; 1 км2 и т.д.

Рис. !. Распределение выявленных и невыявленных структур ____Надым-Пурской НГО.___

Площадь структур (кв.км.)

Рис.2. Распределение выявленных и невыявленных структур Среднеобской НГО.

значений количества структур на "интервалах наблюдения".

Условные обозначения: 1-11 - индивидуальные распределения одиннадцати классов структур, 12-13 - теоретические кривые (средние квадратические отклонения равны соответственно 0.2 и 0.18), 14 - фактическая кривая.

5. Среднее квадратичеекое отклонение для всех классов структур, (логарифмически распределенных, т.е. в единицах /л5) одинаково и равно 0,2. Лучшими показателями сходимости фактического и теоретического распределений, как показали дальнейшие исследования, обладает среднее квадратичеекое отклонение, равное 0.18 (рис.3).

6. Число структур в каждом классе определяется по формуле:

ТУ, = е7.33-0.43х

На основании установленного дискретного характера распределения площадей тектонических структур предложена их классификация по размерам площади. Выделено 11 классов структур с площадью от 5 до 3000 км2, которые группируются в традиционные порядки: 1-3 класс - мельчайшие с площадью до 25 км2 с модами, соответствующими значениям площадей 5.9, 10.7, 19.4 км2,- выделены в IV порядок; 4-7 класс - мелкие, 25-250 км2, с модами, соответствующими значениям площадей 35, 63.1, 114, 206 км2 объединены в III порядок; 8-11 класс - средние 250-3000 км2, с модами, соответствующими значениям площадей 372, 671, 1212, 2189 км2, выделяются как структуры II порядка. Общее число 11 классов структур - 2814.

4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ В ПРОСТРАНСТВЕ ВЫЯВЛЕННЫХ И НЕВЫЯВЛЕННЫХ СТРУКТУР

Глава посвящена исследованию плотностей выявленных и невыявленных структур, их картированию и закономерностям изменения в пространстве. На основе изложенных выше закономерностей на всю территорию ЗСП автором построены карты плотностей структур: выявленных - Р„, невыявленных - Рн (рис.4) н генеральной совокупности - Рп+Рн. Разработанная автором методика построения карт плотностей сводится к следующему.

С помощью кругового эталона с радиусом 37.5 км и площадью 4.4 тыс. км2, по сетке 15 X 15 км подсчитывается плотность выявленных структур. Под плотностью структур понимается - доля в процентах, приходящаяся на все несоподчиненные замкнутые положительные, находящиеся внутри кругового эталона структуры, отнесенная к его площади. Всего сделано около 6500 замеров и расчетов.

Рис.4. Карта плотностей псвыявлеипых структур (с площадью > 8 км2) Западно-Сибирской плиты но горизонту Б.

Для равной изученности территории при выявлении 50% структур размером 4.8 км2 .

Условные обозначения: - 4 - изолинии плотностей структур (доля в процентах, приходящаяся на все несоподчиненные замкнутые положительные находящиеся внутри кругового эталона структуры, отнесенная к его площади).

По каждому подсчстиому участку (ПУ) с различной

изученностью сейсморазведкой определяют исходные значения

После расчетов строится карта генеральной совокупности структур (выявленных и невыявленных). Она приводится к единому масштабу съемки, при котором расстояние между сейсмопрофилями 1=1+2 км, а предполагаемый настрой ГРФ - 5" =4,8 км2 (50%-ып квантиль распределения генеральной совокупности структур в Западной Сибири).

