Методика оценки перспектив нефтегазоносности на основе комплексного анализа данных геофизических исследований и ДЗЗ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Шумейкин, Алексей Сергеевич

• Шумейкин, Алексей Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шумейкин, Алексей Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Обоснование методологии оценки нефтегазоносности территории Западно -Сибирской плиты на основе комплексного анализа данных геофизических исследований и ДЗЗ

Аналитический обзор современных методов оценки перспектив

1.1. нефтегазоносности территории на основе комплексного анализа

данных геофизических и дистанционных исследований

^ Геологические основы методологии оценки перспектив

нефтегазоносности территории Западно - Сибирской плиты

Обоснование методологии выбора сотава данных геофизических 1.3. исследований и дистанционного зондирования Земли для оценки

нефтегазоносности территории

2. Методика оценки нефтегазоносности территории на основе комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования

Земли

Применение комплексного анализа на основе методов классификации

2.1.

растровых изображений для оценки нефтегазоносности территории

Особенности подготовки исходных данных в среде геоинформацион-

2.2. ных систем для проведения комплексного анализа на основе методов классификации

Технология выполнения комплексного анализа данных на основе

2.3. методов классификации в среде геоинформационных систем Erdas Imagine и ArcGIS

3. Технология оценки нефтегазоносности территории на основе использования результатов комплексного анализа

^ Выбор критериев комплексного анализа на основе формирования

объемных моделей в среде геоинформационной системы

^ Выбор эталонных объектов для определения критериев комплексного

анализа данных геофизических и дистанционных исследований

Оценка перспектив нефтегазоносности территории на основе комплексного анализа данных методом эталонной классификации

4.. Результаты опробования методики и технологии на примере оценки нефтегазоносности южного участка территории Надым-Пурской НГО

^ Подготовка данных для оценки нефтегазоносности т южного участка

ерритории Надым - Пурской НГО

^ ^ Результаты расчета поисковых признаков и оценки перспектив

нефтегазоносности южного участка территории Надым-Пурской НГО

Заключение

Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика оценки перспектив нефтегазоносности на основе комплексного анализа данных геофизических исследований и ДЗЗ»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы.

В результате исследований, выполненных в последнее десятилетие, установлено, что формирование месторождений на территории Западно - Сибирской плиты связано со сдвиговой тектоникой региона. Основной объем сведений о тектоническом строении геологических структур, необходимых для оценки перспектив нефтегазоносности территории и построения геологических моделей, предоставляют сейсмические методы разведки. Однако, применение этих методов ограничено при выявлении и картировании тектонических нарушений сдвигового типа., распространенных в нефтегазоносных районах Западной Сибири. По данным сейсморазведки сложно, а иногда невозможно уверенно прогнозировать положение и форму нарушений сдвигового типа с горизонтальным смещением пород вдоль поверхности разрыва и незначительными по амплитуде вертикальными смещениями, а также тектонических нарушений не связанных с образованием новых или нарушением корреляции уже существующих отражающих сейсмических границ. Особые трудности при изучении разрывных нарушений сдвигового типа и связанных с ними зон трещиноватости возникают при использовании результатов профильных сейсмических наблюдений. Это связано с относительно малыми размерами большинства структур горизонтального сдвига, сложной геометрией таких нарушений и преимущественно горизонтальными смещениями горных пород вдоль поверхности разрыва, не нарушающими корреляции сейсмических горизонтов.

Применение потенциальных геофизических методов для изучения тектонического строения и оценки нефтегазоносности осадочных пород геологического разреза также не дает однозначного решения этих задач. Морфологические черты и структура гравитационного и магнитного полей обусловлены, в основном, литологической неоднородностью доюрского фундамента Западно - Сибирской плиты, характером его рельефа и наличием неоднородностей. Прогнозирование вышележащего юрско -мелового комплекса горных пород, где сосредоточены основные запасы углеводородов, по данным потенциальных геофизических методов неоднозначно. Следует отметить, что часть объектов, формирующих интенсивные аномалии в гравитационном поле, не находит отражения в магнитном поле.

Морфометрические методы изучения неотектонических движений земной коры на основе изучения изменения превышений рельефа в условиях Западно - Сибирской низменности также не могут использоваться как самостоятельные методы оценки из-за слабой выраженности особенностей рельефа этой территории.

Дополнительную информацию, необходимую для прогноза тектонического строения и оценки перспектив нефтегазоносности, предоставляет дистанционное зондирование поверхности Земли из космоса. Однако, использование этой информации в целях оценки нефтегазоносности территории Западно - Сибирской плиты выявило целый ряд принципиальных трудностей. Физической основой методов оценки нефтегазоносности и поисков месторождений углеводородов из космоса является тот факт, что нефтегазоносность в условиях севера Западной Сибири связана с положением зон трещиноватости горных пород и проявляется на земной поверхности ландшафтными аномалиями. В пределах платформенных равнин в условиях заболоченной местности Западной Сибири, эти аномалии имеют неявные расплывчатые границы, что существенно ограничивает применение космических методов в этом регионе для целей геологоразведки без комплексирования с геофизическими методами.

Повысить достоверность оценки перспектив нефтегазоносности территории методами сейсморазведки можно на основе комплексного анализа данных геофизических и дистанционных исследований. В основу разработанной методики оценки нефтегазоносности положены современные представления о принципах формирования месторождений нефти и газа, получившие развитие на базе глубинно - фильтрационной модели образования и накопления углеводородов в земной коре. Тектоническая активность в сочетании с экранирующими свойствами осадочного чехла и положением региональных флюидоупоров определяет пространственно - стратиграфическое распределение углеводородов в недрах этого региона.

Разработанная методика комплексной обработки и анализа данных в среде геоинформационных систем, увеличивает достоверность оценки нефтегазоносности исследуемых территорий за счет определения оптимальных критериев комплексного анализа данных геофизических и дистанционных исследований. Эта информация позволит повысить качество проектирования детальных геологоразведочных работ, что обеспечит увеличение результативности и снижение стоимости прироста запасов углеводородного сырья. В связи с этим, тема диссертации является актуальной.

Цель работы.

Целью настоящей работы является создание методики оценки нефтегазоносности территории на основе определения критериев комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли в среде геоинформационных систем.

Основные задачи исследований.

Основными задачами исследований являются:

• обоснование методологии оценки нефтегазоносности территории северной части Западно - Сибирской плиты, тектоническое строение которой осложнено сдвиговой тектоникой, на основе комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли;

• создание методики подготовки к анализу и выполнения методами классификации комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли на основе расчета признаков нефтегазоносности участков территории;

• разработка технологии построения в среде геоинформационных систем тематических карт оценки нефтегазоносности территории на основе комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли;

• опробование разработанной технологии на примере оценки нефтегазоносности участков территории северной части Западно - Сибирской плиты, геологическое строение которых осложнено сдвиговой тектоникой.

