13 Палеотекгонический анализ проводится с целью оценки влия­ния конседиментационных и постседиментационных тектониче­ских процессов на формирование коллекторов нефти и газа и неф­тегазовых залежей.

Граф-аналитические методы («количественные») основаны на применении методов математической статистической для обработ­ки массивов значений толщин. Преимуществом граф-аналитических методов являет­ся возможность вычленить наиболее значимые компоненты палео­тектонического режима.

Недостатками метода, как и любого метода статистики, являет­ся меньшая геологическая наглядность получаемых результатов, в значительной мере характерная для графических методов палеотек­тонического анализа.

Существует два граф-аналитических метода

- метода анализ толщин. «корреляционный метод изучения истории формирования структур»

- метод «статистическим методом анализа толщин».

1.Метод «статистическим методом анализа толщин»

Статистический анализ толщин проводится с по­мощью графиков зависимости абсолютных глубин базисной по­верхности (ось X, нижняя стратиграфическая поверхность) от тол­щины изучаемого стратиграфического интервала (ось У). описы­вается уравнением:

h = a + bH_6г., (5.1)

где h — толщина стратиграфического интервала разреза, H_6г— абсолютная отметка глубины залегания базисного гори­зонта.

Коэффициенты a, b в уравнении (5.1), коэффициент корреля­ции (г) — среднеквадратическая величина разброса точек графика рассчитываются методом наименьших квадратов.

Сильные искажения линейности могут быть связаны:

• отсутствие компенсации в осадконакоплении,

• смена центров приложения тектонических сил при форми­ровании рассматриваемой толщи,

• ошибки в корреляции, инклинометрии, альтитудах скважин.

Во втором случае следует проанализировать возможное груп­пирование точек на графике и соответствующей карте толщин изу­чаемой пачки пород

В третьем случае точки на графике, как правило выходят за пределы тренда общей зависимости и соответствующие исходные данные следует проверить и откорректировать.

Геологический смысл коэффициента b. Коэффициент b урав­нения (5.1) характеризует различия наклонов базисного горизонта и горизонта, лежащего в кровле изучаемой толщи.

Значение коэф-та b — О означает, что разрез накапливался при равномерном тектоническом погружении дна осадочного бассейна и границы (базовая и кровли изучаемой толщи) были параллельны после заверения осадконакопления изучаемой стратиграфической пачки пород.

b = 0. На графике зависимости толщины стратиграфического интервала от абсолютных отметок базового горизонта точки будут апроксимироваться прямой лини­ей, параллельной оси X.

Значения коэффициента 0 < b < 1 означают, что в период гео­логического времени между изучаемыми поверхностями тектонический конседиментационный процесс имел затухающий характер.

Значения коэффициента b < О тектонические конседиментационные процессы, носившие инвер­сионный характер.

При b=1 структура в современном структурном плане по кров­ле пласта является выположенной (кровля пласта горизонтальна).

Средние интенсивности роста структур в геологическом вре­мени. Если для анализируемой структуры по оси ординат отложить значения коэффициента b, а по оси абсцисс — толщины соответст­вующих стратиграфических толщ

то соединив точки получим график, характеризующий среднюю интенсивность развития структуры

Оценка глубины залегания не вскрытых бурением стратигра­фических границ. Для оценки глубины залегания не вскрытых бу­рением стратиграфических границ необходимо определить коэф­фициенты а и b в уравнении (5.1) по скважинам, вскрывшим ниж­ний горизонт

Н_б.г=(a+H_кр.)/(1-b)

где H_кр — абсолютная отметка кровли стратиграфического интер­вала

2. «Корреляционный метод изучения истории формирования структур». Статистический анализ толщин проводится с по­мощью графиков зависимости абсолютных глубин подошвы (ось X, нижняя стратиграфическая поверхность) от абсолютных глубин кровли стратиграфического интервала (ось У).

H_кр. =a+kH_под.

абсолютная отметка кровли стратиграфического интер­вала разреза;

Н_под— абсолютная отметка глубины залегания подошвы стра­тиграфического интервала.

Коэффициенты в уравнении (5.3):

а — свободный член;

к — тангенс угла наклона прямой линии регрессии к оси X.

Физический смысл углового коэффициента к — отношение ам­плитуд структуры по изучаемым поверхностям. Если величина ам­плитуды структуры по кровле пласта равна А₁ а по подошве А₂, то к = А₁/А₂.

Геологический смысл коэффициента к характе­ризует рост структуры и назван коэффициентом роста структу­ры (K_р)

K_р < 1 рост структуры во времени.

К_р = 1тектоническая активность отсутст­вовала и разрез накапливался при равномерном погружении дна осадочного бассейна.

К_р>1 тектоническая ин­версия

Свойство коэффициента K_р Произведение коэффициентов рос­та между последовательно залегающими поверхностями равно от­ношению амплитуд структурных поверхностей между самой ниж­ней и самой верхней поверхностями.

Коэффициент совпадения структурных планов. Коэффици­ент корреляции r на графиках отражает степень соответ­ствия структурных планов.

15. Адресная постоянно действующая геолого - технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Постоянно действующие геолого - технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

• - цифровой интегрированной базы геологической, геофизической информации;

• - цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

• - двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

• - программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;

• - программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их корректировки;

• - программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим ограничениям и критериям;

• - программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;

• - программных средств выдачи отчетной графики, хранения и архивации получаемых результатов;

• - базы знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.