С помощью палетки, рассчитанной автором, пересчитывается спектр выявленных структур в спектр генеральной совокупности, исходя из площади максимальной выявленной структуры на ПУ и степени изученности сейсморазведкой. Пересчётный коэффициент Кп определяется как отношение суммы площадей в генеральной совокупности к сумме площадей выявленных структур

Аналитическое выражение для пересчета значений плотностей выявленных структур в плотности генеральной совокупности структур для случая, когда происходит смена исходного настроя ГРФ - 51=50 км2 на предполагаемый настрой ГРФ 4,8 км2, имеет вид:

где =ехр(0.591 х+1.19) к= 1,692 1п5лт-2,013;

Pre - плотность структур к генеральной совокупности при

Рп - плотность выявленных структур

13 дальнейшем плотность структур в генеральной совокупности каждого ПУ вычисляется по формуле Рп4-н=Р11*Кп, а плотность невыявленных структур - как разница Рв+Н и Р,,.

Из проведенного анализа этих карг (Р,„ Р1!+н и Р„) и структурной карты ЗСП по горизонту Б сделаны следующие выводы:

1. Аномалии высокой плотности выявленных структур (Р„), как правило, приурочены к положительным структурам Гго

настроя геологоразведочного фильтра по формуле

1-3* где С. - среднее расстояние между сейсмопрофилями.

(K„=SSrc/vSi!).

exp(0.752.v) Ргсг- Рп* L ^ + 4 8

¿'"=4,8 км-7.

порядка (свод, мегавал, выступ), соответственно Р,,"1"1 - к периферии (внешнему поясу моноклиналей) и к отрицательным -мегапрогибам, впадинам. Это обусловлено как природной закономерностю, так и степенью изученности положительных структур 1"го порядка (из-за их высоких перспектив они исследовались более детально).

2. При построении карты плотностей структур в генеральной совокупности (Рв+Н) сняты искажения, вызванные влиянием изученности, и она в большей степени отражает природные закономерности, чем карта Рп. Однако Рв+Н прямо зависит от Р„, поэтому можно предположить, что аномалиям плотности выявленных структур должны соответствовать аномалии генеральной совокупности структур. Это объясняется тем, что объем сейсморазведочных работ по всей территории распределяется неравномерно, в начале опоисковываются участки с крупными положительными структурами (сразу дающие высокие плотности). В дальнейшем участки с первоначально низкой изученностью (борта и днища впадин, склоны крупных структур, моноклинали) при проведении сейсморазведки с плотной сетью профилей конечно увеличат "структурный потенциал" (нередко даже в несколько раз), но до высоких значений плотностей соседних ранее изученных зон (это, как правило, своды и мегавалы) он в большинстве случаев не повысится. В то же время, своды и мегавалы при проведении дополнительных объемов сейсморабот "обрастают" массой мелких куполков, повышающих значения плотностей до предельного уровня генеральной совокупности.

Перспективными на обнаружение структур являются участки аномалий с высокими значениями плотности невыявленных структур. За счет повышения уровня изученности здесь возможно открытие новых структур и связанных с ними месторождений нефти и газа. К ним относятся:

- Харасавейский, Бованенковский и Малоыпвюашшгжтл ;

- Гесхризичсским мегавал, Гьщанский свод и Юрацк'ий мсгаглл;

- Пякуп ¡некаятерраса, Нерупшскаяп Надымская мегавпадш 1ы;

- Прииртышье в районе Ханты-Мансийской мегавпадины и Усть-Ишимского мегавала;

Мангазейская моноклиналь, Усгь-Часепьский и Пыль-Каритыатскнй мспшалы.

5. ПЛОТНОСТЬ ВЫЯВЛЕННЫХ СТРУКТУР и НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Для решения задачи о связи плотности выявленных структур с плотностями запасов и ресурсов по всем эталонным участкам (ЭУ) найдены средневзвешенные значения плотности структур (как сумма их значений в точках замера к количеству этих точек). Плотность запасов и ресурсов взята из базы данных ЦРН. Проверка показала, что максимальный коэффициент корреляции плотности выявленных структур всех нефтегазоносных комплексов с потенциальными ресурсами региональных ЭУ составил 0.64 (16 участков).

