CC BY
143
ДИСТАНЦИОННОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ ЗЕМЛИ, ФОТОГРАММЕТРИЯ
УДК 528.71:553.98
ВЕРИФИКАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ДИСТАНЦИОННОГО ЗОНДИРОВАНИЯ ЗЕМЛИ ДЛЯ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МАЛОИЗУЧЕННЫХ И МАЛОПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕРРИТОРИЙ (НА ПРИМЕРЕ КУРГАНСКОЙ ОБЛАСТИ)
Андрей Юрьевич Белоносов
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, 625026, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, тел. (3452)68-87-92, e-mail: belonosov74313@mail.ru
Анатолий Иванович Каленицкий
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, доктор технических наук, профессор кафедры физической геодезии и дистанционного зондирования, тел. (913)906-74-53, e-mail: kaf.astronomy@ssga.ru
В мезозойском осадочном чехле углеводородных скоплений в Курганской области не обнаружено. Геологические концепции поисков залежей нефти и газа в доюрском фундаменте отсутствуют, хотя предпосылки к этому есть. Для оптимальной стратегии поисков углеводородных скоплений в палеозойском фундаменте необходимо было использовать методы дистанционного зондирования Земли. Зондирование территории Курганской области из космоса выполнено геотермическим методом. Тепловые аномалии подверглись наземной заверке методом вариационной углеводородной съемки. Выявлены перспективные прогнозные площади. Рекомендовано проведение дальнейших геологоразведочных работ, включая параметрическое и поисковое бурение.
Ключевые слова: дистанционное зондирование Земли, дистанционный геотермический метод, нефтегазоносность, палеозойский фундамент, керн, геохимическая аномалия.
VERIFICATION OF REMOTE SENSING TO ASSESS
THE PETROLEUM POTENTIAL POORLY KNOWN AND UNPROMISING AREAS (FOR EXAMPLE, THE KURGAN REGION)
Andrew Y. 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 St., Ph. D., senior researcher, tel. (3452)68-87-92, e-mail: belonosov74313@mail.ru
Anatoly I. Kalenitsky
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 630108, Russia, Novosibirsk, 10 Plakhotnogo St., Ph. D., Prof., Department of Physical Geodesy and Remote Sensing, tel. (383)361-01-59, e-mail: 52tkrbv@rambler.ru
70
Дистанционное зондирование земли, фотограмметрия
In the Mesozoic sedimentary cover of the hydrocarbon accumulations in the Kurgan region is not detected. The geological concept of prospecting of oil and gas deposits in pre-Jurassic basement is not available, although the prerequisites are. For optimal search strategy of the hydrocarbon accumulations in the Paleozoic basement you must use the methods of remote sensing. Held sensing territory Kurgan region from space remote geothermal method. Thermal anomalies were subjected to terrestrial certification by the method of variation of hydrocarbon shooting. Identified promising forecast area. Recommended conducting further exploration work, including parametric and exploration drilling.
Key words: remote sensing, remote geothermal method, petroleum potential, Paleozoic basement, kern, geochemical anomaly.
Исходя из современных политических и экономических условий, вопрос о нефтегазоносности Курганских недр вновь приобретает актуальность.
Начиная с 70-х гг. прошлого столетия углеводородные скопления в Курганской области пытались найти в мезозойском осадочном чехле. Данные усилия оказались безрезультатными. А геолого-геофизическая изученность территории до сих пор остается низкой. Вместе с тем, по целому ряду геологических предпосылок сформировалось мнение, что залежи нефти и газа могли аккумулироваться и сохраниться в карбонатных отложениях палеозойского фундамента. Из скважин, вскрывших палеозойский фундамент, были отобраны образцы керна. Проведены хроматографические и хроматомасс-спектрометрические анализы керна. В палеозойском разрезе зафиксировано семь видов известняков, включая органогенные, которые являются прекрасными коллекторами для нефтяных флюидов. Обнаружены толщи с высоким нефтегенерационным потенциалом. Хроматограммы керна с горизонта 2 300-2 350 м идентичны хроматограммам сырой нефти, полученной из залежей нефти Уватского района Тюменской области. Из четырех скважин, пробуренных за последние 10 лет, в трех обнаружены прямые признаки нефтегазоносности. К сожалению, притоков нефти в них не получено. Обнаружены УВ-компоненты, которые подтверждают, что эти флюиды мигрировали в карбонатные отложения с более глубоких горизонтов.
К настоящему времени в соседних Свердловской и Тюменской областях, а также на территории Казахстана открыты и введены в разработку месторождения нефти и газа. В связи с этим, возросла необходимость выявления перспективных геоструктур в доюрском фундаменте (ДФ), а также информативных признаков их нефтегазоносности, тем более что в Курганской области уже существует сеть магистральных нефтегазопроводов по транспортировке нефтепродуктов.
