Содержание к диссертации
Введение
1. ВВЕДЕНИЕ
I.I.Цель работы 5
I.2. Морфология и генезис 21
1.3.Геология и математика 49
I.4.Задачи работы 64
1.5.Некоторые особенности работы 70
2. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИИ
2.1.Особенноети подхода 73
2.2.Геологическое пространство 74
2.3.Геологическая граница 78
2.4.Геологическое тело 80
2.5.Геологическая структура 81
2.б.Платформенный чехол 83
2.7. Нефтегазоносный вырез" 90
2.8.Локальный вырез 93
2.9.Локальная структура 95
2.10.Нефтегазоносная структура 109
3. ГЮЛОГО-СТАТИСТЙЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЛОКАЛЬНОЙ СТРУКТУРЫ
ЗЛ.Предварительные замечания Пб
3.2.Средства описания 136
3.3.Модель одной структурной поверхности 138
3.4. Модель двумерного структурного соотношения 146
3.5.Модель локальной структуры 173
3.6.Специфика модельных построений 212
4. СХЕМА ОПИСАНИЯ МОРФОЛОГИИ ЛОКАЛЬНОЙ СТРУКТУРЫ
4.1.Исходные данные 225
4.2.Символы введенных определений 229
4.3.Схема описания морфологических свойств 239
4.4.Оценка рассмотренных показателей 248
4.5.Пример описания морфологических свойств 249
4.б.Схема описания морфологических отношений 275
5. МОРФОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СТРУКТУР
5.1.Объем фактического материала 284
5.2.Особенности сжатого описания 285
5.3.Отбор объектов исследования 288
5.4.Морфологические свойства локальных и нефте
газоносных структур 292
5.5.Морфологические отношения локальных структур 315
6. ФОРМИРОВАНИЕ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР
6.1.Общие свойства локальных структур 322
б.2.Природа общих свойств локальных структур 334
б.3.Возможные локальные влияния на структуроформирующее действие общих периодических ранне-асимметричных тангенциальных растяжений и сжатий 361
6.4.Морфологические признаки определяющего, управляющего, осложняющего локальных влияний на структуроформирующее действие общих тангенциаль ных растяжений и сжатий 373
6.5.Причина фактического отсутствия синклиналей и одного из возможных положений кривой амплитудного соотношений с базисной поверхностью 380
6.6.Общая схема формирования локальных структур 382
7. ФОРМИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СТРУКТУР
7.1.Морфологические отношения между структурными и нефтегазоносными свойствами локальных вырезов 404
7.2.Природа корреляционных связей между морфологией и нефтегазоносноетью локальных структур 407
7.3.Особенности формирования нефтегазоносных структур 418
8. ГЖЗЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ ОПИСАШЕ МОРФОЛОГИИ ПОВЕРХНОСТНОГО РЕЛША
8.1.Прикладные следствия развитых генетических представлений 426
8.2.Эмпирические возможности повсеместной оценки статистических составляющих морфологии плат форм 429
8.З.Геолого-статистическая модель поверхностного рельефа 434
8.4.Карты локального и регионального стандарта высоты земной поверхности на платформенных территориях 438
8.5.Морфологические отношения между поверхностным рельефом и нефтегазоносноетью платформенных чехлов 443
8.б.Независимые подтверждения принятых представлений об особенностях формирования нефтегазоносных структур 450
9. ПРИКЛАДНОЕ ЗНАЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СТРУКТУР
9.1.Дополнительные поисковые признаки платформенных месторождений с антиклинальными залежами 452
9.2.Вероятные нефтегазоносные области Русской и Сибирской древних платформ 455
9.3.Вероятные нефтегазоносные районы Волго-Уральской области и примыкающих платформенных территорий 465
10. 3 А К Л Ю Ч Е Н И Е 573
ЛИТЕРАТУРА 577
Введение к работе
IЛ. ЦЕЛЬ РАБОТЫ* Нефтегазоносные структуры считаются в настоящей работе представителями широкого класса локальных структур» Некоторые особенности их формирования выделены в системе более общих генетических предположений. Морфологической основой исследования служит геояого-статистичес-кое сравнение многих локальных структур древней Русской и молодой Евразиатской платформ* Среди них имеются как нефтегазоносные с различными запасами, так и ненефтегазоносные. По данным сравнения уточнены представления о формировании локальных платформенных структур, разделены схемы формирования нефтегазоносных и ненефтегазоносных структур, а также выделены особенности формирования нефтегазоносных структур с различными, в том числе нЙВолыдаи запасами. Полученные результаты использованы для развития некоторых аспектов теории поисков платформенных месторождений нефти и газа.