Связь плотности потенциальных ресурсов (С)та) по сумме УВ для отдельных комплексов с плотностями выявленных структур для региональных эталонов устанавлена следующая. Наиболее тесная -наблюдается для сеноманского комплекса, коэффициент корреляции достигает 0.78 (9 участков). Практически все открытые залежи в комплексе - структурные. Для неокомского нефтегазоносного комплекса, значительная часть залежей которого связана со структурными и структурно-литологическими ловушками, при разделении на два подкомплекса, связанных с осложненной частью нсокома (пласты группы "Б") и связанных с неосложненной частью (пласты группы "А") связь с плотностью ресурсов последней характеризуется коэффициентом корреляции 0.58, а для комплекса в целом 0.39 (влияние литологических параметров весьма сильно).

Наряду с этим были рассчитаны регрессионные уравнения, где в качестве исследуемых параметров использовались дополнительные структурные параметры: Ь] - расстояние от участка до центра тяжести осадочного выполнения бассейна, тыс. км; и Ь2 - расстояние от участка до окраины осадочного бассейна, тыс. км. Применение этих двух параметров совместно с плотностью выявленных структур существенно улучшает результат прогноза. Так, для суммы комплексов коэффициент корреляции увеличивается до 0.89 (17 участков), а уравнение регрессии имеет вид:

Оув =34.37* Рв »-768* (Ь2/(Ь2+Ь,)) 1 035, где

Рв - плотность выявленных структур,

СЗув- плотность потенциальных ресурсов нефти и газа.

Кроме того, совместно с плотностями выявленных структур, был опробован новый параметр - плотность продуктивных резервуаров (Р^). Для его расчета с помощью таблиц нефтегазоносности, составленных коллективом авторов (В.И.Шпильман, Н.В.Боровинская, Н.АЛебедева, Л.И.Мамыкина и др.), вначале была построена карта, показывающая в изолиниях количество продуктивных резервуаров в разрезе комплекса (в качестве исследуемого был выбран неокомский нефтегазоносный комплекс).

Расчет уравнения регрессии показал, что два этих параметра (плотность выявленных структур и плотность нефтегазоносных резервуаров) дают вместе довольно высокую точность прогноза плотности потенциальных ресурсов по сумме УВ. Коэффициент корреляции составляет 0.93 при 12 значениях эталонных участков. Уравнение регрессии имеет вид:

(},.„ =2.628* РВ0114*РК2Ш.

Таким образом, параметры плотность выявленных структур можно использовать для оценки ресурсов по сеноманскому комплексу и по всему разрезу в целом, а плотность продуктивных резервуаров для неокомского комплекса. Надежность прогноза может быть увеличена при использовании дополнительных параметров, особенно это относится к пргнозу по отдельным комплексам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных автором диссертации исследований установлено.

1. Как показал обзор к анализ разработанных ранее методик, используемых для оценки перспектив нефтегазоносности, к числу наиболее информативных морфологических параметров структур и структурного плана относятся: тектоническая напряженность структурной ловушки как отношение амплитуды к площади или отношение квадрата амплитуды к площади, структурная проводимость, коэффициент перераспределения удельных запасов,

плотность структур; среди параметров, характеризующих их движения, рост - гипсометрическое положение и приращение ^

мощностей более мелких поднятий относительно средних величин свода, величина неотектонических движений, превышение поднятия над региональным фоном.

2. Длительный период изучения структурных факторов для прогноза нефтегазоносности показал, что не существует каких-либо универсальных структурных параметров, оценивающих локальные поднятия (продуктивно - непродуктивно) или с высокой точностью позволяющих оценивать потенциальные ресурсы какой-либо территории.

3. Проведенный гипсометрический анализ структурных поверхностей показал возможность использования полученных графиков для тектонического районирования территории, выделения и сравнения участков с разным строением структурной поверхности.

