CC BY
60
УДК 550.83
М. И. Рыскин
Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н. Г Чернышевского E-mail: [email protected]
Рассмотрены приемы разделения гравитационных и магнитных аномалий, позволяющие выделить локальные поисковые объекты. Приведены примеры практического применения этих приемов.
Ключевые слова: локализация, аномалия, трансформация, частотные и корреляционные преобразования.
Localization of the Anomalies of Geopotential Fields on the Basis of the Frequency and Correlation of Change
M. I. Ryskin
The considered methods of separation of gravity and magnetic anomalies in order to distinguish the local search objects. Shows the examples of practical application of these techniques. Key words: localization, anomaly, transformation, correlation of frequency conversion.
DOI: 10.18500/1819-7663-2017-17-1-52-57 Предварительные замечания
Одна из главных особенностей аномалий геопотенциальных полей - гравитационного и магнитного - их интегральная геологическая природа. В формировании этих аномалий одновременно участвуют все петроплотностные и петроманитные неоднородности геологического разреза, действующие пропорционально своей массе и обратно пропорционально квадрату удаления от поверхности наблюдений. В итоге наиболее рельефное отображение в распределении аномалий получают мощные глубинные факторы, такие как выступы в рельефе плотных и относительно магнитных пород фундамента, глубинные разломы, неоднородности внутренней структуры фундамента и прочие, в немалой степени предопределяющие наличие структурных осложнений в разрезе осадочного чехла. Тем самым влияние этих, как правило небольших, структурных осложнений в значительной степени экранируется вышеназванными мощными глубинными факторами.
Поэтому на первый план при поисках не-фтегазоперспективных объектов выходит задача вычленения аномалий, обусловленных локальными геологическими структурами (поднятиями, ископаемыми органогенными постройками и пр.) -источниками малоразмерных и малоамплитудных возмущений Ag и ДГ, которые на гравиметриче-
ских и аэромагнитных картах порой проявляют себя в виде слабых вариаций хода изолиний. Стоит подчеркнуть, что в нефтяной геофизике любая работа с гравимагнитными данными неизбежно связана с решением этой задачи, которая может быть определена как задача локализации аномалий. Задачи локализации аномалий геопотенциальных полей (и тем самым локализации объектов поиска) решаются за счет разделения полей. Методы и технологии, реализующие идею разделения, известны давно и не нуждаются в обосновании и подробном рассмотрении. Поэтому в настоящей статье уместно лишь перечислить наиболее востребованные приемы и кратко остановиться на их описании.
Частотные трансформации
Из способов частотных трансформаций, основанных на идее различия аномалий в размерах (большие, региональные - низкочастотные, маленькие, локальные - высокочастотные), чаще всего используют методику получения остаточных аномалий Д?ост и Д Тост после предварительного осреднения поля в скользящем окне, методику разностной трансформации Саксова-Нигарда и метод вычисления полного нормированного градиента (ПНГ) с последующим его пересчетом в нижнее полупространство (метод В. М. Берез-кина). Первая методика хороша своей устойчивостью (непосредственно выделяется региональная компонента, а локализация происходит лишь в результате ее вычитания из исходного, т. е. суммарного, геофизического поля). Размерность этой трансформации, таким образом, совпадает с размерностью анализируемого поля (применительно к полю Дg - мГал). Третья направлена на прямое вычленение локального фактора и характеризуется крайней неустойчивостью, так как результат не только определяется характером анализируемого поля, но и в значительной степени зависит от выбранного числа гармоник, которыми представляется анализируемая кривая Дg (ДТ), и от длины этой кривой (длины профиля). Вторая также имеет размерность градиента исходного поля (этвеш), но по своей устойчивости занимает промежуточное положение, так как представляет собой разностный эффект осреднения исходного поля, проведенного в окружностях с двумя разными радиусами - большим и малым Тем самым, такая трансформация как бы ориентирует исследователя на вычленение неоднородностей,
ЛОКАЛИЗАЦИЯ АНОМАЛИЙ ГЕОПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ПОЛЕЙ НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ ЧАСТОТНЫХ И КОРРЕЛЯЦИОННЫХ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ
заключенных в интервале глубин, ограниченных Лцм) и R2(M). Таким образом, используя трансформацию Саксова-Нигарда, можно «просматривать» различные интервалы исследуемого разреза и по изменчивости получаемой картины косвенно оценивать его геодинамическую эволюцию.