Поиски месторождений представляют собой длительный и разветвленный производственный процесс, в котором участвуют многие специализированные предприятия и используются различные технические средства* Большое значение имеют коллективный практический опыт, а также общая система организации поисковых работ и управления ими. Всегда привлекаются положения того раздела геологии нефти и газа, который можно именовать теорией поисков. Любое расширение или углубление этой теории является одним из возможных путей повышения эффективности поисков месторождений нефти или газа.
В настоящее врем лишь некоторые задачи поисков можно четко отделить от задач разведки месторождений нефти і газа. Основной задачей поисков является выделение площадей наиболее вероятных месторождений и их опробование глубоким бурением. Момент первого промышленного притока на выделенной площади считается открытием месторождения, которое в этот момент из вероятного становится достоверным. В задачи разведки входит определение тех свойств достоверных месторождений, которые необходимы для их геолого-экономической оценки и организации разработки в тех случаях, когда она признается целесообразной, Однако предварительное определение некоторых свойств, отнесенных # к вероятным месторождениям, производится или может производиться еще при поисках. В перспективе, по-видимому, возможна прогнозная оценка всех необходимых свойств.
Общая стратегия поисков, состоящая в последовательных переходах от крупного к мелкому, определяется двумя общими закономерностями размещения известных месторождений. Твердо установлено отсутствие равномерного или случайного размещения достоверных месторождений на достаточно крупных территориях. Достоверные нефтегазоносные площади (площади достоверных месторождений) образуют компактные группы, территории которых именуются достоверными нефтегазоносными районам. .Более крупные территории, отвечающие компактным группам достоверных нефтегазоносных районов, называются достоверными нефтегазоносными областями. Трехчленная схема (площадь-район--обдасть) является лишь одним из простых приближений, описывающих фактическое размещение известных месторождений. Часто
- ? -
используются более сложные схемы и специальная терминология, которые детализируют закономерности размещения или учитывают морфологию, а иногда и генезис нефтегазоносных территорий. Из первой общей закономерности следует, что выделению вероятной нефтегазоносной площади (площади вероятного месторождения) должно предшествовать выделение вероятного или достоверного нефтегазоносного района, к которому принадлежит эта площадь, а выделению такого района - выделение соответствующей вероятной или достоверной нефтегазоносной области.
Вторая общая закономерность учитывает факі даоїаточно тесной корреляции между размещением и свойствами известных месторождений. Каждому достоверному нефтегазоносному району могут быть поставлены в соответствие некоторые обобщенные характеристики свойств его месторождений, которые принимаются за его собственные нефтегазоносные свойства. Каждой достоверной нефтегазоносной области также могут быть приписаны некоторые собственные нефтегазоносные свойства, которые являются обобщениями нефтегазоносных свойств ее районов. Из этой закономерности следует возможность стадийной оценки свойств вероятных месторождений, которая начинается при выделении нефтегазоносных областей, уточняется при выделении нефтегазоносных районов и детализируется при непосредственном выделении нефтегазоносных площадей*
Существенное практическое значение имеет прогнозная оценка многих свойств нефтегазоносных территорий: запасов, качества полезных ископаемых, глубин залегания объектов разработки, некоторых особенностей геологического строения за-
- S -
лежей и других. Но в общем случае важнейшим свойством считается запас, которым обладает рассматриваемая нефтегазоносная территория. С экономических и многих других позиций чаще всего целесообразнее открыть одно крупное месторождение, чем много мелких, равных ему по запасу. Особенно ценны открытия крупнейших месторождений. Поэтому оценка прогнозных запасов рассматривается как первоочередной этап оценки всех остальных свойств и выделяется как самостоятельная задача.
Специфика прогноза запасов определяется третьей общей закономерностью размещения известных месторождений. Эмпирические распределения запасов месторождений, составленные для каждой из достаточно изученных достоверных нефтегазоносных областей, очень сходны. Обычно они удовлетворительно согласуются с і -образным законом распределения редких явлений: чем крупнее месторождение, тем реже оно встречается. Поэтому интегральные оценки прогнозных запасов крупных территорий недостаточны; необходимы дифференцированные оценки, позволяющие в пределах областей выделять районы с наиболее крупными месторождениями, а в пределах районов - участки размещения наиболее крупных месторождений. Из третьей общей закономерности также следует, что дифференцированная оценка прогнозных запасов является достаточно трудной задачей.