4. Установлено, что на фоне общего закономерного уменьшения числа структур по мере возрастания размеров выявляется четкая дискретность в распределении их по величине площади. Разделение структур на различные классы по размерам предопределено природными процессами. В пределах каждого класса распределение структур логнормально, а суперпозиция этих распределений дает общий фон уменьшения числа структур по мере увеличения их площадей. Закономерными оказались как частоты встречаемости структур каждого класса, так и положение на числовой оси математического ожидания для совокупности структур каждого класса.

5. Предлагается следующая классификация положительных замкнутых структур Западной Сибири на основе дискретного характера их распределения: 1-3 класс- IV порядок (мельчайшие < 25 км2), 4-7 класс- III порядок (мелкие от 25 до 250 км2), 8-11 класс - II порядок (средние от 250 до 3000 км2).

6. Разработана методика прогнозирования концентрации еще невыявленных объектов и расчета их размеров. Она базируется на однозначно воспроизводимой процедуре замера плотностей выявленных структур с использованием кругового эталона, а также операции учета неоднородностей систем наблюдений,

позволяющей изучать влияние геологических факторов, сняв влияние техногенных на изменение плотностей структур. На основании этих методических приемов для всей территории региона составлены карты плотностей выявленных и невыявленных структур разного размера, отображающие закономерности их размещения. Кроме того, определены участки аномалий плотностей невыявленных структур. За счет повышения уровня изученности здесь возможно открытие новых структур и связанных с ними месторождений нефти и газа.

7. Установлена связь плотностей структур с потенциальными ресурсами как для отдельных нефтегазоносных комплексов, так и для всего разреза осадочного 'чехла. Наиболее тесные связи отмечены для сеноманского НГК и верхней части неокомского (пластов группы А). Плотность выявленных структур и плотность продуктивных резервуаров можно рекомендовать для использования в качестве дополнительных параметров с целью уточнения оценки потенциальных ресурсов по сеноманскому комплексу и по всему разрезу в целом.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Чуйков С.Н. Дискретность в распределении структур.// Комплексирование методов исследования при разработке месторождений нефти и газа Западной Сибири./Тезисы докладов областной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988,-С. 12-13.

2. Карта тектонического строения Западно-Сибирской плиты. М-б 1:1000000. 1992. Ред.: Бочкарев B.C., Подсосова Л.Л., Шпильман В.И. Мингео СССР, Мингео РСФСР, Главтюменьгеология, ЗапСибНИГНИ.

3. Чуйков С.Н., Шпильман В.И. Закономерности дискретного распределения структур в Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1992.-№ 9.- С.И-14.

4. Территория деятельности предприятия "Мегионнефтегазгеология". Монитор центральных и восточных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс".-Женева.-1993,-158 с.

5. Территория деятельности предприятия "Обьнефтегазгеология". Монитор центральных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс".-Женева.-1992,-165 с.

6. Территория деятельности предприятия "Пуриефтегазгеология". Монитор северных и северо-восточных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс".-Женева.-1992.-124 с.

7. Территория деятельности предприятия "Ханты-Мансийскнефтегазгсология". Монитор западных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс".-Женева.-1992.-156 с.

8. Территория деятельности предприятия "Урснгойнефтегазгеология". Монитор северных и северо-западных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс".-Женева.-1995,- с.

9. Территория деятельности предприятия "Ямалнефтсгазгеологня". Монитор арктических и северо-западных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс".-Женева,-1992.-142 с.

Ю.Чуйков С.Н. Закономерности распределения площадей структур по отражающим горизонтам "Б" и "Г".//Современные геологические поблемы. -Тюмень: -ТюмГНГУ.-1994.-С.115-121.

П.Чуйков С.Н. Распределение в пространстве выявленных и невыявленных структур.//Нефть и газ Западной Сибири./Тезисы докладов Международной научно-технической конференции. Том I. -Тюмень: ТюмГНГУ.-1996.-С. 87-88.

