3119
.pdfНа этих территориях успешность поисковых работ различна: для внутренней зоны ККСП коэффициент успешности можно оценить по результатам бурения на 28 поднятиях, по Березниковскому и Гежскому палеоплато – на 49 поднятиях и по Чердынскому массиву – на 13. Обычно при рассмотрении на Березниковском палеоплато выделяют южную и северную части, последнюю объединяют с Гежским палеоплато. Это показывает, что для оценки зональной нефтегазоносности ВКМКС необходимо использовать данную информацию. Соотношения нефтяных и пустых структур в пределах Соликамской депрессии приведены в табл. 11.
Для оценки изученности к анализу привлечем еще три критерия. Первый критерий – показатель плотности нефтегазоносности Пн, под которым понимается отношение суммарной площади нефтеносности по внешним контурам Sн, км2, к площади элементарного квадрата Sк, км2. Второй критерий – показатель плотности сейсморазведки Пс, пог. км/км2, и третий критерий – плотность структурного бурения Пс.б, скв/км2, определенные также в пределах изучаемых структур. Основные статистические характеристики этих показателей для нефтяных и пустых структур (площадей) приведены
в табл. 23, откуда видно, что средние величины Kусп, Пн, Пс для нефтяных структур несколько выше, чем для пустых, при практи-
чески одинаковых среднеквадратичных отклонениях. Для Пс.б наблюдается обратная ситуация: среднее значение выше для пустых структур, чем для нефтегазоносных. Распределение нефтяных и пустых структур по критериям Пн, Пс и Пс.б приведено в табл. 24, откуда видно, что распределения нефтяных и пустых структур по критерию Пн значительно отличаются. Пустые структуры характеризуются в основном значением Пн > 0,04, тогда как нефтяные – Пн < 0,06. При Пс < 2,5 пог. км/км2 наблюдается превышение частостей пустых структур над нефтяными; при Пс > 2,5 пог. км/км2 имеем обратную картину.
На рис. 13 приведен пример зависимости Р(Kусп) от Kусп.
61
62
|
|
|
Статистические показатели изученности территории |
Таблица 23 |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
Соликамской депрессии |
|
|
|||||||
|
|
Статистические характеристики |
|
Критерии: |
|
Вероятность принадлежности к классу нефтяных струк- |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||
Показатель |
|
показателей |
|
t – числитель, |
|
тур – верхняя строка, область применения – средняя, |
|
||||||||
|
|
|
Нефтяные |
|
Пустые |
|
p – знаменатель |
|
диапазон изменения вероятностей – нижняя строка |
|
|||||
|
|
|
структуры |
|
структуры |
|
|
|
|||||||
Kусп, отн.ед. |
0,746±0,319 |
|
0,471±0,360 |
|
3,779206 |
|
Р(Kусп) = 0,169 + 0,5185Kусп |
|
|||||||
|
0,557±0,122 |
|
|
0,411±0,132 |
|
|
|
0,000286 |
|
|
0–1,00 отн. ед. |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,174–0,687 |
|
|
|
|
|
0,074±0,048 |
|
|
0,050±0,047 |
|
2,406997 |
|
Р(П ) = 0,437 + 0,975П |
н |
|
|||
П , шт/км2 |
|
|
|
н0–0,18 шт/км2 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
0,551±0,047 |
|
|
0,485±0,046 |
|
0,018174 |
|
|
|
||||||
н |
|
|
|
|
0,437–0,612 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2,556±0,725 |
|
|
2,117±0,775 |
|
2,725026 |
|
Р(Пс) = 0,053 + 0,1875Пс |
|
||||
П , пог. км/км2 |
|
|
|
0,98–4,0 пог. км/км2 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
0,532±0,135 |
|
|
0,449±0,145 |
|
0,007756 |
|
|
|
||||||
с |
|
|
|
|
0,236–0,803 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,088±0,101 |
|
|
0,163±0,121 |
|
|
–3,15340 |
|
Р(Пс.б) = 0,590–0,7012Пс.б |
|
|||
П |
, скв/км2 |
|
|
|
|
0,0–0,484 скв/км2 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
0,522±0,079 |
|
|
0,466±0,092 |
|
0,002208 |
|
|
|
||||||
с.б |
|
|
|
|
0,250–0,590 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
62
|
|
|
Распределение нефтяных и пустых структур в зависимости от Пн |
|
Таблица 24 |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
Структуры |
|
|
|
|
|
|
Интервал варьирования Пн |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
0… 0,02 |
0,02…0,04 |
0,04…0,06 |
0,06…0,08 |
|
0,08…0,10 |
0,10…0,12 |
|
0,12…0,14 |
0,14…0,16 |
0,16…0,18 |
0,18…0,20 |
||||||||
|
|
Кол-во |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
6 |
9 |
|
8 |
4 |
|
|
7 |
10 |
|
|
6 |
|
1 |
2 |
|
2 |
||
|
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кол-во |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустых |
9 |
12 |
|
2 |
2 |
|
|
4 |
1 |
|
|
3 |
|
0 |
2 |
|
– |
||
|
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Частости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