Здесь уместно напомнить, что над залежами углеводородов в геопотенциальных полях, особенно трансформированных, фиксируются локальные минимумы.
Задачи разделения полей могут быть также решены методом геологического редуцирования, т. е. путем вычисления прямого гравиэффекта от известных элементов геологического разреза и последующего вычитания этого расчетного эффекта из суммарного поля Ag. Обычно удается исключить таким образом влияние факторов (толщ), экранирующих объекты поиска, и тем самым сделать отображение этих объектов более рельефным. Основная трудность решения такой задачи связана с необходимостью плотностной параметризации разреза, так как чаще всего сведения о плотностях о скудны и нет возможности учесть латеральную изменчивость о. Геометрическая параметризация границ разреза осуществляется на основе сейсморазведочных данных, которые не всегда характеризуются достаточно высокой достоверностью, а это неминуемо отражается на результатах разделения. Все это зачастую снижает эффект геологического редуцирования и, следовательно, разделения поля. Наконец, наиболее важно, чтобы прямая задача гравиразведки, на основе которой осуществляется редуцирование, решалась в трехмерном пространстве, поскольку аномалии Ag формируются, как уже говорилось, совокупным и одновременным влиянием всех неоднородностей разреза, а не только тех, что расположены в вертикальной плоскости того или иного анализируемого профиля.
Корреляционные трансформации
Для локализации объектов поиска может быть использован корреляционный метод разделения (КОМР) геофизических аномалий, основные положения которого изложены в монографии [1].
Известно, что любое наблюдаемое на поверхности земли геофизическое поле, как правило, обусловлено суммарным влиянием целого ряда геологических объектов. При решении конкретных геологических задач всегда требуется разделение поля на полезную остаточную составляющую F0, которая отражает, прежде всего, структуру изучаемого объекта, и помеху, обусловленную другими геологическими факторами. В корреляционном методе помеха вычисляется (путем аппроксимации) в виде многочлена невысокой степени от координат площади исследования. По смыслу это должна быть некоторая региональная составляющая поля F. Она называется «геофизическим фоном» и обозначается F^,.
Метод может служить эффективным средством прогнозирования геологической характеристики Н в тех участках, где она неизвестна. Прогнозирование H становится возможным тогда, когда достигнута достаточно тесная и устойчивая корреляционная связь между H и остаточной составляющей F0 для всей области исследования. Непосредственно прогнозирование осуществляется с помощью среднеквадратической регрессии Н по F0:
Нр) = ßo + ßiFo; (1)
где Н(р) - прогнозные значения характеристики Н; ß0 и ß1 - коэффициенты регрессии
В корреляционном методе разделения заранее не фиксируется значение порядка (степень) n фонового многочлена, которое характеризует сложность помехи в конкретных геологических условиях. Если помеха, искажающая корреляционную связь между полем и геологической границей, проста по своей структуре, то она может быть достаточно хорошо описана фоном невысокого порядка. Если же она сложно изменяется вдоль плоскости наблюдений, то для ее аппроксимации требуется более гибкий многочлен, т. е. фон более высокого порядка.
Процесс корреляционного разделения контролируется рядом критериев [2], по изменению которых с возрастанием степени фонового многочлена n можно выбрать попт. К числу этих критериев относится D(F() n) -дисперсия остаточной составляющей; при попт должен достигаться минимум D(F(1 n).
Другой критерий:
|R(H, F! n)| - абсолютная величина коэффициента корреляции между фоном F, и H; при попт должен достигаться минимум |R(H, Fф n)|.
Метод КОМР, как показано в [3], является естественным обобщением традиционного тренд-анализа. Анализ трендов структурных поверхностей, а также отклонений от трендов, как показано в известной монографии Д. Дэвиса [4], может с успехом применяться для оконтуривания перспективных участков на нефть и газ. Поэтому естественный интерес представляет вопрос о возможности использования для тех же целей и методики КОМР. Ответ на этот вопрос также дан в [3].