Научная новизна.

• Разработаны способы подготовки для анализа в среде геоинформационных систем данных о потенциальных геофизических полях, отражающих характеристиках ландшафта и дислоцированности рельефа поверхности Земли, обеспечившие достоверную оценку перспектив нефтегазоносности территории на основе методов классификации.

• Создана методика определения в среде геоинформационных систем критериев классификации по комплексу показателей многомерного пространства признаков нефтегазоносности поисковых геологических объектов для произвольного набора данных геофизических и дистанционных исследований.

• Разработана и опробована в условиях Западно - Сибирской плиты технология оценки перспектив нефтегазоносности территории методами эталонной классификации на основе определения критериев классификации по комплексу признаков поисковых геологических объектов для произвольного набора данных геофизических и дистанционных исследований.

Практическая значимость.

• Создана методика комплексного анализа данных различных методов геологоразведки, предназначенная для оценки нефтегазоносности территории в условиях Западно - Сибирской плиты, выявления перспективных для геологического изучения

объектов, подготовки аналитических материалов и рекомендаций, необходимых для проектирования детальных геологоразведочных работ.

• Для оценки нефтегазоносности территории разработана технология обработки и анализа данных наземных и космических исследований на базе геоинформационных систем ArcGIS и Erdas Imagine, проведено опробование этой технологии на реальных материалах, использованных при подготовке рекомендаций на проведение детальных геологоразведочных работ.

• Положительные результаты опробования разработанных методики и технологии позволяют применять их в условиях Западной Сибири для нефтегазогеологического и тектонического районирования территорий, оценки перспектив нефтегазоносности отдельных участков, ранжирования и паспортизации фонда геологических структур.

Защищаемые положения.

• Разработанная на основе эталонной классификации методика комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли обеспечивает достоверную оценку перспектив нефтегазоносности участков территории, осложненных сдвиговой тектоникой.

• Технология подготовки информации к анализу и проведения в среде геоинформационных систем комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли из космоса обеспечивает построение тематических карт оценки нефтегазоносности участков территории, используемых при проектировании геологоразведочных работ.

• Опробование технологии комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли в условиях северной части Западно - Сибирской плиты позволило уточнить оценку перспектив нефтегазоносности участков территории Надым - Пурской и Пур - Тазовской нефтегазоносных областей.

Внедрение результатов работы и личный вклад автора.

Автором работы проведена обработка материалов и выполнена оценка нефтегазоносности территорий, расположенных в пределах Надым - Пурской (месторождения: Еты-Пуровское, Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Новогоднее, Ярайнерское, Лимбаяхское, Таркосалинское, Ханчейское, Губкинское, Тапское), Пур-Тазовской (месторождения: Новочасельское, Верхне-Часельское, Усть-Часельское, Кынское, Наумовское) нефтегазоносных областей (НГО) Западно Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Результаты исследований, представленные в настоящей работе, подготовлены автором и вошли в виде самостоятельных разделов в

отчеты ОАО «ЦГЭ» по договорам с ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча шельф», ОАО «НК Роснефть», ОАО «ТНК-ВР».

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались на следующих конференциях: Международная научно-техническая конференция «Аэрокосмические технологии в нефтегазовом комплексе», РГУ нефти и газа, г. Москва, 2009 г., V Межвузовская научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле», РГГРУ, г. Москва 2010 г., IX Международная конференция «Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты», EAGE, г. Киев, 2010 г., V Сибирская конференция молодых ученых по наукам о Земле, ИГМ и ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск, 2010 г, II Международная научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов памяти А.П. Карпинского, ВСЕГЕИ, С-Петербург, 2011 г. Основные методические и технологические результаты получены непосредственно автором. По результатам выполненных исследований опубликовано 7 работ, в том числе 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК для публикации результатов кандидатских и докторских диссертаций.

Благодарности.

Диссертационная работа выполнена в период учебы в аспирантуре Российского государственного геологоразведочного университета и работы в ОАО «Центральная геофизическая экспедиция».

Автор выражает благодарность научному руководителю работы, проректору РГГРУ, заведующему кафедрой Информатики и геоинформационных систем, д.г-м.н., проф. В.И.Пахомову, руководителям ОАО «ЦГЭ» д.т.н. A.C. Кашику, д.т.н. Г.Н.Гогоненкову и д.г-м.н. А.И.Тимурзиеву за поддержку, внимание и помощь при выполнении данной работы.

1. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОЛОГИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНО - СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ДЗЗ.

В первой главе проанализировано современное состояние методологии (т.е. системы принципов и подходов) решения задачи оценки нефтегазоносности территории на примере Западно - Сибирской плиты, рассмотрены существующие методы и компьютерные технологии комплексного анализа данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли.

1.1. Аналитический обзор современных методов оценки перспектив нефтегазоносности территории на основе комплексного анализа данных геофизических и дистанционных исследований.

Теоретические основы выбора критериев прогноза нефтегазоносности, использованные при создании методики, представленной в настоящей диссертационной работе, основаны на положениях Общей теории обнаружения месторождений полезных ископаемых [18]. Согласно этой теории появление месторождений полезных ископаемых связано с эволюцией вещества в Земной коре под воздействием энергетических (в том числе, тектонических, физико-химических и др.) процессов, протекающих в недрах планеты. Следствием этих процессов является дифференциация и концентрация вещества горных пород. Дифференциация вещества, приводящая в дальнейшем к концентрации его отдельных компонентов в локальных участках земной коры, происходит ступенчато. Начинаясь и развиваясь в пределах крупных блоков литосферы, она завершается на локальных площадях формированием скоплений минералов, приобретающих статус месторождений полезных ископаемых. Вероятность открытия месторождений, в том числе нефтяных и газовых, увеличивается благодаря комплексному анализу одновременно нескольких характеристик геофизических, геохимических и др. физических полей, а также, спектральных характеристик ландшафта и морфометрических характеристик рельефа поверхности Земли. Количественными поисковыми критериями анализируемой информации являются такие статистические характеристики как дисперсия, асимметрия, эксцесс и пр., рассчитанные и осредненных в пределах ограниченных участков территории. При обработке космических снимков поисковым критерием могут быть, например, значения комплексного показателя фрактальной аномальности отражающих характеристик дневной поверхности.

Другим признаком, используемым при поисках месторождений полезных ископаемых, является корреляционная связь гравитационного и магнитного полей.

Положительными значениями коэффициента связи этих полей характеризуются горные породы, не измененные энергетическими процессами, отрицательными - подверженные воздействию этих процессов [19].

Примером применения поисковых признаков на основе анализа коэффициента связи гравитационного и магнитного полей является оценка перспектив нефтегазоносное™ полуострова Ямал (см. рис. 1.1). На этом рисунке изображены карты гравитационного поля, фрактального коэффициента связи геофизических полей и оценки потенциальной нефтеносности территории полуострова.

