CC BY
71
КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ И ДЕШИФРИРОВАНИЕ ЦИФРОВЫХ КОСМИЧЕСКИХ ИЗОБРАЖЕНИЙ ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Андрей Юрьевич Белоносов
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой Геологии и Геофизики им.А.А. Трофи-мука СО РАН, 625026, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, тел. (912)924-88-90, e-mail: [email protected]
Аркадий Романович Курчиков
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой Геологии и Геофизики им. А.А. Трофи-мука СО РАН, 625036, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук, директор, тел. (9088)74-26-61, e-mail: [email protected]
Олег Серафимович Мартынов
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой Геологии и Геофизики им. А.А. Трофиму-ка СО РАН, 625026, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, вед. инженер, тел. (912)929-25-73, e-mail: [email protected]
Антон Евгеньевич Кудрявцев
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой Геологии и Геофизики им. А.А. Трофи-мука СО РАН, 625026, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, инженер, тел. (950)486-53-87, e-mail: [email protected]
Сергей Александрович Шешуков
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой Геологии и Геофизики им. А.А. Трофи-мука СО РАН, 625026, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, инженер, тел. (9044)94-97-53, e-mail: [email protected]
Для малоизученных территорий самого юга Западной Сибири при прогнозировании нефтегазоносности земель применена методика тепловой космической съемки. Анализ тепловых изображений позволил сформулировать дешифровочные критерии для выявления залежей углеводородов. Дешифрирование тепловых изображений с применением эталонов позволило выявить 60 перспективных площадей.
Ключевые слова: тепловая космическая съемка, анализ и дешифрирование тепловых изображений, нефтеперспективные площади.
QUANTITATIVE ANALYSIS AND INTERPRETATION OF DIGITAL SPACE IMAGES AT THE DECISION PROBLEMS OF GEOLOGY OIL AND GAS EXPLORATION
Andrew Yu. Belonosov
West-Siberian affiliate of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 625026, Russia, Tyumen, 74 Taimyrskaya, Ph.D., senior researcher, tel.: (912)924-84-90, e-mail: [email protected]
Arcady R. Kurchikov
West-Siberian affiliate of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 625036, Russia, Tyumen, 56 Volodarskogo, corresponding member, Dr. in Geology and Mineralogy, director, tel. (908)874-26-61, e-mail: [email protected]
Oleg S. Martynov
West-Siberian affiliate of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 625026, Russia, Tyumen, 74 Taimyrskaya, chief engineer, tel. (912)929-25-73, e-mail: [email protected]
Anton E. Kudryavtsev
West-Siberian affiliate of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 625026, Russia, Tyumen, 74 Taimyrskaya, engineer, tel. (950)486-53-87, e-mail: [email protected]
Sergey A. Sheshukov
West-Siberian affiliate of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 625026, Russia, Tyumen, 74 Taimyrskaya, engineer, tel. (9044)94-97-53, e-mail: [email protected]
For little-known areas of the south of Western Siberia in forecasting oil and gas lands used the method of thermal surveys. Analysis of thermal images allowed us to formulate interpretive criteria for the identification of hydrocarbon deposits. Interpretation of thermal images with the use of eta-lons has allowed to reveal 60 promising areas.
Key words: thermal remote sensing, analysis and interpretation of thermal images, oil-bearing areas.
Обратные задачи геофизики для решения нефтегеологических задач, в большинстве своем, являются некорректными. Неоднозначность их решения можно минимизировать, если использовать избыточную априорную информационную базу. В этом плане, особое значение приобретает комплексирование материалов дистанционного зондирования Земли (МДЗЗ) из космоса с данными геофизических съемок. Оно существенно расширяет размерность признакового пространства при выделении глубинных геоструктур [1].
Анализ закономерностей размещения залежей углеводородов (УВ) на МДЗЗ показал, что большинство месторождений углеводородов расположены вблизи активных тепловых линейных зон и локализуется в пределах термических кольцевых структур [2, 3].
Ведущим методом в прогнозировании глубинных нефтеперспективных структур по дистанционным данным является тепловая космическая съемка
[4-6].
Получить полезную дополнительную информацию возможно единственным способом, применив специальный алгоритм обработки тепловых изображений земной поверхности (ЗП).
Классический метод расчета теплового потока (ТП) из земных недр основан на теории кондуктивной теплопроводности. В то же время, в земной коре существует другой физический процесс передачи тепла - тепломассоперенос, характеризующий конвективную составляющую теплового потока [2].