Во-первых, если в тренд-анализе идея наилучшей аппроксимации структурной поверхности реализуется сразу многочленом Н , то в КОМРе одновременно делается попытка извлечь из поля дополнительную информацию о границе с целью снижения ошибки аппроксимации.
Во-вторых, метод КОМР является средством анализа соотношения между локальными особенностями геолого-геофизических полей. Именно они определяют значения коэффициентов регрессии ß. и, следовательно, могут быть выявлены с помощью данного метода. Он позволяет обнаружить единую локальную «структуру» в
совокупности геолого-геофизических полей. При этом перебор порядков фоновых многочленов (или трендов) позволяет организовать процесс своеобразной фильтрации, когда с ростом порядка фона идет поиск все более тонкой общей «структуры» анализируемых полей. С увеличением степени многочлена значения коэффициента корреляции между Н и остаточной составляющей F0, изменяясь, могут перейти через несколько относительных максимумов, что указывает на наличие в анализируемых полях нескольких корреляционно-связанных трендовых остатков при и'опт, и"опт и т. д. При этом большим иопт отвечает более тонкая «структура» анализируемых полей.
В третьих, первая оптимальная регрессия имеет всегда чисто структурную природу, а последующие должны содержать ту часть поля, которая не «вписывается» в структуру Н и, следовательно, может иметь неструктурный характер. Однако надо помнить, что и сама структура Н может иметь локальные особенности нескольких порядков, различающихся горизонтальными размерами, и для каждого их них корреляционная связь может быть индивидуальна. О неструктурной природе свидетельствует резкое изменение характера связи - смена знака коэффициента корреляции на обратную при переходе от F 'ост к F "ост или F "'ост. О неструктурной природе говорит также смена знака коэффициентов Р' и в'' (или в'»).
Чрезвычайно важным в практическом отношении обстоятельством является тот факт, что при достаточной плотности эталонных точек, в которых заданы геолого-геофизические поля, полезную компоненту F "ост (или F "ост) можно и не вычислять. В [3] показано, что она аппроксимирует отклонения от оптимальной регрессии и для ее выявления можно ограничиться построением
карты самих °ткл°нений ^ или еКомр (£комр=
=Нэт - Н ) прогнозных значений Н от эталонных глубин Нэт, подобных картам етр в [4]. Причем необходимые для построения таких карт (будем в дальнейшем называть их картами ЭПС) значения е вычисляются самой программой КОМР. Вычисления и соответствующие построения выполняются и для парного, и для многомерного вариантов методики КОМР. В многомерном варианте для поиска оптимальной регрессии обычно используются оба геофизических поля - Дg и ДТ [3].. В работе [5] показано, что получаемые аномалии (максимумы екомр) распределены по площади не случайно, а концентрируются над известными залежами нефти и газа. Обусловлены максимумы екомр согласно [3] пониженными значениями Дgост, так как упомянутые выше дефекты плотности в своде ловушки вызывают уменьшение силы тяжести над залежью, а в качестве параметра Н в процедуре КОМР задаются глубины, т. е. сугубо структурные геологические характеристики. Поэтому максимальные расхождения ДН локализуются именно там, где в формировании разделяемого поля наиболее активно участвуют факторы неструктурного
характера, и в первую очередь нефтегазовый фактор. Автор [5] показывает также, что аномалии ДН над месторождениями в 2-3 раза превышают фоновые величины.
Указанные теоретические соображения и экспериментальное их подтверждение использованы в настоящей работе как обоснование к применению методики КОМР для целей оконтуривания потенциальных нефтегазовых залежей. При этом в качестве F употреблены помимо Дg значения магнитного поля ДТ. Сделано это исходя из пу-ассоновских соотношений, связывающих гравитационный и магнитный потенциал при наличии общих источников, и из известного сходства в отображении скоплений УВ в аномалиях Дg и Д Т: над скоплениями углеводородов обычно фиксируются минимумы [6].
Примеры локализации аномалий
В качестве наглядных примеров успешной локализации аномалий Дg и ДТ в предлагаемой работе приведены данные по одному из районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Карты аномалий гравитационного и магнитного полей приведены соответственно на рис. 1, 2. Тонирование карт помогает отделить участки с повышенными и пониженными значениями напряженности поля.