Рис. 1.1. Результаты оценки перспектив пефтегазоносности п-ва Ямал: а) гравитационное поле, б) фрактальный коэффициент связи геофизических полей, в) показатель нефтеносности (по В.И. Пахомову, 2007) Методика системно - геодинамических исследований [10] посвящена выявлению зон разрывных нарушений различных рангов и установлению их связи с ловушками углеводородов неструктурного типа но данным методов дистанционного зондирования Земли и геофизической разведки. В результате совместной интерпретации космических и наземных геолого - геофизических данных на геологоразведочных площадях Западно -Сибирской плиты выявлен диагональный решетчато - блоковый рисунок современных геодинамических процессов, обусловленный влиянием зон тектонических нарушений. Система гсодинамически активных нарушений этого региона включает две пересекающиеся подсистемы разломов преимущественно северо - восточного и северо -

•западного простираний. Па рис. 1.2 показаны результаты выделения зон геодинамически активных разрывных нарушений и узлы их пересечения на примере Валынтойской площади, которые могут быть самостоятельными объектами поисков новых залежей углеводородного сырья.

Рис. 1.2. Фрагмент результирующей карты системно-геодинамической интерпретации, выполненной на территории Валынтойской площади (по В.И. Гридину, 2008).

Обработка на основе современных математических методов анализа материалов геофизической разведки и данных космического мониторинга, а гак же применение обоснованной методики выбора критериев оценки нефтегазоносное™ позволяет локализовать районы распространения зон тектонической трещиноватое™ и дать оценку перспектив нефтегазоносное™ территории.

Современные технологии комплексного анализа геолого-геофизической информации основаны на применении универсальных (ArcGIS, Erdas Imagine и др.) и специальных (ИНТЕГРО, КОСКАД 3D и др.) геоинформационных систем, которые обладают обширным набором инструментов, позволяющих решать эти задачи [36]. Технология ГИС ИНТЕГРО (ГИЦ ВНИИГеосистем), например, решает широкий круг прогнозно - поисковых задач на различные виды минерального сырья. На рис. 1.3.

представлен пример структурно - тектонического районирования, выполненного в среде ГИС ИЫТЕГРО на основе анализа гравитационного поля.

Технология КОСКАД 30 (РГГРУ) реализует методики построения объемных моделей, районирование с использованием комплекса геофизических полей и расчет статистических характеристик этих полей.

Рис. 1.3. Пример структурно - тектонического районирования в ГИС' ИНТЕГРО:

а) исходное ноле, б) модуль градиента, в) результат районирования, (по Е.Н. Черемисиной)

В ряде отечественных научных организаций разработаны и применяются [6] информационные технологии, предназначенные для решения задач поисков углеводородов и литологического расчленения разреза на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин ИНТЕГРАН (ВНИИГеосистем), ПАРМ-КОЛЛЕКТОР (ВНИИГеофизика), а также технология комплексной обработки грави - магнитных полей и построения псевдоплотностных и псевдомагнитных моделей геологической среды Г)У0Р-ЯЕ18Т-1ЮМ0А5 (ГНПП «Аэрогеофизика»).

Таким образом, решение задачи оценки перспектив нефтегазоносности может быть найдено на основе комплексного анализа данных различных методов геологической разведки. Подготовку этих данных к анализу и комплексный анализ данных целесообразно выполнять в среде геоинформационных систем, обладающих широким набором инструментов комплексного анализа, в том числе, на основе математических методов классификации данных.

1.2. Геологические основы методологии оценки перспектив нефтегазоносности

территории Западно - Сибирской плиты.

Формирование рифтовои системы Западно - Сибирской плиты в триасовом периоде. В центральной части Западно-Сибирской плиты, где геологический фундамент имеет позднее - герцинский возраст, располагается система рифтов триасового возраста (см. рис. 1.4), которые картируются в виде положительных аномалий гравитационного и магнитного поля.

2 45-0-Е 48'0'Е 51'0'Е 54'0'Е 58'0'Е 62"0'Е 66"0'Е 70'0'Е 74'0'Е 78°0'Е 82°0'Е 86°0'Е 90'0'Е 94'0'Е 98"0'Е

61'0'Е 63'0'Е 65'0'Е 67'0'Е 69*0'Е 71'0'Е 73'0'Е 75'0'Е 77'0'Е 79=0'Е 81*0-Е 83'0'Е 85'0'Е

Рис. 1.4. Рифтовая система Западной Сибири (по В.С.Суркову, О.Г.Жеро, 1981).

Подробное описание триасовой рифтовой системы Западно - Сибирской плиты и ее связи с нефтеносностью мезо - кайнозойского чехла дана в работах В.С.Суркова, А.А.Трофимука и О.Г.Жеро, Л.В. Смирнова [25 - 27].

Возникновение и развитие рифтовых зон сопровождалось образованием серий разрывов, среди которых преобладали сбросы с наклонной поверхностью и со смещением вниз участков коры, лежащих выше этой поверхности. Сумма горизонтальных составляющих таких смещений компенсирует горизонтальное растяжение коры, в результате которого образуются рифтовые зоны. На поверхности фундамента рифты проявляются в виде грабенов обычно заполненных основными интрузивными породами. В верхней части грабенов иногда присутствуют продукты извержения и магматические породы. Вертикальные смещения пород на бортах грабенов Западно - Сибирской плиты достигают 3-5 км.

-2000

-зооо

-чооо

-5000

__ю 20 30 ^ 40 50 км

ШШ' ГГН12 ЕШЗ* ЁЭ* [ШЗ* (Н3'7 ЕЗ«

19 13 УТТЛ'б

Рис. 1.5. Схематический геолого - геофизический профиль по линии А-В (Колтогор - Уренгойский грабен). Горные породы: 1-палеоген-четвертичные, 2-верхнемеловые, 3-верхнеюрские-нижнемеловые, 4-верхнеюрские, 5-нижне-среднеюрские, 6-порфировые лавы, 7-туффы, 8-базальты и долериты, 9-оливины, 10-гидротермальные породы, 11-известняки, 12-метаморфизованные породы, 13-породы выветривания. Сейсмические границы: 14-преломляющие, 15-отражающие. 16-Разрывные нарушения в фундаменте.

Крупнейшим рифтом триаса на территории Западно - Сибирской плиты является Колтогор - Уренгойский грабен, который простирается с юга на севера на 1800 км от Омска до Карского моря. Строение Колтогор - Уренгойского грабена по линии А-В схематически показано на геологическом разрезе, изображенном па рис. 1.5.