Становится очевидным, что стратегия оптимальных поисков залежей нефти и газа в палеозойском фундаменте из-за низкой изученности территории должна включать методы дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ). Разработки в области регионального космического изучения территории, включая прогноз скоплений нефти и газа за последние 15 лет, шагнули достаточно далеко [1-9].
Одной из таких разработок, включающей комплексную цифровую обработку материалов дистанционного зондирования Земли, является дистанцион-
71
Вестник СГУГиТ, вып. 3 (31), 2015
ный геотермический метод. Он был разработан В. И. Горным в Центре экологической безопасности РАН (г. Санкт-Петербург) и успешно апробирован на территории РФ [10-18]. С определенными дополнениями (комплексом наземных геолого-геохимических и геофизических работ) метод был применен на территории Курганской области [19-26].
Для выявления информативных признаков нефтегазоносности недр был применен цифровой космический метод зондирования конвективного теплового потока (КМ КТП), базирующийся на материалах многократных тепловых космических съемок (ТКС) земной поверхности (ЗП) в дальнем инфракрасном диапазоне электромагнитных волн (ЭМВ). Дополнительно для картографирования геоструктур были проанализированы материалы космических съемок в видимом, ближнем ИК, радиолокационном диапазонах ЭМВ совместно с данными сейсморазведки, гравиразведки и бурения.
Физической основой применения ТКС являлась вертикальная миграция нефтяных флюидов по системам разломов в приповерхностные горизонты Земли с последующим окислением под действием атмосферного кислорода, грунтовых вод, популяций аэробных бактерий и других факторов. Все биохимические реакции окисления нефтепродуктов протекают экзотермическим путем (с выделением тепла). Данные процессы на ЗП отображаются в виде локальных тепловых аномалий второго и третьего порядков, непосредственно связанных с залежами нефти и газа.
В земной коре, кроме кондуктивного, существует тепломассоперенос, характеризующий конвективную составляющую глубинного теплового потока (ТП). В этом случае глубинный ТП q может быть представлен в виде:
q = (1 - ц) qcd + v(q/ + qconv), (1)
где qcd = -XdT/dh - кондуктивный ТП, Вт/м2;
qf = cpvT - ТП, вызванный вынужденной конвекцией, Вт/м2; qconv = -X^dT/dh - ТП, вызванный свободной конвекцией, Вт/м2;
Т - температура, К; h - глубина измерений, м;
X - коэффициент теплопроводности породы, Вт/(мК); р и с - плотность, кг/м и удельная теплоемкость Дж/(кгК) флюида; v - скорость подъема флюида, м/с;
ц - удельная площадь связанной пористости, доли единицы;
Хэфф - эффективный коэффициент теплопроводности, обусловленный свободной конвекцией, Вт/(мК).
В случае вертикального подъема флюидов, стационарная температура Т может быть найдена из уравнения:
d2T _ Р• c-v dh ^ ^эфф j
dT_
dh
= 0
(2)
72
Дистанционное зондирование земли, фотограмметрия
При Т = То, h = H, где Н - глубина нижней кромки исследуемой области, решение уравнения (2) имеет вид:
Анализ уравнения (3) показал, что КТП зависит от скорости подъема флюида. Температура земной поверхности (ТЗП) будет выше в местах, где в земной коре наблюдается более высокая скорость подъема флюида. При локальном развитии конвективного теплообмена, области с кондуктивной теплопередачей могут быть приняты в качестве фоновых.
Ожидаемые высокие значения КТП в земной коре явились физической предпосылкой для разработки КМ КТП, основанного на алгоритме обработки тепловых космических изображений ЗП.
Методика КМ КТП включает два этапа: тепловое районирование и картографирование КТП. Тепловое районирование Курганской области выявило серию прогретых зон и системы кольцевых термических структур (ТС).
Для определения КТП необходимо из исходных результатов ТКС элиминировать (вычесть) воздействия других факторов: влияния коротковолновой и длинноволновой солнечной радиации, затрат тепла земной поверхности на турбулентный теплообмен с атмосферой, затрат тепла на испарение теплового потока, затрат тепла вследствие суточных и годовых тепловых ритмов.
Основная трудность вычисления ТП состоит в корректном учете влияния вариаций тепловых свойств дневной поверхности, затрат тепла на испарение влаги с ЗП и учет теплообмена ЗП с приземным слоем атмосферы.