Вероятностью нефтегазоносноети некоторой территории называется вероятность того, что внутри ее контура может быть получен хотя бы один промышленный приток. В общем случае нельзя определить, что следует считать промышленным притоком. Определение границы между промышленным притоком и нефтегазо-
проявлением не может быть выведено из чисто геологических соображений. Однако для каждого уровня общего развития науки и техники, а также для любых конкретных обстановок всегда может быть введено удовлетворительное граничное условие»
Для уточнения понятий достоверной и вероятной нефтега-зоносности некоторой территории вводится одно условие. Здесь Н обозначает вероятность нефтегазоноеюстм какой-то территории и может изменяться в пределах от 0 до I. Достоверно нефтегазоносной территории отвечает I = I, а достоверно ненефтегазоносной IsO, Очевидно, что вероятность ненефтега-зоноености является дополнительно! и равна 1-І» Так, для достоверно нефтегазоносной территории Н = I и I -К = 0, а для достоверно ненефтегазоносной территории Н«0іІ-Н»І. Первый промышленной приток на площади вероятного месторождения с О <Е <1 уточняет значение этой вероятности Н » I. Вводимое условие состоит в том, что факт первого промышленного притока распространяется на нефтегазоносные район и область, к которым жринадлежит площадь с Н «I.
Дрстоверной нефтегазоносной е Н = I считается любая область, в пределах которой имеется хотя бы один достоверный нефтегазоносный район с Н = I. За достоверный нефтегазоносный район принимается лишь тот район, в котором известно не менее одной достоверной нефтегазоносной площади с Н « I (площади достоверного месторождения). Самое существенное значение имеет вопрос о проведении границ достоверных нефтегазоносных площадей, районов и областей. Окончательно он может быть,
- ю -
по-видимому, решен только после открытия и разведки всех существующих в прароде месторождений, но не ясно убудет ли это когда либо осуществлено. Последовательное уточнение границ достоверных не|тегазоносных территорий (их выделение) является одной из главных задач поисков и разведки.
Достоверная нефтегазоноеность любых территорий всегда устанавливается эмпирически (промышленные притока в скважинах). Достоверным нефтегазоносным территориям отвечают по определению вполне точные значения вероятности Н = І. В отличие от них достоверным ненефтегазоносным территориям никогда, по-видимому, не могут быть приписаны вполне точные значения вероятности Н = 0.
Факт существования достоверных ненефтегазоносных площадей несомненен. Однако практическое выделение площадей с абсолютно точным значением 1 = 0 исключено, а с приблизительно точным - возможно в редких случаях. Это связано с экономической необоснованностью слишком детального поискового бурения на площадях вероятных месторождений. При отсутствии промышленных притоков поисковое бурение обычно прекращается тогда, когда вероятность нефтегазоносности данной площади кажется достаточно низкой, но не равной 0. За достоверную ненефтегазоносность площадей, установленную по эмпирическим данным, принимается некоторая низкая вероятность их нефтегазоносности. Как очевидно, эмпирическая достоверная ненефтегазоносность площадей не может быть распространена на включающие район и область.
Однако из теоретических представлений геологии нефти и газа многим областям или районам, а иногда и площадям удается приписать достаточно высокую априорную вероятность ненефте-
газоносности (без непосредственного использования результатов опробования скважин на промышленный приток). Такие территории также принимаются за достоверно ненефтегазоносные»
За исключением Н = I для площадей достоверных месторожде
ний во всех остальных случаях вероятность нефтегазоносности
Н не может быть определена с высокой точностью. По-видимому,
величины порядка 0,04-0,05 пока являются нижним пределом воз
можных ошибок, за исключением случаев оценки некоторых хоро
шо изученных площадей или стратиграфических штервалов вблизи
достоверных разведанных залежей. Чаще всего вероятность нефте-
газоносности может быть выражена одно! значащей цифрой после
запятой (1,0, 0,9, 0,8, 0,2, 0,1, 0,0) или менее точ
но. Так, априорная достоверная ненефтегазоносность вряд ли мо
жет быть выражена величиной, более точной чем 0,0. Примером
могут блужить щиты древних платформ. С вероятностью 0,0 они,
по-видимому, безоговорочно могут быть приняты за достоверные
ненефтегазоноеные территории, но какая-то, пусть очень малая,
вероятность их нефтегазоносности допускается всеми специа
листами. Приведенные значения вероятностей приблизительны.