По ним хорошо видно, что представляющий поисковый интерес объект - выявленная сейсморазведкой структура - адекватного отображения ни в одном из этих полей не получает. На обеих картах контур этой структуры располагается в «склоновой» части более крупной аномалии - положительной по Дg и отрицательной по ДТ. Однако на карте остаточных аномалий ДТ с радиусом осреднения 2х2 км (рис. 3) этот объект локализуется очень уверенно, а по карте трансформации Саксова-Нигарда по полю Дg с радиусами 3 км и 5 км (рис. 4) в контуре поднятия проявляется дифференциация структуры - в южной его части выделяется четкий минимум. Данный минимум примыкает к скважине и, возможно, намечает область наиболее перспективного разуплотнения в контуре поднятия. Таким образом, именно по этой трансформации удалось увидеть отображение связанного со структурой месторождения. Практически идентичная картина рисуется по Дgост с площадкой осреднения 5х5 км.
Еще более четко дифференциация структуры в ее контуре отобразилась на карте ЭПС, полученной в результате корреляционных преобразований.
Оценки корреляционного разделения и тесноты взаимосвязи параметров сведены в таблице.
Прежде всего, заметим, что разделение поля Дg происходит корректно, без заметного подстра-ивания (за исключением только одного - третьего фона). По сеноману выделяется четыре оптимальных фона, по апту - три. Чисто структурную
Рис. 1. Карта аномалий Дg в условном уровне: цифрами обозначены минимумы (1-2) и максимумы (3-6) Дgср
Рис. 2. Карта аномалий магнитного поля ДТ: цифрами обозначены минимумы и максимумы ДТср
Рис. 3. Карта ДТост с размерами площади осреднения 2х2 км2
Рис.4. Карта аномалий Саксова-Нигарда с радиусами 3 км и 5 км
Оценки корреляционной взаимосвязи прогнозирующего геофизического поля с глубинами Н залегания структурных поверхностей сеноманского и оптского возраста
п-степень фонового многочлена Оценки
дисперсии корреляции
остаточные фоновые остаточные фоновые
Сеноман Апт Сеноман Апт
Дg ДТ апт Дg ДТ сен Дg ДТ Дg ДТ Дg ДТ Дg ДТ
0 3,9 1315 3,9 1315 0,08 -0,63 - - -0,03 -0,6 - -
1 0,5* 904 1,3* 1006 -0,31 -0,68 0,23 -0,09 -0,22 -0,68 0,09 -0,08
2 16,6 592* 12,9 666* -0,62 -,86 0,56 -0,03* -0,57 -0,85 0,49 -0,04*
3 337,6 1176 118 1491 -0,88 -0,9 0,88 0,41 -0,87 -0,9 0,85 0,31
4 9,4 489* 8,6 471* 0,94 -0,95 -0,78 -0,08* 0,94 -0,95 -0,78 -0,03*
5 7,1* 2567 4,3* 4199 0,97 -0,97 -0,76* 0,81 0,97 -0,96 -0,71* 0,68
6 11,9 17240 5,4 30430 0,98 0,98 -0,84 -0,97 0,98 0,97 -0,75 -0,96
7 9,9* 3796 4,0 4070 0,99 0,99 -0,82* -0,94 0,98 0,98 -0,70* -0,93
8 11,8 1677* 6,4 3666* 0,99 0,99 -0,85 -0,94* 0,99 0,98 -0,783 -0,89*
9 8,6* 2466 4,5* 9891 0,99 0,92 -0,81* -0,97 0,99 0,99 -0,73* -0,91
* Оптимальные оценки корреляционного разделения.
нагрузку несет остаточная составляющая первой степени, далее для всех остальных оптимальных полиномов, начиная с пятого, знак коэффициентов корреляции меняется на противоположный, а для коэффициента регрессии в эта смена знака начинается с п = 4. Таким образом, остаточные составляющие 5-й, 7-й и 9-й степени могут быть использованы и для прогноза Н, и для анализа расхождений эталона и прогноза, т. е. для построения карт ЭПС. По магнитному полю корректный прогноз возможен с использованием остаточных компонент 2-й, 4-й и 8-й степени.