Продолжением этого грабена в Карском море является прогиб Святой Анны, который, в свою очередь, открывается в глубоководную котловину Нансена. Ширина этого грабена увеличивается от несколько километров на юге до 80 км на севере и возрастает до 200 км в Прогибе Святой Лнны. Увеличение поперечных размеров и глубины Колтогор - Уренгойского грабена в направлении на север, а также присутствие там других крупных грабенов, таких, как Худуттейский. Худосейский и др., указывает на усиление процессов рифтообразования в направлении с юга на север в этом регионе. Область рифтообразования Западно - Сибирской плиты была центром спрединга земной коры в позднее - пермский и триасовый периоды на протяжении 17 миллионов лет. Анализ намагниченности горных пород [4] указывают на семь этапов перемены нормального и обратного намагничивания пород во время активности процесса спрединга. Снрединг сопровождался проникновением в земную кору базальтовой магмы и образованием трапповых полей. По мере развития процесса рифтообразования в триасе, вся территория этого региона начала опускаться, формируя Западно - Сибирский осадочный бассейн.

Влияние тектонических процессов на формирование Западно - Сибирского осадочного бассейна в мезозойскую и кайнозойскую эры. Большая часть фундамента Западной Сибирской плиты была затронута горообразовательными процессами (орогенез) позднегерцинской складчатости, в результате которых образовалась Уральская складчатая система.

В настоящее время существуют две концепции формирования Уральской складчатой системы и влияния этого процесса на тектоническое строение Западно -Сибирской плиты [4. 23]. Сторонники первой концепции рассматривают формирование Уральской складчатой системы как внутриплатформенный геосинклиналный процесс. В пользу первой гипотезы говорит наличие картируемого по данных грави и магниторазведки фрагмента рифейской складчатой системы, которая простирается от Тимано - Печоры на юго-восток через Уральскую складчатую систему до Уват - Ханты -Мансийского срединного массива байкалид Западно Сибирской плиты. Сторонники второй концепции полагают, что Уральская складчатая система являлась зоной коллизии двух не связанных между собой тектонических плит, расположенных первоначально на значительном расстоянии друг от друга. Сторонники второй гипотезы, основываясь на данных палеомагнитных исследований, утверждают, что Сибирская плита была удалена от Русской плиты в раннем палеозое, а затем они сблизились, образуя в зоне столкновения в конце палеозоя Уральский орогенный пояс.

Общим положением обеих концепций является утверждение, что регион ЗападноСибирской плиты прошел несколько состояний регионального сжатия и растяжения. В триасе рифты Западной Сибири были центром спрединга (растяжения) земной коры, а затем в юрский период регион попадает в зону сжатия и начинает прогибаться, формируя Западно-Сибирский осадочный бассейн. Эти тектонические процессы оказали существенное влияние на формирование структур осадочного чехла Западно-Сибирской плиты.

Границы между структурными элементами мезозой - кайнозойского осадочного чехла Западно - Сибирской плиты четко не определены, однако, существует ряд закономерностей общих для всей территории плиты. Осадочные отложения периферии плиты менее мощные, чем отложения внутренней области, из-за выклинивания целых стратиграфических единиц. Внешний пояс плиты, как правило, моноклинальный и характеризуется отсутствием или слабым проявлением влияния структур фундамента. Эта закономерность влияет на формирование более мелких структурных элементов, многие из которых не замкнуты [25 - 26]. Внутренняя область осадочного чехла Западно -Сибирской плиты делится Колтогор - Уренгойским грабеном на западный и восточный блоки. Отложения мелового периода более мощные на западном блоке, чем на восточном, а отложения юрского периода являются более мощными на восточном блоке. Это свидетельствует о несинхронных подвижках обоих блоков и. соответственно, различных условиях осадконакопления на них.

Структуры восточного блока являются в значительной степени контролируемыми разрывными нарушениями, прослеживаемыми в фундаменте. Вертикальные амплитуды этих разломов обычно затухают в отложениях юрского и мелового возраста. Эти процессы и элементы геологического строения свидетельствуют о сложном характере разнонаправленных тектонических напряжений, возникающих на территории северной части Западно-Сибирской плиты.

Осадконакопление в юрский период и последующее геологическое время вплоть до неогена сопровождалось подвижками вдоль разломов рифтов триаса и других разломов, ограничивающих крупные тектонические элементы Западно - Сибирской плиты (см. рис. 1.6). что оказало существенное, а иногда решающее влияние на нефтегазоноеность геологического разреза и формирование месторождений нефти и газа.

Новейшая тектоника северной части Западно - Сибирской плиты. Субмеридиональная ориентация структур, унаследованная от триасового рифгогенного этапа, претерпела перестройку в связи с начавшимся в эоцене рифтообразованием в Арктическом бассейне [35]. С влиянием процесса спрединга в Арктике хорошо

увязываются данные о современной активности неотектонических движений на севере Западно - Сибирской плиты. Начало новейшего этапа рифтообразования в конце палеоцена - начале эоцена соответствует времени раскрытия пролива Фрама между Норвежско - Гренладским и Евразийским бассейнами.

50-0'Ё Бб-О'Ё 60*0'Е 85"0'Е 70"0'Е 75'0'Е 80°0'Е 85"0'Е 90"0Е 95Ч>'Е

Рис. 1.6. Основные разломы осадочного чехла Западно - Сибирской плиты (по А.Н. Алейникову и др.. 1980).

Комплексный детальный анализ геолого-геофизического материала [2] позволяет сделать вывод об интенсивной тектонической раздробленности земной коры в северной части Западно - Сибирской плиты. Согласно построенной по результатам этого анализа тектонической схемы, северная часть Колтогор - Уренгойского грабена имеет сложную конфигурацию (см. рис. 1.7). Совместный анализ тектонического строения и

нефтегазоностности показывает, что месторождения углеводородов на этой территории приурочены к межрифтовым, гипсометрически приподнятым блокам.

73"<У Е 74'0'Е 75"0'Е 76°0'Е 77"0'Е 76"0'Е 79°0'Е 80'0'Е 81'0'Е 82'0'Е 83'0'Е

73"0Е

74'0'Е

75-0'Е

76'0'Е

77»0'Е

78'0'Е 79'0'Е

80'0'Е

81°0'Е

Рис. 1.7. Схема тектонического строения грабен - рифтовых прогибов северной части территории Западно - Сибирской плиты (по Д.А.Астафьеву, В.А.Скоробогатову, A.M. Радчиковой, 2008)

Грабен - рифтовые прогибы: ПР - Парусовый, СЯБ - Северо-Ямбургский, БХ Большехетский, КР - Красноселькупский, СТЗ - Северо-Тазовский, ХД Хадырьяхинский, НП - Нижнепурский. Н'Г - Нерутинский, ИД - Надымский, XT Худуттейский, ПА - Пакупурский. ПЯ - ПякупурскиЙ, ВА - Верхнеаганский.

