Статья в журналеБесплатный доступ
Количественный анализ связи размеров и размещения месторождений нефти и газа с гравитационными аномалиями Ферганской впадины
Quantitative analysis of the relationship between the size and location of oil and gas fields with gravitational anomalies of the Fergana depression
- Tashkent State Technical University, Tashkent, Uzbekistan
https://doi.org/10.51346/tstu-01.20.3-77-0083
Ключевые данные
- Около 70 залежей нефти и газа Ферганской впадины.
- Влияние глубинных гравитационных аномалий на эффективный объем месторождений: значимо, вероятность 0,99.
- Доля фактора глубинных аномалий в суммарном влиянии: 42% для нефтяных залежей, 62% для нефтегазовых.
Ключевые слова
- Ферганская впадина
- гравитационные аномалии
- месторождения нефти и газа
- дисперсионный анализ
- глубинное строение
Краткое изложение
Р. А. Умурзаков и С. А. Раббимкулов (Ташкентский государственный технический университет) на примере Ферганской нефтегазоносной области изучили, как размеры и размещение месторождений нефти и газа связаны с гравитационными аномалиями. Они использовали опубликованные материалы о геологическом строении, данные о размерах (эффективном объеме) залежей и глубинные аномалии поля силы тяжести в редукции Фая. В анализ вошли около 70 залежей.
Дисперсионный анализ показал, что влияние глубинных аномалий на эффективный объем месторождений Ферганской впадины значимо и достоверно с вероятностью 0,99. Доля этого фактора в суммарном влиянии всех факторов составляет 42% для нефтяных залежей и 62% для нефтегазовых. По мнению авторов, это говорит о существенном влиянии глубинных подкоровых процессов, создающих гравитационные эффекты, на размеры и размещение месторождений. Влияние локальных гравитационных аномалий тоже значимо, но его достоверность низкая.
Как цитировать
R. A. Umurzakov and S. A. Rabbimkulov (2020). Quantitative analysis of the relationship between the size and location of oil and gas fields with gravitational anomalies of the Fergana depression. Technical Science and Innovation, No. 3, 2020, pp. 95–112. https://doi.org/10.51346/tstu-01.20.3-77-0083