12.Чуйков С.Н. Рельеф глубинного строения ЗападноСибирской плиты.//Научно-технические проблемы ЗападноСибирского нефтегазового комплекса. Том 1. -Тюмень: ТюмГНГУ. -1997.-С. 140-147.

13. Карта обоснования попскопо-разведочных работ на 1996 г в Ханты-Мансийском автономном округе. М-б 1:500000. 1995. Ред: Шпильман В.И., Роскомнедра, Ханты-Манепйскгеолком. НАЦРН ХМАО.

Текст научной работыДиссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Чуйков, Сергей Николаевич, Тюмень

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕЮ И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НАУЧНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ЦЕНТР РАЦИОНАЛЬНОГО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО

ОКРУГА

ЧУЙКОВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ПОДНЯТИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

04.00.17. - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научные руководители:

д.г.-м.н., профессор Г.П.Мясникова

д.г.-м.н. профессор В.И.Шпильман

Тюмень - 1998

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение............................................................................................................4

1. Обзор исследований по изучению структурных факторов, используемых для прогноза нефтегазоносности в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции..........................................................................6

2. Анализ структурных поверхностей..........................................................24

2.1. Отражающие сейсмические горизонты в разрезе осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (ЗСП).....................................................24

2.2. Описание опорных структурных поверхностей.........................33

2.2.1. Структурный план ЗСП по горизонту А........................38

2.2.2. Структурный план ЗСП по горизонту Б........................41

2.3. Анализ гипсометрии опорных поверхностей, сравнение их по разным горизонтам........................................................................................43

2.4. Модели гипсометрических кривых для различных типов структурных поверхностей............................................................................57

3. Дискретность распределения структур Западной Сибири....................85

3.1. Краткий очерк о классификациях структур Западной Сибири............................................................................................................85

3.2. Дискретность геологических объектов.....................................86

3.3. Дискретность структур..................................................................90

3.4. Причины дискретности геологических объектов.....................92

3.5. Распределение структур в платформенном чехле Западной Сибири...........................................................................................................94

3.6. Статистическая гипотеза о дискретности структур.................105

3.7. Классификация структур на основе дискретного анализа.....109

4. Распределение и картирование выявленных и невыявленных структур.........................................................................................................112

4.1. Методика построения карты плотностей выявленных структур.........................................................................................................112

4.2. Построение карты плотностей генеральной (природной) совокупности структур................................................................................114

4.2.1. Приведение замеров к единой системе наблюдений.. 114

4.2.2. Методика построения карты генеральной совокупности структур.........................................................................................................115

^ 1 иу^ 1 Л А и XV/ VII. ^А^^ГЧ.!^!^...................

4.3.1. Анализ плотностей выявленных структур....................

4.3.2. Анализ плотностей генеральной совокупно

Заключение Литература..

148

ВВЕДЕНИЕ

Отечественная и мировая практика геологических работ, связанных с поиском нефти и газа показывает, что одним из важнейших факторов определяющих формирование месторождений нефти и газа является структурный. В Западной Сибири среди открытых залежей более 90% связано со структурными и структурно-литологическими ловушками. Изучение различных структурных характеристик с целью оценки перспективности как отдельных локальных поднятий, так и в целом нефтегазоносных областей Западно-Сибирской нефтегазовой провинции как показал анализ разных методик прогноза нефтегазоносности разработанных многочисленными авторами и коллективами исследователей остается попрежнему актуальным.

Выявление закономерностей распределения структур по размерам и по разным районам с учетом влияния различной изученности территории позволит более точно оценивать фонд еще не открытых структур и решать различные теоретические вопросы.

Для количественного прогноза нефтегазоносности необходим комплекс геологичяеских параметров, характеризующих исследуемую территорию, надежно измеряемых и картируемых. Одним из таких параметров является плотность структур, пространственные закономерности которой исследуется в данной работе.