0,109 |
0,164 |
0,145 |
0,073 |
|
|
0,127 |
0,182 |
|
|
0,109 |
0,018 |
0,036 |
|
0,036 |
||||
|
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Частости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустых |
0,257 |
0,342 |
0,057 |
0,057 |
|
|
0,114 |
0,029 |
|
|
0,086 |
– |
0,058 |
|
– |
||||
|
|
структур |
|
|
|
|
Интервал |
|
варьирования Пс, пог |
|
. км/км2 |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Структуры |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
Кол-во |
<1,0 |
|
|
1,5–2,0 |
|
|
2,0–2,5 |
2,5–3,0 |
|
|
3,0–3,5 |
|
|
3,5–4,0 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
4 |
|
|
13 |
|
|
9 |
13 |
|
|
|
|
12 |
|
|
4 |
|||
|
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кол-во |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустых |
7 |
|
|
12 |
|
|
7 |
1 |
|
|
|
|
5 |
|
|
3 |
|||
|
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Частости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
0,073 |
|
0,236 |
|
|
0,164 |
0,236 |
|
|
0,218 |
|
|
0,073 |
||||||
|
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Частости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустых |
0,200 |
|
0,343 |
|
|
0,200 |
0,028 |
|
|
0,143 |
|
|
0,086 |
||||||
63 |
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
63
64
Окончание табл. 24
|
Структуры |
|
|
Интервал варьирования П |
, скв/км2 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
с.б |
|
|
|
|
|
|
Кол-во |
<0,05 |
0,05–0,10 |
0,10–0,15 |
0,15–0,20 |
0,20–0,25 |
0,25–0,30 |
0,30–0,35 |
0,35–0,40 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
27 |
17 |
|
2 |
2 |
|
2 |
4 |
1 |
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кол-во |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустых |
10 |
6 |
2 |
6 |
1 |
|
2 |
5 |
3 |
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Частости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтяных |
0,491 |
0,309 |
– |
0,036 |
0,036 |
|
0,036 |
0,073 |
0,018 |
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Частости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустых |
0,286 |
0,171 |
0,057 |
0,171 |
0,029 |
|
0,057 |
0,143 |
0,086 |
|
структур |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
64
Рис. 13. Зависимость Р(Kусп) от Kусп
В работе [23] приводятся исследования по районированию территории Пермского края по крупности прогнозируемых запасов нефти. Выполненный авторами данной работы анализ показал, что ожидать открытия месторождений нефти с запасами 3 млн т реально только в центральной части Соликамской депрессии в пределах Верхнекамского месторождения калийных солей. На остальной территории Пермского края максимальные величины запасов могут быть не более 3 млн т. Кроме этого в данной работе приводится формула, по которой можно вычислить величину запасов в зависимости от достигнутой плотности сейсмопрофилей. Используя данную зависимость, построили схему районирования Соликамской депрессии (рис. 14).
По критериям изученности построены индивидуальные модели для вычисления вероятности нефтегазоносности (см. табл. 23). Средние значения вероятностей для нефтяных структур во всех четырех случаях больше 0,5, для пустых структур – меньше 0,5. Отметим, что наибольшее различие в средних значениях получено по Р(Kусп). Далее были вычислены условные комплексные вероят-
ности по характеристикам изученности РУКВиз . Сочетание вероятностей при различных m по этим показателям приведено в табл. 25.
65
Рис. 14. Районирование территории Соликамской депрессии по размерам наиболее крупного месторождения, предполагаемого к открытию
66
Таблица 25 Сочетание показателей изученности Соликамской депрессии
|
|
|
|
Критерий |
m = 2 |
m = 3 |
m = 4 |
Показатели: |
|
|
|
||||
Р(Kусп) |
+ |
+ |
+ |
||||
Р(Пс) |
+ |
+ |
+ |
||||
Р(Пл.сейс) |
|
+ |
+ |
||||
Р(Пл.стр.бур) |
|
|
+ |
||||
Средние значения: |
|
|
|
||||
верхняя строка – нефтяные |
0,565 |
0,589 |
0,608 |
||||
структуры, нижняя – пустые |
0,402 |
0,373 |
0,355 |
||||
|
tн–п |
4,797 |
4,090 |
4,239 |
|||
|
pн–п |
|
|
0,000 |
0,000 |
0,000 |
|
|
н2 |
п |
20,212 |
15,489 |
16,201 |
||
|
pн п |
|
0,000 |
0,000 |
0,000 |
||
Правильностьраспознавания, %: |
|
|
|
||||
нефтяные структуры |
76,36 |
76,36 |
76,36 |
||||
пустые структуры |
62,86 |
65,71 |
65,71 |
||||
среднее значение |
71,11 |
72,22 |
72,22 |
||||
Из табл. 25 видно, что при m = 2 условные комплексные вероятности отличаются как по средним значениям (критерий t), так и по плотности распределения (критерий χ2).