Конвективный тепловой поток зависит от скорости подъема флюида. Температура земной поверхности (ЗП) будет выше в местах, где в земной коре наблюдается более высокая скорость подъема флюида. Области с кондуктивным характером теплопереноса могут быть приняты в качестве фоновых.
Высокие значения конвективного ТП в земной коре явились физической основой для разработки алгоритма обработки изображений тепловой космической съемки (ТКС), включающего математическую модель годовых и суточных вариации температуры земной поверхности (ТЗП).
Для решения данной задачи были использованы материалы спутника Terra (MODIS) на территорию юга Западной Сибири.
Цифровые изображения, полученные спектрорадиометром MODIS, за счет большого количества каналов, позволяют повысить достоверность классификации глубинных объектов. Материалы были получены на Московской станции приема спутниковой информации. Проанализировано около 400 сцен, из которых 15 отобраны для обработки.
Термодинамическая ТЗП определялась, исходя из радиационной температуры и коэффициентов излучения.
Следующим этапом специализированной обработки теплового изображения является определение физических характеристик ЗП, от которых зависит ТЗП.
Для дистанционного определения ТП, поступающего из недр, необходимо из исходных результатов тепловой космической съемки (ТКС) элиминировать воздействия других факторов: влияния коротковолновой и длинноволновой солнечной радиации, затрат тепла земной поверхности на турбулентный теплообмен с атмосферой, затрат тепла на испарение и затрат тепла вследствие суточных и годовых тепловых ритмов. Основная трудность измерения ТП состоит в необходимости корректного учета влияния вариаций тепловых свойств поверхности, затрат тепла на испарение влаги с ЗП и учет теплообмена ЗП с приземным слоем атмосферы.
Основной целью специализированной обработки тепловых космических данных является расчет физических характеристик ЗП: плотности потока суммарной солнечной радиации, альбедо, коэффициента излучения, тепловой инерции (ТИ), конвективного теплового потока (КТП) из недр, влажности почвы, скорости испарения влаги с ЗП (СИ), геометрии дневной поверхности, структуры грунта, метеорологических условий, концентрации в атмосфере оптически активных газов (СО2 , SO2) и времени. Они использовались для районирования территории и определения параметров процессов, протекающих в земной коре.
Для решения обратной задачи, то есть для определения по данным ТКС трех основных параметров (КТП, ТИ и СИ), необходимо выполнить, трехразовую съемку в различное время суток так, чтобы результаты полностью характеризовали суточную динамику ТЗП.
Для учета влияния рельефа земной поверхности, поглощающего солнечную радиацию, в алгоритме предусмотрено использование цифровой модели рельефа (ЦМР).
Обратная задача решается через задаваемый критерий соответствия измеренных и «идеальных» (находящихся в «библиотеке») ТЗП.
Исходя из среднеквадратической погрешности измерения КТП значения, превышающие 10 - 15 Вт/м , считаются достоверными. Отклонение КТП от среднего, превышающее 30 Вт/м для единичного пикселя, принимаются за аномалию.
Далее проводилось дешифрирование термически активных линейных и кольцевых структур.
Для районирования территории юга Западной Сибири, определения параметров залегания геологических тел и параметров процессов, протекающих в земной коре на основе полученных количественных характеристик ЗП были созданы цифровые мозаики методом совмещения нескольких снимков в единое изображение. Характеристиками для мозаик являлись коэффициенты спектральной яркости, тепловая инерция, коэффициент излучения поверхности и т.д.
На полученных тепловых изображениях ТЗП, СИ, ТИ, КТП, а также изображениях линеаментов, кольцевых структур, цифровой модели рельефа и других признаков были выделены похожие зоны, глубинные структуры, тела для геологического районирования.
Для нефтепрогнозной интерпретации космических материалов была применена процедура классификации данных. Под ней подразумевалось разделение рассматриваемой совокупности объектов на однородные группы.
В эталонной классификации применялся метод максимального правдоподобия. Многомерное признаковое пространство включало: спектральные коэффициенты яркости в каналах 1-7 видимого диапазона электромагнитных волн, плотность линеаментов, анизотропию направлений линеаментов, генеральные направления линеаментов, плотность центров кольцевых структур, глубину поверхности Мохо, кажущуюся плотность 11 -километрового слоя земной коры (по данным гравиметрии), а также все тепловые характеристики ЗП - КТП, ТИ, СИ и др.
В качестве обучающей выборки использованы нефтяные, нефтеконденсат-ные и газоконденсатные месторождения, указанные в ГИС “Природные ресурсы России”. Точность географической привязки месторождений контролировалась по наличию промыслов внутри контуров месторождений на материалах спутника Terra с геометрическим разрешением на местности 250м. Прогноз нефтеперспективных площадей на основе анализа космических материалов производился в масштабе 1:500 000.