Объектом исследования в данной работе являются положительные структуры, картируемые по опорным отражающим горизонтам А и Б. Структурные карты по перечисленным горизонтам масштаба 1:500.000 и 1:200.000 и электронные их модели с шагом сети 10x10 км использовались в качестве исходного материала.

Цель работы выявить закономерности распределения структур разного размера, дать прогноз количества невыявленных поднятий различных размеров, разработать методику расчета и картирования плотности структур и установить связь с нефтегазоносностью.

Для выполнения ее решались следующие задачи.

1. Анализ структурных факторов, используемых при прогнозе нефтегазоносности.

2. Изучение структур и структурных поверхностей по различным отражающим горизонтам и нефтегазоносным областям Западно-Сибирской провинции (ЗСП).

3. Исследование распределения площадей локальных структур Западной Сибири и вывод уравнений его описывающих.

4. Разработка методики построения карт плотностей выявленных и невыявленных структур.

5. Изучение связей плотностей структур с ресурсами углеводородов и использование их для прогнозной оценки территорий.

Полученные автором результаты использовались при подсчете потенциальных ресурсов нефти и газа Западной Сибири в 1989 году и при составлении: Атласа карт тектонического строения (1990), Мониторов по территории деятельности геологоразведочных объединений Главтюменьгеологии (1992-1995) и карт Тектонического строения Западной Сибири (1992) и Ханты-Мансийского округа (1998).

1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ СТРУКТУРНЫХ ФАКТОРОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, как и во многих провинциях мира, главным объектом поисковых работ на нефть и газ является локальное поднятие - структура выявленная и подготовленная к бурению.

И.М.Губкин писал в своих трудах (1940 г.), что "...целью наших геологических изысканий и разведок прежде всего является отыскание тектонических структур, в условиях платформенных областей. В этот "Рим" должны вести все наши пути, и следующая наша задача - установить закономерность в распределении этих структур, чтобы их легче находить, а потом изучить каждую структуру в отдельности, чтобы установить, какие из них являются наиболее благоприятными для разведки, какие наименее, - одним словом, рассортировать с точки зрения значимости" [26].

Наибольшее количество залежей в Западной Сибири открыто в структурных и структурно-литологических ловушках. Материалы сейсморазведки в целом подтверждаются бурением. Поэтому со времени открытия первых месторождений (в Березовском районе) структурные и тектонические факторы рассматривались как главные при оценке перспектив нефтегазоносности и поисковых работах. Изучались морфологические особенности структур разного порядка (площади, амплитуды, ориентировка и т.д.) и история их развития в разных нефтегазоносных областях.

Одну из первых методик оценки перспективности структур на основе изучения закономерностей распределения залежей предложил Н.Н.Ростовцев в 1961 году [22]. При анализе размещения газовых залежей Березовского района он обратил внимание на то, что давление газа, растворенного в воде юрской продуктивной толщи, закономерно увеличивается в юго-восточном направлении через каждые 6-8 км на одну атмосферу. Для оценки была построена усредненная карта изобар (пластовых давлений) по открытым месторождениям. Новые залежи прогнозировались путем совмещения карт изобар и

структурной по кровле продуктивного пласта или близко залегающему к нему отражающему горизонту. Если давление газа в пределах оцениваемого локального поднятия, выявленного сейсморазведкой, выше, чем предполагаемое гидростатическое, то рассматриваемый пласт оценивался как газоносный, если ниже - водоносный. В 1964 г. Н.Н.Ростовцев метод изобар заменил методом изоконтактов (равных отметок водонефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов) [76]. Автор предложил по выявленным месторождениям нефти и газа снимать абсолютные отметки ВНК и ГВК и путем экстраполяции и интерполяции строить карты регионального наклона контактов. В Березовском газоносном районе шаг "изоконтактов" составил 100 м на каждые 10 км, а для Шаимского и Красноленинского -15-18 км. Локальная структура оценивалась как перспективная, если гипсометрическое положение кровли пласта было выше плоскости изоконтактов, в противном случае она считалась водоносной. Была произведена оценка 179 локальных поднятий. Успешность прогноза по результатам поискового бурения оказалась высокой (около 80%).