В пределах зоны поднятий, состоящей из системы мегавалов - СевероУренгойского, Уренгойского. Етыпурского и Айтульского, ограниченной с запада системой грабен - рифтовых прогибов - Нерутинским и Худуттейским; на востоке -Пякупурским, Хадырьяхинским и Нижнепурским; на севере - восточной частью Северо-Ямбургского мегавала. а на юге - северным торцом Колтогорского мегапрогиба, выявлены уникальные и крупные месторождения углеводородов: Уренгойское. Ен-Яхинское, Северо-Уренгойское, Юрхаровское. В непосредственной близости от гигантских месторождений по границам этой зоны также выявлены крупные месторождения: на восточном крае - Самбургское. Северо-Самбургское, Восточно-Уренгойское. на западном - Песцовое. Западно-Песцовое, на южном продолжении -Пырейное. Добровольское, Западно-Таркосалинское, Етыпурское и др. Аналогичные группировки уникальных, крупных, а по краям средних и мелких месторождений выявлены на территории ограниченной с запада Ямбургско-Медвежьим, Северным (Пурпейским) и Вэнгапурским, а с восточной стороны - Заполярным, Русско-Часельским, Харампурским мегавалами.

Внутри грабен - рифтовых прогибов также выделяются обособленные, как правило, менее крупные поднятия, такие как Юбилейное, Губкинское, а в пределах Большехетской впадины - Южно-Мессояхское. Пякяхинское и другие. Кроме того, внутри грабен -рифтовых прогибов и впадин выявлены отдельные поднятия меньшей амплитуды и размеров, с которыми также связаны залежи углеводородов. В результате изучения неотектонических структур северных частей Западно-Сибирской плиты структурно -геоморфологическим методом [22], установлено, что эти поднятия являются наложенными на мезозойский структурный план. Современное поле напряжений всей области характеризуется сдвиговым типом с пологими осями максимальных сжимающих напряжений, ориентированных субмеридионально и с минимальными субширотными сжимающими напряжениями. Такое поле напряжений вызвало формирование локальных структур ориентированных субширотно, в пределах меридионально - вытянутых ватов на севере Западно-Сибирской плиты.

По кровле регионально распространенной баженовской свиты в пределах северной части Западно - Сибирской плиты выделяются крупные морфотектонические районы: Надымский, 'Гаркосалинский, Пурский, Русско-Часельский, Толькинский и Болынехетский (рис. 1.8). На морфотекгонической карте кровли нижнего структурного яруса чехла видно, что в центральной и южной частях этой территории доминируют субмеридиональные структуры (исключение составляют изометричные структуры 11адымского района), а на севере - структуры приобретают субширотную ориентацию.

Рис. 1.8. Морфотектоиическая карта кровли нижнего структурного яруса чехла Западно-Сибирской плиты (Надым-Тазовское междуречье) (по Е.В.Дееву и С.В Зиновьеву, 1999).

1 - вершинные поверхности поднятий; 2 - днища впадин; 3 - наиболее крупные склоновые площадки (ступени); 4 - области малоамплитудных поднятий и впадин; 5 -склоновые зоны: а - высокоградиентные, б - средне- и низкоградиентные; 6 - границы морфотектонических районов: I - Надымский, II - Таркосалинский, III - Пурский, IV -Русско-Часельский, V - Толькинский. VI - Большехетский. Основные поднятия Надым-Тазовского междуречья: 1 - Ярудейская, 2 - Медвежья, 3 - Танловская, 4 -Нижнепурская, 5 - Пурпейская, 6 - Егы-Пуровская. 7 - Вынгапуровская, 8 - Тагринская. 9 - Заполярная. 10 - Часельская, 11 - Красноселькупская, 12 - Харампурская, 13 - Северо-Толькинская, 14 - Мессояхская, 15 - Ямбургская. 16 - Юрхаровская. 17 - Оликуминская, 18 - Песцовая.

К наиболее крупным разломам на этой территории Западно-Сибирской плиты относятся пояса разломов докембрийского заложения Вартовско-Пайхойский и Томско-Ямальский. К последнему отнесены ярко выраженные субмеридиональные разломы, ограничивающие Колтогорско - Уренгойский грабен. Субширотные разломы на севере района Тэйский и Полуйский, характеризующиеся прерывистостью в пространстве, контролируют резкое изменение мощности чехла и имеют сильную неотектоническую активизацию. По возрасту заложения и времени максимальной активизации разломы субмеридиональные относятся к палеозойским, субширотные и северо-восточные - к мезозойско - кайнозойским [11], при этом, разломы северо - восточной ориентации имеют сдвиговый тип и пересекают разломы остальных систем, вызывая их смещение в плане. Высокая активность неотектонических движений в неоген - четвертичное время соответствует установленному по геохимическим данным [16] палеоцен - четвертичного возрасту формирования газовых залежей на этой части территории Западно - Сибирской плиты.

Влияние структур горизонтального сдвига на формирование месторождений углеводородов Западной Сибири. В последние годы благодаря массовому внедрению трехмерной сейсморазведки получены принципиально новые данные о строении тектонических структур и связанных с ними залежей углеводородов на территории Западной Сибири |7, 8, 29|. Механизм концентрации углеводородов в геологических ловушках, преимущественно расположенных в непосредственной близости от зон трещиноватоети и формирования месторождений для условий севера Западно -Сибирской провинции, непосредственно связан с формированием и развитием структур горизонтального сдвига.

Результаты исследований свидетельствуют о региональном характере тектонических процессов, вызвавших проявление в осадочных бассейнах Западной Сибири горизонтальных сдвиговых деформаций. Со сдвигами фундамента предположительно связано образование зон разрывных нарушений в пределах Колтогорско - Уренгойского, Худуттейского и Худосейского грабенов. Кулисный характер строения молодых поднятий, валов и мставалов, осложняющих эти региональные структуры, свидетельствует о сдвиговой природе деформаций, вызвавших оживление палеорифтовых зон на новейшем этапе формирование осадочного чехла Западно - Сибирской плиты.

В пределах Западно - Сибирской плиты структуры горизонтального сдвига и связанные с ними зоны трещиноватости достоверно выявлены на региональных структурно - тектонических элементах: Етыпуровском, Вэнгапуровском, Харампурском,

Часельском валах и осложняющих их локальных поднятиях. Выраженные различной степенью контрастности, признаки проявления сдвигов фундамента в осадочном чехле установлены па Вынгапуровском, Вынгаяхинском и Ярайнерском месторождениях.

Рис. 1.9. Типичные примеры строения сдвиговых зон на Метельном (1), Северо-Харампурском (2), Западно-Комсомольском (3), Южно-Харампурском (4), Часельском (5) и Ярайнерском (6) месторождениях (Г.Н.Гогонеиков, А.И.Тимурзиев, 2007).