Подчеркивается лишь, что за достоверные нефтегазоносные всег
да принимаются территории с какой-то малой вероятностью неф
тегазоносности*
Все остальные территории, кроме достоверных нефтегазоносных или ненефтегазоноешх, именуются вероятными нефтегазоносными. Можно различать вероятные нефтегазоносные с Н^0,5 и вероятные ненефтегазоносные с Н^0,5, но граница на уровне
- iZ -
0,5 условна и может но каким-либо соображениям быть изменена. Не фиксируя заранее этой границы все территории с вероятностью нефтегазоносности Н, отличной от 1,0 и 0,0 принимаются за вероятные нефтегазоносные.
Одна из главных задач поисков состоит в возможном уточнении вероятности Н для вероятных нефтегазоносных территорий. В одних случаях можно лишь утверждать, что вероятность Н лежит в самых широких пределах от 0,1 до 0,9, а в других удается обосновать очень точные значения порядка 0,9+0,1 или даже 0,99f0,0I. Возможности уточнения вероятности Н сильно зависят от конкретной геологии и изученности рассматриваемой террито-' рии.
Известно, что даже промышленный запас самой высокой категории А всегда определяется не точно, а с некоторой ошибкой. Для вероятных нефтегазоносных территорий можно лишь с некоторой вероятностью 3 указать те пределы, в которых лежит их запас (здесь 3 - условное обозначение некоторой вероятности). Очевидно, что эти пределы раздвигаются с ростом вероятности 3. В отличие от вероятности Н, которая оценивает возможность первого промышленного притока на рассматриваемой территории, вероятность 3 отмечает уверенность в том, что неизвестный запас этой территории Q* лежит в некотором интервале лО.. Вероятность Н определяется при заданной вероятности ее ошибки, а вероятность 3 задается, но с этой вероятностью определяется интервал лО-. Оценка вероятности Н необходима только для вероятных нефтегазоносных территорий, так как для достоверных
-/3-
нефтeraзоносных или нежефтегазоносных территорий вероятность Н известна, інтервал л О- определяется с вероятностью з как для вероятных, так и для достоверных нефтегазоносных территорий, так как в достоверных нефтегазоносных областях или районах практически всегда содержится некоторое количество вероятных нефтегазоносных площадей, а на площадях достоверных месторождений могут содержаться вероятные залежи. Даже для наиболее разведанных достоверных месторождений нельзя указать точное значение запаса (л 0-= 0) с вероятностью 3 = 1; может быть лишь выделен интервал л (X , ширина которого увеличивается с ростом вероятности 3. В этом смысле дается прогнозная оценка всех остальных свойств вероятных и достоверных месторождений.
Если под перспективностью некоторой территории понимать меру целесообразности организации в ее пределах определенного объема поисково-разведочных и других работ, необходимых для ее полного освоения, то для оценки перспектив нефтегазонос-ности недостаточно определения вероятности Н и прогноза необходимых свойств, в том числе запасов. Нужно учитывать географическое положение, пути сообщения, взаимоотношения с предприятиями переработки и пунктами потребления, технические и организационные трудности освоения, а также многое другое. Поэтому оценка перспектив нефтегазоносности выделяется в самостоятельную задачу поисков.
С учетом сделанных замечаний можно выделить следующие главные практическиезадачи поисков месторождений нефти и газа:
-/4-
исключение достоверных ненефтегазоносных областей;
Морфология и генезис
. То развитие теории поисков, которое явл&ея целью настоящей работы, выведено как следствие уточненных генетических предположений о некоторых особенностях формирования локальных структур. Но само уточнение генетических предположений получено из углубления знаний о морфологии многих конкретных нефтегазоносных и ненефтегазоносных локальных структур. Іменно оригинальные морфологические результаты служат в настоящей работе базой всех генетических выводов и их приложений к теории поисков.