В 1963 г. влияние разрывных нарушений в фундаменте и осадочном чехле рассматривал В. П. Маркевич [51]. На тектонической карте, составленной им, выделялись региональные глубинные разломы, ограничивающие троги, - крупные грабенообразные структуры. Изучая разрывные дислокации в осадочном чехле, он отмечал, что они "играли большую роль не только в формировании структурных планов различных районов Западно-Сибирской низменности, но и решающую роль в миграции углеводородов, в формировании их залежей и, по всей вероятности, имели место явления неоднократного перераспределения запасов нефти и газа в осадочном чехле".

В 1967 г. В.С.Лазарев, В.Д.Наливкин, Г.П.Евсеев и др. [59] по степени структурного контроля над размещением залежи выделяют 4 класса структур:

1-одинарный контроль, осуществляемый только локальной структурой;

2-двойной контроль первого рода, когда помимо локальной структуры в контроле участвует положительная структура 2-го порядка;

3-двойной контроль второго рода, когда помимо локальной структуры контролирующее значение оказывает положительная структура 1-го порядка;

4-тройной контроль, в котором участвуют помимо локальной -положительные структуры 1 и 2-го порядков.

Авторы отмечают, что роль структурного контроля в аккумуляции существенна. Одиночная локальная структура имеет меньше шансов получить порцию мигрирующих УВ, нежели локальная структура, находящаяся в пределах вала или свода. Роль структурного контроля в сохранении месторождений определяется тем, что структуры 2-го порядка, участвующие в двойном контроле первого рода и в тройном контроле, наиболее контрастны, что предохраняет локальные структуры, их осложняющие, от расформирования.

После открытия многочисленных залежей в юре и неокоме Среднего Приобья для оценки продуктивности локальных поднятий все больше стали привлекать морфологические характеристики структур.

В 1968 г. А.М.Волков для разделения структур Березовского района на водоносные и нефтеносные использовал в программе распознавания образов следующие морфологические признаки структур: амплитуду, отметку замкнутой изогипсы, отношение осей, отношение периметра поднятия к периметру его выпуклой оболочки, расстояние от свода поднятия до прогиба, превышение над региональной составляющей структурной карты. Наиболее информативными оказались следующие параметры поднятия: расстояние до прогиба, амплитуда, превышение над региональной составляющей структурной карты [15].

В.И.Шпильман в 1968 г. [111] разделил локальные структуры по категориям. При выделении категорий он отмечал необходимость учета плотности сейсмопрофилей, т.к. при ее изменении часто (но не обязательно) категорийность структур меняется. После разграничения структур на категории строились

графики распределения локальных поднятий различных категорий для структурной характеристики того или иного района. Одновременно наносились распределения площадей нефтеносности. В графиках отражалось распределение структур каждой категории и количественное соотношение поднятий различных категорий. Графики позволяют выделить те категории структур, с которыми связаны залежи нефти и газа в конкретных районах и соответственно ориентировать геологоразведочные работы на их поиск.

В 1968 г. группа специалистов СНИИГГиМСа -Е.И.Бенько, Е.В.Еханин, В.П.Жаднова, И.А.Миталев [34, 92] -разработала способ распознавания продуктивности структур, учитывающий характер и историю тектонических движений. Они, вычисляя углы наклона площадок, отражающих сейсмические волны, определили семь признаков, характеризующих рост структур, и условия, благоприятные или неблагоприятные для формирования скоплений УВ:

^^ - среднеинтервальная скорость роста поднятия в течение

времени формирования рассматриваемой (1) толщи (положительная величина этого признака указывает на образование замкнутой геометрической формы и местное улучшение коллекторских свойств к сводам растущих одновременно с осадконакоплением поднятий);