Основное направление развития тектонических нарушений горизонтального сдвига прослеживается от Еты-Пуровского и Вынгапуровского мегавалов по меридиану в сторону Губкинского, Тарасовских и Таркосалинских валов, проходит Уренгойский мегавал и па широте Ямбургского мегавала поворачивает на северо-запад в сторону Ямальского п-ва. Вероятно, что эти структуры осложняют Уренгойский, Ямбургский, Медвежий. Новопортовский, Южно-Ямальский, Нурминский, Бованенковско-Нурминский, Северо и Южно-Арктические и др. валы и своды, контролирующие гигантские газоконденсатные месторождения Западной Сибири [7 - 8]. В качестве примера, на рис. 1.9 и 1.10 приведены фрагменты карт и вертикальных сейсмических разрезов, показывающих типичное строение сдвиговых зон Западной Сибири по данным сейсморазведки. Эти рисунки демонстрируют главные отличительные признаки

проявления горизонтальных сдвигов фундамента во вторичных структурах осадочного чехла: в плане - это кулисное строение оиеряющих разломов, а в разрезе - тектонические дизъюнктивные структуры.

11СЯ 1*Ы г-цл ИЙ» ИМ 1КХ> lAtí

Рис. 1.10. Примеры строения сдвиговых зон на вертикальных сейсмических разрезах Еты-Пуровского месторождения (Гимурзиев А.И.. Гогоненков Г.П., 2007).

Таким образом, проведенный анализ нефтегазоносное™ Западно - Сибирской провинции и сопоставление ее с зонами распространения разрывных нарушений, образовавшихся в результате тектонических процессов, свидетельствует о том, что многочисленные залежи нефти и газа, выявленные в меловом и юрском продуктивных комплексах Северо-Комсомольского, Комсомольского, Барсуковского, Ету-Пуровского, Выигаяхинского, Вынгапуровского и др. месторождений северной части Западно -Сибирской плиты располагаются в пределах зон тектонической трещиновагости. Хорошая вертикальная проницаемость горных пород в пределах этих зон определяет распространение содержащих углеводороды потоков флюидов, а, следовательно, высокую плотность запасов, локализованных на прилегающих блоках.

Геологические модели формирования месторождений углеводородов. В основе разработанных в середине XX столетия методов нефтегазогеологического районирования и оценки нефтегазоносное™ недр лежат положения теории осадочно - миграционного происхождения нефти и формирования месторождений. Эта теория и основанные на ней методы оценки, предложенные И.М. Губкиным, И.О. Бродом и В.Е. Хаиным, опираются на концепции о нефтегазоносных осадочных бассейнах, нефтематеринских свитах и

очагах генерации углеводородов. Развитием этой теории на основе современных геотектонических коцепций явилось ее флюидодинамическое направление. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования предполагает возникновение в нефтегазоносных осадочных бассейнах зон разуплотнения, насыщенных флюидами, находящимися в условиях повышенного внутреннего давления, что приводит к созданию мощной флюидодинамической системы. Авторы этой модели [24] полагают, что углеводородные растворы, поднимаясь по трещинам и порам вверх по разрезу осадочных пород, пересекая пласты - коллектора с температурой и давлением ниже, чем в очагах генерации, насыщают их нефтью и газом. Если флюидодинамические системы существуют достаточно долго, то в них появляются очаги генерации, над которыми в пластах - коллекторах формируются несколько этажей размещения залежей углеводородов. В результате тектонических подвижек и изменения термобарических условий при миграции флюидов в верхнюю часть земной коры происходит их естественная сепарация с выделением легкоподвижной газовой фазы и жидких углеводородов. Процесс сепарации нефтяной и газовой составляющей из восходящих флюидных потоков детально рассмотрен в конденсационной модели [3] образования залежей нефти и газа.

Результатами исследований, выполненных в различных нефтегазовых бассейнах мира установлено [21. 13], что процесс образования месторождений в результате миграции флюидов протекает непрерывно и может происходить в короткие периоды геологического времени. В связи с этим, при прогнозировании пространственного размещения и стратиграфической приуроченности залежей углеводородов особую важность приобретает анализ степени активности новейших тектонических движений земной коры. Интенсивность этих движений можно оценить в результате анализа морфометрических аномалий рельефа (расчлененность рельефа, густота линеаментов, выделенных на космических снимках и пр.). На примере ряда нефтегазовых бассейнов различного строения, возраста и истории развития (Тимано-Печорская впадина, Русская платформа и Западно-Сибирская плита) установлено, что при увеличении активности движений (амплитуда, градиент амплитуд и градиент скорости) локализация запасов углеводородов возрастает на фоне общего расширения стратиграфического интервала (этажности) нефтегазоносности.

В основу предлагаемой методики оценки нефтегазоносности территории положены современные представления о принципах формирования месторождений нефти и газа получившие развитие на базе глубинно - фильтрационной модели образования и накопления углеводородов в земной коре [30]. Установлено, что тектоническая

активность в сочетании с экранирующими свойствами осадочного чехла и положением региональных флюидоупоров определяет пространственно - стратиграфическое распределение углеводородов в недрах. Детальный анализ связи нефтегазоносносности с активностью неотектонических движений свидетельствует о том, что месторождения нефти и газа, в основном приурочены к линейным зонам максимумов градиента амплитуд неотектонических движений, обычно связанными с зонами разломов. Таким образом, общими геологическими предпосылками выбора критериев оценки перспектив нефтегазоносности территории Западно Сибирской плиты, основанными на глубинно -фильтрационной модели формирования месторождений углеводородов, являются следующие особенности строения земной коры в этом регионе:

- повышенное залегание границы Мохоровича, на фоне ярко выраженного антиклинорного строения нижнекоровых сейсмических горизонтов;

- возбужденное состояние (разуплотненной и флюидонасыщенной) верхней мантии, проявляющееся в форме внедрения мантийных серпентинитовых астенолитов (офиолитовый диапиризм) и интенсивными процессами гранитизации (ультраметаморфизм) верхнекоровых образований;

- повышенная расслоенность геологического разреза и наличие слоя с пониженной скоростью продольных сейсмических волн (корового волновода);

- океанизация земной коры с полной редукцией гранитного слоя (эрозионный размыв сверху и гидротермальная переработка снизу) с формированием базальтовых окон;

- общее сокращение мощности земной коры, сопровождающееся разрастанием мощности осадочного чехла;

- наличие зон деструкции и разуплотнения земной коры (повышенная плотность и глубинность систем разломов);

- понижение плотности горных пород и скорости сейсмических волн, наличие контрастных аномалий потенциальных геофизических полей;

- повышенные значения градиентов амплитуд и скоростей новейших и современных тектонических движений;

- повышенный, преимущественно вертикальный, флюидный и тепловой поток.

Особое внимание при выборе критериев оценки перспектив нефтегазоносности

территории необходимо уделять выявлению систем трещин тектонического происхождения, образующих проницаемую среду и формирующих потоки насыщенных углеводородами флюидов. Реализация процесса формирования залежей углеводородов и его интенсивность зависят от конкретной геодинамической обстановки в регионе.

1.3. Обоснование методологии выбора сотава данных геофизических исследований и дистанционного зондирования Земли для оценки нефтегазоносноети территории.