Основной целью обработки и анализа тепловых космических снимков являлось определение количественных физических характеристик земной поверхности: КТП, тепловой инерции (ТИ), скорости испарения влаги (СИ) и т. д. Они использовались для районирования территории, определения параметров залегания геологических тел и параметров процессов, протекающих в земной коре.
Для построения карт КТП, ТИ и СИ использовался стандартный набор метеоданных (температура, влажность и давление воздуха на высоте 2 м, скорость ветра на высоте 10 м, облачность), полученных на метеостанциях юга Тюменской области. Суммарная солнечная радиация рассчитывалась по значениям облачности по формуле Берлянда.
Алгоритм определения КТП, ТИ и СИ базировался на математической модели суточного хода ТЗП, учитывающей основные факторы, под влиянием которых формируется ТЗП.
Схема алгоритма приведена на рис. 1.
(3)
8 Хэфф Хэфф
2
а - коэффициент теплообмена, Вт/(м К).
= р^. 8 =
эфф
X
эфф
а
73
Вестник СГУГиТ, вып. 3 (31), 2015
► Многократные МДЗЗ Метеоданные
1 г
Г Математическая модель температуры
1 г
Обратная задача < «Библиотека» мат. моделей температуры
“ \ х
1 г Хч*
КТП ТИ СИ
4
Рис. 1. Алгоритм восстановления КТП, ТИ и СИ по материалам ТКС
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, поглощающей солнечную радиацию, в алгоритме предусмотрено использование цифровой модели рельефа (ЦМР).
Обратная задача решается через задаваемый критерий соответствия измеренных и идеальных (находящихся в «библиотеке») ТЗП. С помощью метода наименьших квадратов определяются искомые значения КТП, ТИ и СИ.
На основе дистанционных регулярных наблюдений Курганской области и определения по материалам ДЗЗ количественных характеристик земной поверхности получен и осуществлен анализ их временных рядов.
Подготовленные материалы использовались для дешифрирования активных линейных и кольцевых тепловых структур (ТС).
Дешифрирование тепловых изображений осуществлялось для выявления возможной связи кольцевых ТС различных порядков с нефтегазоносностью. Для анализа размещения залежей нефти и газа по отношению к кольцевым ТС были использованы данные о месторождениях нефти и газа из ГИС «Природные ресурсы России». Для визуального анализа тепловых изображений и характеристик ЗП были выбраны 37 эталонов, представляющих набор признаков земной поверхности, отмеченных на уже известных месторождениях нефти и газа.
Исходя из выполненного анализа тепловых изображений и характеристик ЗП, сформулированы дешифровочные критерии залежей нефти и газа:
74
Дистанционное зондирование земли, фотограмметрия
наличие термически активных зон, наличие кольцевых ТС первого и второго порядков, осложненных кольцевыми ТС третьего порядка, и наличие областей пониженных значений КТП, примыкающих к термически активным зонам.
Для автоматизированного прогноза нефтеперспективных площадей на основе многомерного признакового пространства путем обработки космических материалов была подготовлена следующая информационная база: спектральные коэффициенты яркости в каналах 1-7, КТП, ТИ, СИ, плотность линеаментов, анизотропия направлений линеаментов, генеральные направления линеаментов, плотность центров кольцевых структур, по данным гравиметрии: глубина поверхности мантии, кажущаяся плотность эффективного 11,5-километрового слоя земной коры [27].
Количественный прогноз ограничивался площадями, которые по комплексу признаков с высокой степенью достоверности соответствовали внешним эталонам (тепловые характеристики ЗП в пределах нефтяных месторождений). Для каждого эталона была определена вероятность опознавания, вероятность пропуска цели, вероятность ложной тревоги. Если появлялись классы, соответствующие одному из эталонов, то это означало, что по комплексу дистанционно измеренных признаков это место с высокой достоверностью является аналогом эталона и возможность ошибки опознавания при этом становилась минимальной.
В восточной части Курганской области были обнаружены признаки 11 из 37 нефтяных месторождений (эталонов) юга Западной Сибири. Вероятность надежного опознавания аналогов этих месторождений составила от 69 до 92 %. Таких участков оказалось 60. Они приурочены к «холодной» конусообразной геоструктуре глубинного заложения в центральной части Звериноголовско-Варгашинской палеодолины.
Сопоставление результатов прогноза нефтегазоносности геоструктур по материалам ДЗЗ с данными полевой геохимической съемки показало, что выделенные по космическим материалам «тепловые» участки на 80 % соответствуют площадям с аномальными концентрациями углеводородов нефтяного ряда, зафиксированных в приповерхностных отложениях.
Первоочередным нефтеперспективным районом Курганской области является территория под номером 1 (рис. 2, белый пунктир).