Проблема содержания и взаимоотношений морфологии и генезиса в геологии во многом дискуссионна. Здесь уточняются отдельные положения, которые связаны с изучением морфологии и формирования локальных структур и принимаются в настоящей работе. Они имеют достаточно общее значение и, в частности, могут быть использованы для конкретизации содержания морфологического и генетического направлений в теории поисков, затронутого і 1,1,
Слова морфология и генезис широко, но в различном смысле употребляются в геологам и в смежных науках. По-видимому, вообще невозможно регламентировать употребление этих слов введением каких-то универсальных определений. Здесь обсуждается лишь одно из многих пониманий морфологии и генезиса, которое кажется наиболее общим.
Морфология и генезис рассматриваются как различные уровни проникновения в сущность геологических явлений, причем морфологией охватываются все поверхностные, а генезисом -все глубинные уровни. При использовании понятий формы и содержания геологических явлений морфология прижимается за формальный, а генезис - за содержательный уровни геологического познания. G привлечением других терминов можно пояснить,что морфологией изучаются какие-то свойства и отношения геологических явлений, а генезисом - их природа, происхождение и причинность.
Различными словами с одинаковым или близким смыслом по - n яснено понимание морфологии и генезиса і настоящей работе. Но именно і этом шщж понимании морфология и генезис нуждаются в удовлетворительных определениях.
Не только строгие, но и естественнонаучные прямые определения морфологии и генезиса затруднены. Во всяком случае при прямом по%оде не удалось получить ощутимых результатов. Оказалось, что проще вначале определить границу между морфологией и генезисом, а затем через эту границу определить сами понятия.
В геологии существует много понятий, в той или иной мере близких к понятиям морфологии и генезиса. Некоторые из них даже обозначаются терминами, которые иногда употребляются как синонимы терминов морфология и генезис. Поэтому понятны попытки определения морфологии и генезиса через какие-то близкие понятия геологии. Именно в этом направлении проводятся поиски границы между морфологией и генезисом в приводимых ниже примерах. В них допускается, что служебные понятия не нуждаются в собственных определениях.
Морфология близка к изучению стационарных состояний геологических явлений, а генезис - к изучению их развития. В первом приближении стационарные состояния геологических явлений можно называть геологическими телами, а динамические соотношения - геологическими процессами. Но если за границу между морфологией и генезисом принять границу между геологическими телами и геологическими процессами, то возникнет некоторая неопределенность. Древние геологические тела (исторические стационарные состояния) должны, по-видимому, расенат - 24 риваться в генезисе, а геологические процессы с известными эмпирическими характеристиками (современные динамические состояния) - в морфологии.
Одним из наиболее обещающих кажется исторический подход. Морфология действительно очень близка к изучению современных, а генезис - исторических состояний геологических явлений, но не все проблемы геологии можно рассматривать в историческом аспекте. Общие законы природы, во всяком случае в принимаемом современной наукой виде, не зависят от геологического времени, а они широко используются в геологии. Многие собственные закономерности геологии также нельзя рассматривать как функции геологической истории. К ним, в частности, относятся те механизмы развития геологических явлений, которые при реализации необходимых условий принципиально осуществимы в любые моменты геологического времени или каких-то до его крупных интервалов, а также многие устойчивые причинные связи. Граница между геологической современностью и геологической историей хороша в том смысле, что удовлетворительно разделяет исторические аспекты морфологии и генезиса, но кажется недостаточной для полного разграничения морфологии и генезиса.
Иногда допускается, что морфология близка к описанию свойств геологических явлений, а генезис - к описанию их отношений. Но формальные отношения должны, по-видимому, рассматриваться в морфологии, а природа свойств - $ генезисе. Із-за относительности понятий свойств и отношений геологических явлений в каждом конкретном случае придется вводить собственные уточняющие условия. Граница между свойствами и отношениями не может быть использована для разделения морфологии и генезиса»
Нефтегазоносный вырез"
. В платформенном чехле, рассматриваемом в нефтегазоносном пространстве, выделяются целиком - нефтегазоносные ІЩ, частично-нефтегазоносные ЧН и ненефтегазоносные I вырезы.
Целиком-нефтегазоносным вырезом ЦН называется вырез, площадь которого всюду совпадает с горизонтальными проекциями одной или нескольких нефтегазовых залежей (внутри Щ могут содержаться составляющие определенные ненефтегазоносные вырезы, отвечающие внутренним ненефтегазоносным частям залежей).