Применение поисковых технологий на основе глубинно - фильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления основано на изучении изменения физических свойств горных пород, связанных с последствиями вторжения в верхнюю часть земной коры восходящих флюидных потоков [30]. В результате ранее выполненных исследований установлен характер связи зон повышенной проницаемости земной коры для флюидов и тепловых потоков, образование которых обусловлено разуплотнением вещества земной коры и связано с активностью новейших тектонических движений. Эти процессы, обусловленные перемещением подкоровых и внутрикоровых масс горных пород, находят свое отражение в результатах морфометрических измерений в виде изменения отметок и уклонов земной поверхности, фундамента и промежуточных структурных границ геологического разреза. Наличие указанных связей позволяет использовать их в практике поисковых работ на нефть и газ для прогнозирования зон нефтегазонакопления и единичных залежей [28].

Потенциальные геофизические поля. Проблеме использования методов потенциальных геофизических полей для решения задачи тектонического районирования осадочных бассейнов и связанной с ней оценкой нефтегазоносноети территорий посвящены ряд разработок, выполненных в последние годы. В магнитном поле отображается до 85 % нефтегазовых месторождений, которым отвечает слабое (от единиц до первых десятков нТл) понижение напряженности поля АТ [37]. Такие понижения объясняются следующими факторами: 1) диамагнитными свойствами углеводородов, сконцентрированных, как правило, в центральной части месторождения, 2) увеличением намагниченности породы - коллектора (благодаря увеличению содержания гематита и магнетита) от центра структуры к крыльям, 3) изменением направления вектора намагниченности с горизонтального в своде залежи на вертикальное - в крыльях, 4) редукции гидратов окислов железа и гематита при взаимодействии с углеводородами в результате которой может образоваться магнетит [4].

Процессы формирования залежей углеводородов оказывают влияние на гравитационное поле Земли. Максимумы гравитационного поля могут появиться над залежью на контакте углеводородов с породами, покрывающими залежь и подпирающими пластовыми водами, в зоне непосредственно окружающей залежь. Под действием происходящих здесь физико-химических и биохимических процессов происходит образование кальцита, кварца, пирита и других минералов. Выпадая в осадок, они цементируют породы, увеличивают их плотность и уменьшают пористость. Наиболее

интенсивно вторичные преобразования происходят в подошве залежи, что связано с активной жизнедеятельностью сульфат - редуцирущих микроорганизмов на контакте пластовых вод и углеводородов (запечатывающий слой). Преобразование горных пород также определяется взаимодействием пород с углеводородными газами, диффузионно проникающими из залежи [5].

Основными каналами восходящей диффузионной миграции флюидов являются кольцевые субвертикальные участки максимальных касательных напряжений - зоны деструкции пород. Преобразования пород в области газовых «ореолов вторжения» аналогичны рассмотренным преобразованиям нефтенасыщенных флюидов. Основные отличия заключаются в том, что процессы преобразования пород происходят с меньшими концентрациями углеводородов и, главным образом, с наиболее легким углеводородом -метаном [37].

Общие закономерности и взаимосвязь региональных геологических структур и потенциальных геофизических полей можно установить с достаточной надежностью. Например, в результате выполненных исследований установлено [20], что сочетание положительных значений региональных составляющих гравитационного и магнитного полей в условиях западной части Прикаспийской впадины соответствует приподнятым участкам фундамента и унаследованных поднятий терригенно - карбонатного комплекса осадочного чехла, характеризующихся, как правило, повышенной плотностью и намагниченностью. Сочетания положительных значений локальной составляющей гравитационного и отрицательных значений локальной составляющей магнитного поля в этом регионе соответствует участкам распространения плотных и немагнитных карбонатных пород, например, органогенным постройкам, обычно развивающимся на склонах палеоподнятий. В магнитном поле этим участкам соответствуют локальные зоны максимумов, которым в гравитационном поле отвечают локальные повышения значений силы тяжести.

Результаты изучения геофизических полей Западно-Сибирской плиты свидетельствуют о том, что морфологические черты и структура гравитационного поля этого региона обусловлены, в основном, литологической неоднородностью доюрского основания плиты, характером ее рельефа и наличием плотностной неоднородности вертикального геологического разреза. Крупным положительным геологическим структурам фундамента Западно-Сибирской плиты соответствуют, отрицательные аномалии гравитационного поля, а структурам синклинорного типа - положительные аномалии. Это связано с залеганием в ядрах антиклинориев крупных гранитоидных массивов, имеющих низкую плотность. Следует отметить, что часть объектов,

формирующих интенсивные магнитные аномалии в Западной Сибири, не находит отражения в гравитационном поле. Результаты сейсморазведки свидетельствуют, что магнитные аномалии чаще всего совпадают с наиболее погруженными частями фундамента. Соотношения потенциальных полей такого типа характерны для областей палеопрогибов в зонах развития пород вулканогенно - осадочного комплекса с магматическими образованиями преимущественно основного состава. Положительным структурам второго порядка, например, Вэнгаяхинский, Варьеганский и Ноябрьский валы, Вэнгапурское и Пякупурское поднятия, соответствуют отрицательные аномалии в гравитационном и магнитном поле. В пределах Етыяхской аномальной зоны, например, Ярайнерскому куполовидному поднятию соответствуют слабые отрицательные локальные аномалии гравитационного и магнитного полей, а Еты-Пуровскому валу знакопеременное поле (см. рис. 1.8). Аналогичная картина наблюдается в пределах Тагринского вала и Западно - Ярайнерской котловины, хотя южная часть последней характеризуется положительными аномалиями потенциальных полей.

Таким образом, в зонах проникновения и образования очагов разгрузки глубинных флюидов, включая очаги образования углеводородов, происходит гидротермальное породообразование и метасоматоз, дислокационный и гидрохимический эпигенез пород. Отображение зон разуплотнения в гравитационном поле отрицательными аномалиями силы тяжести объясняется возникновением «дефекта» плотности горных пород. Этот эффект усиливается насыщением разуплотненных объемов пород облегченными мантийными дифференциатами за счет глубинной дегазации Земли. Вертикальная фильтрация углеводородов и сопутствующих им компонентов в составе флюидных потоков приводит к формированию мощных вертикальных зон эпигенетических минеральных новообразований (региональный термальный метасоматоз), в пределах которых происходит перераспределение породообразующих минералов и изменение магнитных свойств пород. Этим зонам присущ неравномерный характер распределения магнитоактивной минерализации за счет выноса из фильтрующих колонн и переотложения во вмещающие породы магнитоактивных минералов, который зачастую создает сложную морфологию поля, сопровождаемую понижением амплитуды магнитных аномалий. Это понижение, как правило, обусловлено процессами замещения магнитоактивных минералов - немагнитными, отражается уменьшением амплитуды магнитных аномалий и является косвенным индикатором нефтегазонасыщенности пород.