В Звериноголовско-Варгашинской геодинамически-напряженной депрессионной зоне (палеодолине) по сейсмическим материалам выявлен небольшой в диаметре вертикальный канал, уходящий до границы Мохо. Вокруг этого канала выделена геологическая кольцевая структура, соответствующая палеовулканическому образованию. Она была исследована наземным методом вариационной углеводородной съемки. В большинстве случаев, углеводородные аномалии подтвердили наличие тепловых аномалий, характерных для нефтегазовых скоплений.
75
Вестник СГУГиТ, вып. 3 (31), 2015
Рис. 2. Схема размещения первоочередных нефтеперспективных участков на территории Курганской области на основе материалов ДЗЗ
Благодаря региональным исследованиям из космоса были выявлены перспективные прогнозные площади, которые рекомендованы для дальнейших геологоразведочных работ, включая параметрическое и поисковое бурение.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Разработка методики оперативного мониторинга и обновления карт и планов по космическим снимкам высокого разрешения / А. П. Гук, В. В. Прудников, Л. Г. Ефстратова,
A. В. Павленко // Вестник СГГА. - Вып. 11. - Новосибирск. - 2006. - С. 177-182.
2. Кузнецов Ю. В., Тихонов В. И. Аэрокосмический мониторинг в анализе движения блоков земной коры // Вестник СГГА. - 2006. - Вып. 11. - С. 94-97.
3. Программный комплекс «ОРБИТА-СГГА» для определения орбитальных геодезических и геодинамических параметров по результатам наблюдений ИСЗ / Ю. В. Сурнин,
B. А. Ащеулов, Е. В. Михайлович, Н. К. Шендрик // Вестник СГГА. - 2006. - Вып. 11. -
C. 13-16.
4. Повышение контраста и информативнности изображений на основе спектральной и пространственно-угловой фильтрации излучения / М. М. Кузнецов, О. К. Ушаков,
B. М. Тымкул, М. В. Носков // Вестник СГГА. - 2010. - Вып. 2 (13). - С. 79-88.
5. Исследование точности визирования на точки космических снимков высокого и среднего разрешения / Т. А. Широкова, А. Ю. Черемошенцев, А. Т. Бормитова // Вестник СГГА. - 2010. - Вып. 2 (13). - С. 43-49.
6. Антипов И. Т., Хлебникова Т. А. Исследования вероятностей оценки точности пространственной аналитической триангуляции // Вестник СГГА. - 2011. - Вып. 2 (15). -
C. 50-57.
7. Критические технологии рационального природопользования на северных интенсивно осваеваемых территориях Урала и Западной Сибири / А. И. Гагарин, В. Б. Жарников,
76
Дистанционное зондирование земли, фотограмметрия
Н. А. Сурков, Ю. В. Лебедев, Т. А. Лебедева // Вестник СГГА. - 2011. - Вып. 3 (16). -С.125-133.
8. Использование космических снимков открытого доступа для обновления электронных карт масштаба 1 : 100 000 / М. А. Алтынцев, С. А. Арбузов, А. Ю. Черемошенцев, Т. А. Широкова // Вестник СГГА. - 2012. - Вып. 3 (19). - С. 37-42.
9. Басаргин А. А. Создание цифровых моделей местности месторождений полезных ископаемых с применением современных технологий // Вестник СГГА. - 2014. - Вып. 1 (25). -С. 34-39.
10. Geothermic remote analysis of NOAA data of Kanto plain. Preliminary interpretation / T. Sakurai-Amano, T. Takeda, M. Takagi, V. Gorny, A. Kiselev, A. Tronin // Proc. of the 28th Conference of the Remote Sensing Society of Japan. Tsukuba Research Center. 2000. - Р. 235-236.
11. Geothermal zoning of European Russia on the base of satellite infra-red thermal survey / V. I. Gorny, S. G. Kritzuk, I. Sh. Latypov, A. A. Tronin // Proc. of the 30th Int. Geological Congress, Beijing, China, 4-14 aug. 1996, v. 10 - New Technology for Geosciences, VSP, Utrecht, The Netherlands, 1997. - P. 63-80.
12. Горный В. И. Геодинамика Восточно-Европейской и Западно-Сибирской платформ (по данным дистанционного геотермического метода) // Региональная геология и металлогения. - 2000. - № 12. - С. 76-86.
13. Gorny V. I. The mantle convection and the drift of Euro-Azian plate (according the remote geothermal method) // Proceedings of IGARSS 2002 & 24-th Canadian Symposium on Remote Sensing, 24-28 June 2002. Toronto, Canada. 0-7803-7537-8/02/$17.00/ Vol IV., 2002. -Р.2029-2035.