При повышении m значение РУКВиз для нефтяных структур
растет от 0,565 до 0,608, для пустых, наоборот, уменьшается от 0,402 до 0,355. Выполненный анализ показал, что показатели изученности являются достаточно информативными для прогноза нефтегазоносности. В дальнейших расчетах будем использо-
ватьРУКВиз , определенное при m = 4.
По данным РУКВиз построена карта перспектив нефтегазонос-
ности (рис. 15). Согласно этой карте максимальные перспективы нефтегазоносности в основном связаны с территорией ВКМКС и площадями восточнее ее.
67
Рис. 15. Карта перспектив нефтегазоносности по РУКВиз
68
Для завершения исследований по разработке комплексной модели прогноза нефтегазоносности изучим корреляции между
РУКВгх , РУКВм гх , РУКВморф , РУКВсм , РУКВгм , РУКВгг и РУКВиз . Коэф-
фициенты r определим в двух вариантах: первый – для нефтяных, второй – для пустых структур. Значения коэффициентов корреляции приведены ниже.
Корреляционная матрица
|
Р |
Рм |
Р |
Р |
Р |
Р |
Р |
|
УКВгх |
УКВгх |
УКВморф |
УКВсм |
УКВгм |
УКВгг |
УКВиз |
РУКВгх |
1,00 |
0,35* |
0,20 |
0,34* |
0,20* |
–0,05 |
0,29* |
1,00 |
0,61* |
0,63* |
0,39* |
0,63* |
0,52* |
0,49* |
|
м |
|
1,00 |
0,61* |
0,88* |
0,61 |
0,30* |
0,67* |
РУКВгх |
|
1,00 |
0,61* |
0,46* |
0,61* |
0,29 |
0,62* |
РУКВморф |
|
|
1,00 |
0,67* |
1,00 |
0,25 |
0,84* |
|
|
1,00 |
0,44* |
1,00 |
0,47* |
0,73* |
|
РУКВсм |
|
|
|
1,00 |
0,67 |
0,21 |
0,78* |
|
|
|
1,00 |
0,44* |
0,37* |
0,56* |
|
РУКВгм |
|
|
|
|
1,00 |
0,25 |
0,84* |
|
|
|
|
1,00 |
0,47* |
0,73* |
|
РУКВгг |
|
|
|
|
|
1,00 |
0,27* |
|
|
|
|
|
1,00 |
0,58* |
|
РУКВиз |
|
|
|
|
|
|
1,00 |
|
|
|
|
|
|
1,00 |
Из матрицы видно, что для первого варианта количество незначимых корреляционных связей значительно больше, чем для второго. Наиболее сильны связи для нефтяных и пустых структур
между РУКВгх и РУКВм гх , РУКВморф , РУКВгг , т.е. те модели, которые
связаны с генерационным потенциалом основных нефтематеринских толщ. В одном случае связи даже меняют знак на противопо-
ложный РУКВгх с РУКВгг .
Все вышеизложенные данные показывают, что по разработанным вероятностным моделям можно прогнозировать нефтегазоносность структур. Для построения наиболее оптимальной модели для увязки между собой всех условных комплексных вероятностей применим метод пошагового дискриминантного анализа (ЛДА).
69
Возможность построения линейной дискриминантной функции сводится к следующему. Если обозначить через Хij значение переменной с номером i в точке наблюдения с номером j, взятой из выборки нефтяных структур, то в результате может быть получена матрица W1 порядка m и n1 результатов наблюдений над этой выборкой:
|
|
X11 |
X12 |
. |
X1n |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
W |
|
X21 |
X22 |
. |
X2n1 |
. |
(5) |
|||
1 |
|
. |
|
. . . |
|
|
||||
|
|
|
|
X |
|
. |
X |
|
|
|
|
|
X |
m1 |
m2 |
mn1 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Обозначим через Хij1 результат измерения переменной с номе-
ром i в точке с номером j, взятой из выборки пустых структур (кл. 2). В результатеполучимматрицу W2 порядкаm n2:
|
X111 |
X121 |
. |
X1n |
|
|
|
|
|
X221 |
. |
2 |
|
|
|
X211 |
X21n |
|
, |
(6) |
|||
W2 |
|
|
|
2 |
|
||
. |
. . . |
|
|
|
|||
X 1 |
X 1 |
. |
X 1 |
|
|
|
|
|
m1 |
m2 |
|
mn2 |
|
|
|
где m – число показателей; n1, n2 – объем выборок.
Для построения ЛДФ составляются матрицы центрированных
сумм квадратов и смещенных произведений числяется выборочная матрица
M SW 1 SW 2 . n1 n2 2
SW 1 и SW 2 , по ним вы-
(7)
Для определения коэффициентов линейной дискриминантной функции находится обратная выборочная ковариационная матрица – матрица С. Коэффициенты дискриминантной функции вычисляют по формуле
70