~ ("ХТ") ~ ("Х?) " Разность значений скоростей роста на

рассматриваемом интервале (1) и верхнем смежном интервале (1+1) (характеризует потенциальные возможности ловушки в смысле литологической закрытости сверху);

- средняя скорость роста на суммарном интервале

AaJ■ + А ау+1

^ АТУ + АТ/+1;

времени, включающем рассматриваемый и верхний смежный, (характеризует условия сохранности (геометрической закрытости)

ловушки);

А«Л (Аа^ г

преобладание скорости роста на

дт;,.

рассматриваемом интервале времени над общим средним уровнем скорости роста поднятия в период мезозойской истории (при

положительных значениях признака характеризует относительное локальное улучшение коллекторских свойств в пределах исследуемого интервала по сравнению с общим локальным уровнем);

Аа] (Аа| _ преобладание скорости роста на

.атит;яос

рассматриваемом интервале времени над средним уровнем скорости роста поднятия на последующих этапах мезозойского времени (характеризует степень сохранности ловушки и потенциальные возможности образования трещиноватости в перекрывающих залежь породах);

Аа] (АО) разность между значением скорости роста на

AT ) i VAT

рассматриваемом интервале времени и значением скорости одновременно проявлявшихся региональных движений, наклоняющих поднятие (характеризует ловушку с точки зрения латеральной геометрической закрытости в палеоплане);

- - среднеинтервальная скорость изменения эллипсовид-

ности поднятия на рассматриваемом интервале времени (характеризует ориентацию ловушки по отношению к возможному направлению миграции флюидов).

Замеряя и рассчитывая эти морфологические параметры для продуктивных и водоносных структур, авторы получили хорошие результаты: опробование метода показало его высокую эффективность - процент распознавания составил - 75.

В 1969-1972 гг. В.И.Шпильман для оценки плотности прогнозных запасов из параметров, характеризующих структуры, предложил применять: плотность структур (отношение площади района к суммарной площади структур), интенсивность поднятий соответствующих категорий и площадь структур соответствующих категорий Данные параметры используются в регрессионых уравнениях [ИЗ].

В 1969 г. М.Я.Рудкевич, анализируя локальные поднятия, вмещающие залежи УВ, и водоносные, разных нефтегазоносных областей, установил качественную связь нефтегазоносности со структурами определенного типа: "высоко перспективными, обладающими широким стратиграфическим диапазоном

нефтегазоносности являются структуры древнего заложения, непрерывного и относительно равномерного конседиментационного роста в юрском и меловом периодах и энергичного активного роста в позднеолигоцен-неогеновое время" [77]. Разделяя ЗападноСибирскую провинцию на две существенно различные области (Внутреннюю и Внешний пояс), он отмечал увеличение частоты встречаемости и средних площадей структурных ловушек от склонов Внешнего тектонического пояса к центру ЗСП. Внутренняя область, состоящая из синеклиз и антеклиз (по его оценке), включает в себя в 3 раза больше положительных элементов первого и второго порядка, чем синеклизы, и характеризуется более широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

В начале 70-х годов в Западной Сибири И.И.Нестеровым, А.В.Рыльковым, Ф.К.Салмановым и др. разработаны графические методы дифференцирования основных продуктивных горизонтов локальных поднятий на предположительно нефтегазоносные и водоносные, когда наряду с геохимическими показателями использовались и структурные, такие как; амплитуда структуры, абсолютная отметка свода ловушки и др. [85, 96]. В наиболее простом виде метод предполагает построение диаграмм, на осях которых наносятся значения двух выбранных показателей, определяющих формирование залежей нефти и газа. Если параметры исследователем подобраны удачно, то на графиках выделяются области, в которых группируются точки, отвечающие продуктивным и пустым структурам. Оценка заключается в опред