Page 71 - 6254

пошуково-розвідувальних робіт обсяг геолого-геофізичної інформації швидко
зростає, а її детальність і точність підвищуються. Повне дослідження таких
обсягів інформації неможливе без використання математичних методів і
сучасної обчислювальної техніки.
Принцип аналогії в цих способах полягає в тому, що пайову участь різних
змінних у формуванні щільності ресурсів (у вигляді коефіцієнтів рівнянь
регресії, факторних навантажень або вагових векторів вирішальних функцій)
оцінюють за еталонною вибіркою, а потім за аналогією переносять на
розрахункові ділянки. Оскільки сукупність еталонних і розрахункових ділянок
належить єдиному об'єкту (НГП, НГО, НГК), залежності, встановлені за
сукупністю еталонів, можна поширювати і на розрахункові ділянки.
Екстраполяція й інтерполяція залежностей за межами зміни ознак, використаних
для встановлення цих залежностей, призводять до помилкових результатів
прогнозу. Помилки значно збільшуються і у разі використання в моделях
складних функціональних перетворень вихідних ознак, необхідність яких не
обґрунтована змістом завдання прогнозу. Модель завжди має бути
найпростішою за формою.
Пряме математичне моделювання для оцінки прогнозних ресурсів
вуглеводнів ґрунтується на загальній моделі нафтогазоутворення та наф-
тогазонагромадження вигляду ρ=тGМАК (див. формулу 4.1) і досліджує
можливості безпосереднього функціонального опису часткових потенціалів т,
G, М, А, К, а також їхніх добутків mG, mGM, mGMA. З огляду на масштаби зони
прогнозування, наявність геологічної, геохімічної і геофізичної інформації, її
якість тощо використовують ті чи інші конкретні залежності.
Питому (на одиниці площі) масу органічної речовини т, здатну генерувати
нафту і газ у глинистих породах, можна, наприклад, оцінити за
співвідношенням:

= (ℎ + 20 + ℎ ) (4.20)
г
п

де α – коефіцієнт пропорційності; С – концентрація розсіяної OP; r –
коефіцієнт, що описує якість розсіяної ОР і може бути вибраний пропорційним
до частки в ОР сапропелевого матеріалу; h г і h п – товщини глинистих і
піщано-алевритових порід; η – частка глинистого цементу.
Оцінка т потребує наявності достовірних геологічних і геохімічних даних,
і тому її рекомендується використовувати тільки в задачах локального масштабу.
Для оцінки ресурсів НГО або НГП величину т можна визначити за наближеною
формулою:

т =αHν, (4.21)

де α – коефіцієнт пропорційності; Н – загальна товщина оцінюваного
комплексу; ν – середня швидкість занурення тектонічного елемента.
Генераційний потенціал залежить переважно від температури і може бути
заданий у вигляді

67