Результаты корреляционного разделения поля по сокращенной площади анализа в виде карты ЭПС представлены на рис. 5.
Единый максимум ЭПС в контуре структуры (см. рис. 5) дробится на два, причем контрастность этого «дробления» закономерно увеличивается с ростом п. Речь идет именно о пространственном разбиении единого контура, а не об амплитудной выразительности, поскольку последняя уменьшается. Это уменьшение обусловлено последовательным снижением ошибки приближения Н с ростом степени п фонового многочлена. В неструктурном отношении наиболее перспективным является южный максимум 1. В построениях по менее глубинным интервалам, соответствующих альб-апту и сеноман-неокому, этот южный максимум, примыкающий к скважине, сохраняется. Тем самым, намечается область наиболее перспективного разуплотнения в контуре поднятия. Таким образом, именно по этим трансформациям впервые удалось увидеть хотя бы частичное отображение месторождения (с четкой адресной привязкой к «нужному» интервалу разреза).
Отсюда (с учетом всех ранее высказанных замечаний) просится нижеследующее заключение:
- во-первых, в суммарном поле Дg присутствуют составляющие, обусловленные гравитационным влиянием структуры как некоей плотностной неоднородности;
Рис. 5. Карта ЭПС по сеноманскому горизонту К^з: разделяемое поле Дg. Степень фонового многочлена п = 5
- во-вторых, эти составляющие не так значительны, чтобы в суммарном поле Дgs локализовался отдельный изолированный минимум или максимум, но в «гемиклинальных» вариациях изолиний юго-восточного склона максимума 4 на карте Дgс . (см. рис. 1) и минимума 3 на карте ДТ (см. рис. 2) они, безусловно, отобразились;
- в-третьих, эти составляющие, вероятно, генетически связаны с теми глубинными (и неглубинными) элементами структуры, которые проявляются в магнитном поле и его трансформациях.
Это заключение не отменяет, конечно, выдвинутого ранее геологами предположения о позднем времени формирования структуры, но в то же время свидетельствует о наличии у нее «корней» хотя бы в том смысле, что «коробление» доюрского основания пространственно предопределено местоположением рифтовых бортов и связанными с рифтообразованием геологическими процессами.
В целом приведенные данные свидетельствуют о безусловной целесообразности и достаточно высокой эффективности применения частотных и корреляционных трансформаций потенциальных геофизических полей с целью локализации аномалий, связанных с малораз-
мерными нефтеперспективными объектами в разрезе осадочного чехла.
Библиографический список
1. ЖдановМ. С., Шрайбман В. Н. Корреляционный метод разделения геофизических аномалий. М. : Недра,1973. 179 с.
2. Хвилевицкий М. О., Рыскин М. И. К оценке оптимальности корреляционного разделения геофизических аномалий // Геофизический сборник. Вып. 4. Саратов : Изд-во Сарат. ун-та, 1981. С. 38-47.
3. Витвицкий О. В. Корреляционные преобразования геофизических полей. Состояние и перспективы // Геофизика и математика : материалы 1-й Всесоюз. конф. М. : ОИФЗ РАН, 1999. С. 51-59.
4. Дэвис Д. Статистика и анализ геологических данных. М. : Мир, 1977. 572 с.
5. НавальневаВ. И. Возможности выделения нефтегазо-перспективных участков корреляционным методом // Разведочная геофизика. М. : Недра, 1986. Вып. 102. С. 82-87.
6. Рыскин М. И. Физико-геологические основы прогнозирования нефтегазоперспективных объектов методами разведочной геофизики и практика их применения // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2007. Т. 7, вып. 2. С. 40-53.
Образец для цитирования:
Рыскин М. И. Локализация аномалий геопотенциальных полей на основе применения частотных и корреляционных преобразований // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2017. Т. 17, вып. 1. С. 52-57. DOI: 10.18500/18197663-2017-17-1-52-57.
Сite this article as:
Ryskin M. I. Localization of the Anomalies of Geopotential Fields on the Basis of the Frequency and Correlation of Change. Izv. Saratov Univ. (N. S.), Ser. Earth Sciences, 2017, vol. 17, iss. 1, рр. 52-57 (in Russian). DOI: 10.18500/1819-7663-201717-1-52-57.
