Интерпретация данных высокоточной гравиразведки. Вертикальный градиент плотности; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]; Т. 319, № 1 : Науки о Земле

Bibliografische gegevens
Parent link:Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]/ Томский политехнический университет (ТПУ).— , 2000-
Т. 319, № 1 : Науки о Земле.— 2011.— [С. 83-90]
Andere auteurs: Исаев В. И. Валерий Иванович, Косыгин В. Ю., Лобова Г. А. Галина Анатольевна, Пятаков Ю. В.
Samenvatting:Заглавие с титульного листа
Электронная версия печатной публикации
Приведены примеры установленных нелинейных (экспоненциальных) закономерностей изменения плотности пород одновозрастных осадочных комплексов с глубиной. Выполнена серия решений прямых и обратных задач детальной и высокоточной гравиразведки, типичных для нефтегазовой геологии, с учетом и без учета вертикального градиента плотности. Полученные погрешности моделирования (интерпретации), при допущении постоянной плотности, приводят к выводу о нецелесообразности повышения точности гравиметрической съемки лучше ±0,20 мГл, если нет возможности создания и учета петроплотностных зависимостей.
Taal:Russisch
Gepubliceerd in: 2011
Reeks:Геофизика
Onderwerpen:
Online toegang:http://www.lib.tpu.ru/fulltext/v/Bulletin_TPU/2011/v319/i1/14.pdf
Formaat: Elektronisch Hoofdstuk
KOHA link:https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=201402
Omschrijving
Fysieke beschrijving:1 файл (1.2 Мб)
Samenvatting:Заглавие с титульного листа
Электронная версия печатной публикации
Приведены примеры установленных нелинейных (экспоненциальных) закономерностей изменения плотности пород одновозрастных осадочных комплексов с глубиной. Выполнена серия решений прямых и обратных задач детальной и высокоточной гравиразведки, типичных для нефтегазовой геологии, с учетом и без учета вертикального градиента плотности. Полученные погрешности моделирования (интерпретации), при допущении постоянной плотности, приводят к выводу о нецелесообразности повышения точности гравиметрической съемки лучше ±0,20 мГл, если нет возможности создания и учета петроплотностных зависимостей.