Дешифрирование тепловых изображений самых южных территорий Западной Сибири выявило крупную линейную термически активную сквозную зону субмеридионального направления, получившую название Убаган -Тобольская. Она сформировала Звериноголовско-Варгашинскую «отрицательную» тектоническую структуру в доюрском комплексе отложений. Кроме этого, было выделено две термически активных кольцевых структуры, предположительно связанных с палеовулканическими аппаратами глубинного заложения. Этим структурам были даны названия Варгашинская и Частоозерная.
Анализ размещения месторождений углеводородов и тепловых изображений позволил сформулировать дешифровочные критерии:
а) наличие термически активных линейных зон,
б) наличие термических кольцевых структур первого и второго порядков, осложненных кольцевыми структурами третьего порядка
в) наличие областей пониженных значений КТП, примыкающих к термически активным зонам.
На самом юге Западной Сибири зафиксирована единственная, наиболее перспективная на поиски углеводородов область, которая расположена в центральной части Звериноголовско-Варгашинского тектонического блока.
В пределах выделенной области отмечаются отдельные участки и площади перспективные для обнаружения залежей УВ по комплексу вышеуказанных количественных признаков, соответствующих «нефтяным» эталонам. Под «нефтяным» эталоном понимается тот набор признаков, который был зафиксирован на уже известных месторождениях нефти и газоконденсата, находящихся в непосредственной близости от исследуемой территории. За эталоны были приняты 37 месторождений, расположенных на юге Тюменской, Томской, севере Новосибирской и севере Омской областей. Из них на юге Западной Сибири обнаружены признаки 11 месторождений: Тайлаковского, Яккун-Яхского, Полунь-яхского, Соболиного, Малоического, Верхне-Тарского, Тай-Дасского, Мыль-джинского, Лугинецкого, Тевризского и Прирахтового. Вероятность надежного опознавания аналогов этих месторождений составила от 69 до 92%. Таких площадей и участков насчитывается около 60.
Как правило, на периферии залежей углеводородов восходящие потоки глубинных флюидов отображаются положительными аномалиями температуры земной поверхности, что и отображено на материалах тепловой космической съемки. Эти потоки несут в себе углеводороды, закономерно обрамляющие центры перспективных антиклинальных структур. Кроме того, они контролируются системами линеаментов, которые являются проекциями глубинных гео-динамически-напряженные зон на дневной поверхности.
В итоге, можно сделать следующие выводы:
1. Для картирования глубинных геоструктур и прогнозирования нефтеперспективных площадей на юге Западной Сибири применена методика тепловой космической съемки. Проведено тепловое районирование земной поверхности исследуемой территории.
2. При интерпретации тепловых космических изображений сформулированы дешифровочные критерии для выявления залежей УВ.
3. Центральная часть Звериноголовско-Варгашинского тектонического блока является наиболее перспективной на поиски залежей УВ на самом юге Западной Сибири.
4. Выявлено около 60 площадей и участков, схожих по своим признакам с месторождениями УВ, открытых в соседних областях.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Горный В.И., Степанов И.В. Комплексирование тепловой многоспектральной и аэромагнитной съемок при решении прогнозно- поисковых задач. «Разведка и охрана недр». Вып. 9, 2001. с.39-43.
2. Горный В.И., Шилин Б.В., Ясинский Г.И. Тепловая аэрокосмическая съемка. М. :Недра, 1993, с.128.
3. Белоносов А.Ю., Туренко С.К. Интерпретация спутниковых данных конвективного теплового потока при прогнозировании залежей углеводородов в Курганской области // Известия вузов. Нефть и Газ. -2009, №6, c.4-9.
4. Belonosov A.Yu. Application of remote thermal surver for detection of hydrocarbon pools in West Siberia. // IV International conference “The earth’s thermal field and related research met hods ". Proceedings. Moscow. Russia. 2002, с. 17-25.
5. Belonosov A.Yu. Ground Surface Verification of Satellite Prognosis of Promising Oil and Gas Fields. // GORS XIV international Symposium on "Remote Sensing and Development", Damascus, Syria, 2004.
6. Белоносов А.Ю., Мартынов О.С., Шешуков С.А. Космические исследования конвективного теплового потока при прогнозировании залежей нефти и газа на юге Западной Сибири. // Международная Академическая Конференция «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». Материалы конференции, Тюмень, 2008.
© А.Ю. Белоносов, А.Р. Курников, О.С. Мартынов, А.Е. Кудрявцев, С.А. Шешуков, 2013