Определенным целиком-нефтегазоносным вырезом оЦН называется целиком-нефтегазоносный вырез, боковая граница кото -5/ рого везде совпадает с одной иди несколькими определенными границами нефтегазонооностй (венду разделяет нефтегазоносные и ненефтегазоносные колонки).
Условным целиком-нефтегазоносным вырезом уВД называется целиком-нефтегазоносный вырез, боковая граница которого везде совпадает с одной или несколькими условными или условными и определенными границами нефтегазонооностй (всюду разделяет нефтегазоносные колонки, отличающиеся некоторым фиксированным уровнем плавного или плавного и резкогоу в том числе с разрывом , изменения нефтегазоноености). Примерами уЦН могут служить вырез, боковая граница которого всюду разделяет колонки с суммарной мощностью нефтегазоносных осадочных слоев менее 10 м и более 10 м или вырез, боковая граница которого всюду отделяет колонки с промышленными нефтью и газом от колонок только с промышленной нефтью.
Произвольным целиком-нефтегазоносным вырезом пВД называется целиком-нефтегазоносный вырез, боковая граница которого везде или на каком-то отрезке совпадает с одной или несколькими произвольными границами нефтегазонооностй (всюду разделяет нефтегазоносные колонки, все или некоторые из которых не отличаются по нефтегазоносным свойствам).
Частично-нефтегазоносным вырезом ЧН называется вырез, одна или несколько частей площади, но не вея площадь, которого совпадают с горизонтальными проекциями одной или нескольких нефтегазовых залежей (ЧН всегда может быть разделен на составляющие ЦН и Н). BGE ооковая граница ЧН или какая-тоаг ее часть всегда проходит в ненефтегазоносной области платформенного чехла (разделяет ненефтегазоносные колонки). Поэтому определенные и условные ЧН исключены; в нефтегазоносном пространстве любой частично-нефтегазоносный вырез следует считать произвольным.
Ненефтегазоносным вырезом Н называется вырез, площадь которого всюду не совпадает с горизонтальными проекциями одной или нескольких нефтегазовых залежей. Единственным случаем определенного ненефтегазоносного выреза можно считать весь платформенный чехол, из которого исключены все определенные целиком-нефтегазоносные вырезы, но этот случай в настоящей работе не учитывается. Поэтому принимается, что в нефтегазоносном пространстве определенные и условные Н исключены, а любой нефтегазоносный вырез является произвольным.
Различаются полные и неполные оЦН, уЦН, пВД, ЧН и Н. В настоящей работе при описании платформенного чехла в нефтегазоносном пространстве используются только полные вырезы (нижней и верхней границами полных вырезов всегда служат внешние границы платформенного чехла). Примерами неполного оВД могут служить одна нефтегазовая залежь или какая-то часть полного оЦН, выделенная внутренними определенными границами нефтега-зоносности. В дальнейшем символы оЦН, уЦН, пЦН, ЧН и Н всегда обозначают соответствующие полные вырезы»
Полный определенный нефтегазоносный вырез именуется нефтегазовым месторождением, а его проекция на уровень моря - площадью нефтегазового месторождения. Величина и форма пло ай» щадей нефтегазовых месторождений определяются из эмпирических данных об известных нефтегазовых месторождениях. Из мирового опыта следует, что величина площади нефтегазового месторождения изменяется в пределах от ПЮ"1 до /%I0S км2; что форма площади нефтегазового месторождения может быть округлой, линейно-удлиненной, криволинейно-удлиненной, но очень сильно изогнутые (типа многовитковой спирали) формы площади не встречены; что удлиненность площади нефтегазового месторождения (отношение ее ширины к длине) обычно дает достаточное представление о форме площади; что удлиненность площади нефтегазового месторождения изменяется в пределах от I (удлиненность минимальна) до 0,1 г редко $ до 0,05 нли до 0,01 (удлиненность макЪмальна).
. Локальным вырезом называется любой вырез, по форме площади сходный, а по величине и удлиненности площади соизмеримый с нефтегазовыми месторождениями.
Региональным вырезом называется любой вырез, по форме площади сходный, а по величине или по удлиненности площади существенно превышающий нефтегазовые месторождения.
Вырезы, несходные по форме площади с нефтегазовыми месторождениями, или с площадью, существенно меньшей площади нефтегазовых месторождений, в настоящей работе не рассматриваются.