14. Горный В. И., Крицук С. Г. Прогноз нефтеперспективных площадей в Республике Чувашия на основе визуального и инструментального анализа цифровых космических материалов // II Международ. конф. «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации»: тез. докл. - 2000. -С. 41-42.
15. Горный В. И., Степанов И. В. Комплексирование тепловой многоспектральной и аэромагнитной съемок при решении прогнозно-поисковых задач // Разведка и охрана недр. - 2001. - Вып. 9. - С. 39-43.
16. Горный В. И., Шилин Б. В., Ясинский Г. И. Тепловая аэрокосмическая съемка. -М.: Недра, 1993. - 128 с.
17. Модель мантийно-литосферного взаимодействия по данным комплексирования на геотраверсе Уралсейс сейсморазведки и дистанционного геотермического метода. Глубинное строение и геодинамика Южного Урала (проект Уралсейс): монография / В. И. Горный, С. Г. Крицук, А. А. Тронин, И. Ш. Латыпов. - Тверь: ГЕРС, 2001. - 286 с.
18. Terrestrial Heat Flux Measuring and Geothermal Zoning for Regional and Petroleum Geology on the Base of Satellite IR-Thermal Survey / V. I. Gorny, S. G. Kritzuk, I. Sh. Latypov, A. A. Tronin // Proc. of the Eleventh Thematic and Conference Geologic Remote Sensing, Vol. 1. 1996, Las Vegas Nevada, USA.
19. Мартынов О. С., Белоносов А. Ю., Тимшанов Р. И. Анализ геодинамических напряжений и флюидодинамических процессов в природных системах (на примере Черногорского месторождения ХМАО, Тюменской области) // ГЕО-Сибирь-2006. Междунар. науч. конгр. : сб. материалов в 6 т. (Новосибирск, 24-28 апреля 2006 г.). - Новосибирск: СГГА, 2006. Т. 3, ч. 2. - С. 184-189.
20. Белоносов А. Ю. Обработка и дешифрирование тепловых изображений земной поверхности для картографирования глубинных нефтеперспективных структур // Геодезия и аэрофотосъемка. - 2010. - № 6. - С. 52-56.
21. Белоносов А. Ю., Каленицкий А. И. Обработка и дешифрирование тепловых изображений земной поверхности для картографирования глубинных нефтеперспективных гео-
77
Вестник СГУГиТ, вып. 3 (31), 2015
структур (на примере юга Западной Сибири) // Геодезия и картография. - 2010. - № 7. -С. 22-26.
22. Белоносов А. Ю., Каленицкий А. И. Картографирование нефтеперспективных геоструктур по космическим тепловым изображениям земной поверхности (на примере Курганской области) // Геодезия и картография. - 2010. - № 8. - С. 21-24.
23. Результаты проведения геохимических нефтепоисковых исследований на юге За-
падной Сибири / А. Р. Курчиков, А. Ю. Белоносов, Р. И. Тимшанов, О. С. Мартынов, С. А. Шешуков, А. Е. Кудрявцев // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2012. VIII Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Новые направлении и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых» : сб. материалов в 2 т. (Новосибирск, 10-20 апреля 2012 г.). - Новосибирск: СГГА, 2012. Т. 3. -
С. 227-234.
24. Курчиков А. Р., Белоносов А. Ю., Кудрявцев А. Е. Метод вариации углеводородных параметров - новое направление нефтепоисковой геохимии // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2013. 1Х Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 2 т. (Новосибирск, 15-26 апреля 2013 г.). - Новосибирск: СГГА, 2013. Т. 1. - С. 153-158.
25. Количественный анализ и дешифрирование цифровых космических изображений при решении задач нефтегазопоисковой геологии / А. Ю. Белоносов, А. Р. Курчиков, О. С. Мартынов, С. А. Шешуков, А. Е. Кудрявцев // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2013. ЕХ Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 2 т. (Новосибирск, 15-26 апреля 2013 г.). - Новосибирск: СГГА, 2013. Т. 3. - С. 191-196.
26. Кольцевые структуры и оценка их нефтегазоперспективности на севере Иркутской области / С. А. Шешуков, Р. И. Тимшанов, А. Ю. Белоносов, А. Р. Курчиков, О. С. Мартынов, А. Е. Кудрявцев // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2014. Х Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 4 т. (Новосибирск, 8-18 апреля 2014 г.). - Новосибирск: СГГА, 2014. Т. 3. - С. 165-171.
27. 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. - С. 4-9.
Получено 02.07.2015
© А. Ю. Белоносов, А. И. Каленицкий, 2015
78