Определенный целиком-нефтегазоносный вырез оЦН всегда является локальным Принимается, что условный или произвольный целиком-неф - тегазоносный вырез уЩі или лІЩ также всегда являются локальными (уВД и МЩ с площадями, которые существенно меньше площадей нефтегазовых месторождений, в настоящей работе не рассматриваются).
Частично-нефтегазоносный вырез Щ может быть локальным или региональным. Далее рассматриваются только локальные частично-нефтегазоносные вырезы.
Ненефтегазоносный вырез Н также может быть локальным или региональным. Далее рассматриваются только локальные ІШФ-шшошефтегазоносные вырезы.
Перечисленные ниже условные обозначения далее имеют следующее содержание:
оВД - полный определенный деликом-нефтегазоносны! (локальный) вырез или нефтегазовое месторождение;
уЦН - полный условный целиком-нефтегазоносный (локальный) вырез;
пВД - полный произвольный целиком-нефтегазоносный (локальный) вырез ЧН - полный (произвольный) частично-нефтегазоносный локальный вырез;
Н - полный (произвольный) ненефтегазоносный локальный вырез.
Дри описании платформенного чехла в различных специализированных геологических пространствах, в том числе в нефтегазоносном, может быть выделено очень большое число (его нельзя указать) полных и неполных, определенных, условных и произвольных локальных вырезов. Однако в настоящем исследовании основное внимание уделяется полным локальным вырезам, выделенным в нефтегазоносном пространстве.
Модель двумерного структурного соотношения
- Всегда может быть подобрана некоторая функция плановых тонографических координат, которая как-то интерполирует известные значения абсолютной глубины данной структурной поверхности. Однако в настоящее время, по-видимому, предпочтительно использовать опыт традиционных структурных графических построений. В рассматриваемой схеме предполагается, что структурные карты построены визуальным сглаживанием результатов линейной интерноляции с привлечением дополнительной геологической информации.
Для описания морфологических свойств одной структурной поверхности применен смешанный количественно-качественный подход. Результаты измерения некоторых линейных размеров и наклонов структурной поверхности использованы для вычисления осредненных размерных или безразмерных количественных оценок. Качественные оценки выводятся из результатов визуального сравнения всех структурных поверхности рассматриваемой группы локальных вырезов с учетом регионального структурного фона, окружающего каждый локальный вырез. Количественные и качественные оценки преооразуются в ранги, отвечающие естественной последовательности изменения данного геологического свойства при равномерной, а в некоторых случаях и неравномерной группировке. В рассматриваемой ниже (в 4) схеме применена пятн-бальная система рангов: I - очень небольшое значение данного геологического свойства (интервал, ограниченный нижним пределом фиксированного или возможного изменения), 2 - небольшое значение, 3 - среднее значение, 4 - большое значение,- очень большое значение (интервал, ограниченный верхним пределом). Количественные ранжированные оценки с качественными ранжированными поправками принимаются за показатели геологических свойств, В некоторых случаях описание ограничивается только количественными или только качественными оценками.
Визуальное сравнение многих структурных поверхностей в общем случае мало эффективно. Обычно удается заметить лишь наиболее общие черты изменения детерминированных составляющих структурных поверхностей (направленное изменение средних наклонов крыльев, систематическое смещение свода замкнутой антиклинали и т.п.). Более полное сравнение, по-видимому, возможно при использовании математической статистики, в частности, теории случайных функций. Достаточно развитая теория такого сравнения пока отсутствует.
Использован упрощенный геолого-статистический подходов котором совмещены чисто описательные возможности аппарата двумерного корреляционного анализа и некоторые геологические (геометрические) представления. При этом с известными ограничениями удалось формализовать те общие свойства локальных структур, которые геолог обычно называет структурными соотношениями (общее структурное соотношение, соотношение структурных планов или плановое соотношение, соотношение амплитуд структурных поверхностей или амплитудное соотношение). На этих формализованных определениях построены безразмерные шкалы для количественной оценки и сравнения разнообразных видов естественных структурных соотношений. В рассматриваемой модели совмещены качественные и количественные, детерминированные и статистические, геологические и математические возможности описания. Представляется, что при таком подходе и достаточном эмпирическом материале возможно более глубокое описание морфологических свойств локальной структуры, чем на базе только традиционных геологических методов.