Дополнительным фактором, вносящим неоднозначность в интерпретацию потенциальных полей, служит региональная сдвиговая тектоника позднегерцинского периода, вызвавшая смещения по латерали близких по геологическому строению блоков

фундамента. Все эти геологические явления и процессы, отраженные в потенциальных геофизических полях, можно использовать при решении задач нефтегазогеологического районирования и оценки перспективности территорий Западно - Сибирской плиты на наличие месторождений нефти и газа.

Данные дистанционного зондирования Земли. В настоящее время, все большее внимание уделяется развитию методов прогноза нефтегазоносности и поисков ловушек углеводородов на основе дистанционного зондирования Земли из космоса. Разрывные нарушения на космических снимках могут быть обнаружены в виде аномальных зон. По протяженности аномальные зоны и связанные с ними линеаменты подразделяются на трансконтинентальные, трансрегиональные, региональные и локальные [15]. Аномальные зоны и линеаменты первых двух классов хорошо изучены космическими методами. Положение этих зон согласуется с планетарной трещиноватостью, обусловленной ротационными напряжениями оболочки Земли. Большой вклад в развитие представлений о блоковом строении участков земной коры и связанных с ними тектонических движений, внесло изучение кольцевых структур. На космических снимках эти структуры выражаются в виде замкнутых систем концентрических и дуговых элементов ландшафта. С тектоническими движениями сдвигового типа связаны ротационные и некоторые другие эндогенные структуры, изучение которых дает дополнительную информацию о современных тектонических процессах и нефтегазоносности территорий [14].

Физической основой методов поисков месторождений углеводородов из космоса является тот факт, что разрывные нарушения и связанные с ними зоны трещиноватости горных пород верхней части геологического разреза проявляются на земной поверхности ландшафтными аномалиями. Появление на фоне преобладающего ландшафта аномальных участков, связанных с разрывными нарушениями, объясняется транзитными флюидопотоками, дроблением и эпигенетическими изменениями горных пород в зонах разломов. Эти изменения приводят к выходу на дневную поверхность в аномально-проницаемых зонах тепловых, флюидных и газовых потоков, что предопределяет соответствующие изменения почвенно - растительного покрова, гидрографии и др. элементов ландшафта, следовательно, меняется характер отражения от поверхности Земли солнечной радиации в различных спектральных диапазонах. Четкость проявления на космических снимках и ширина линейных аномальных зон обычно зависят от глубины заложения разлома и его активности. Достоверность и детальность выделения на космических снимках аномальных зон существенно зависит от географических и ландшафтно - климатических особенностей района. Если аномальные зоны, связанные с разрывными нарушениями в горно-складчатых областях, где на дневную поверхность

выходят консолидированные породы, имеют линейный, четко выраженных характер, то в пределах платформенных равнин, особенно в условиях заболоченной местности Западной Сибири, эти аномалии имеют неявные расплывчатые границы, что существенно ограничивает применение космических методов в этом регионе для целей геологоразведки без комплексирования с другими геолого - геофизическими методами.

Выводы:

1) Установленные в результате ранее выполненных исследований зависимости между характеристиками потенциальных геофизических полей, ландшафта, рельефа и особенностями тектонического строения и нефтегазоносностью территории Западной Сибири не являются прямыми и однозначными, что затрудняет их использование в качестве самостоятельных поисковых признаков для тектонического районирования и поисков месторождений нефти и газа.

2) Необходимые сведения о физике процессов, происходящих при формировании месторождений нефти и газа в условиях севера Западно - Сибирской плиты предоставляет глубинно - фильтрационная модель формирования месторождений углеводородов, которая позволяет обоснованно выбрать состав исходных данных для комплексного анализа на основе методов классификации и определить критерии оценки нефтегазоносности территории.

3) Совершенствование методики комплексного анализа данных геофизических и дистанционных исследований на основе новых методов расчета комплекса поисковых признаков в среде геоинформационных систем позволит повысить достоверность построения карт тектонического районирования и оценки нефтегазоносности территории.

2. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИИ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ДИСТАНЦИОННОГО ЗОНДИРОВАНИЯ ЗЕМЛИ

Во второй главе содержится описание методики обработки и анализа геолого -геофизической, космической и топогеодезической информации на основе математических методов классификации растровых изображений с целью получения новых сведений о нефтегазоносности и тектоническом строении территории.

2.1. Применение комплексного анализа на основе методов классификации растровых изображений для оценки нефтегазоносности территории.

Разработанная методика комплексного анализа данных геофизических и дистанционных исследований основана на методах классификации изображений, широко применяемых при дешифрировании данных аэрокосмической съемки поверхности Земли. В процессе классификации рассчитываются сигнатуры пикселов растровых изображений (элементарных участков) изучаемой территории. Понятие сигнатуры используется в методах классификации для описания характеризующих объект набора признаков (атрибутов), применяемых в теории распознавания образов для анализа и обобщения свойств этого объектов.

Элементарным объектом классификации в геоинформационной системе является участок территории, соответствующий пикселу растрового изображения. Каждому элементарному участку соответствует набор геофизических, оптических и пр. параметров, зарегистрированных на его территории различными методами исследований. Набор таких параметров размещается в атрибутивной таблице. Размеры пиксела зависят от разрешенности растрового изображения, которая, в свою очередь, определяется детальностью (масштабом) проведенных на изучаемой территории исследований.

Таким образом, сигнатура каждого пиксела растрового изображения описывается набором параметров анализируемых геофизических полей, морфометрических характеристик рельефа и отражающих свойств ландшафта дневной поверхности. Пикселы растрового изображения, для которых эти параметры близки или совпадают, объединяются в классы тематического растрового изображения. Для описания сигнатуры класса используются статистические характеристики сигнатур каждого из входящих в его состав пикселов.

Наглядное представление о методах расчета поисковых признаков при оценке нефтегазоносности территории дает понятие многомерного Пространства Признаков. На координатных осях этого пространства, откладываются значения анализируемых

параметров: интенсивность отражений от поверхности земли в различных спектральных диапазонах, значения (или градиенты) потенциальных геофизических полей, превышения (или наклон) рельефа земной поверхности, плотность речной сети и т.п. Размерность пространства зависит от количества анализируемых параметров.

Многомерная дискретная Функция Распределения Вероятности, определенная в Пространстве Признаков, принимает в каждой точке этого пространства значения равные количеству участков (пикселов растрового изображения) изучаемой территории, в которых зарегистрированы соответствующие координатам этой точки значения параметров. Таким образом, каждой точке Пространства Признаков может соответствовать один или некоторое подмножество элементарных участков на изучаемой территории, имеющих одинаковые (с учетом погрешности дискретизации) геофизические, оптические спектральные или иные свойства.

Участки с доказанной промышленной нефтегазоносностью или наличием в их пределах зоны трещиноватости могут быть выбраны в качестве эталонных объектов, параметры которых используются при проведении комплексного анализа на основе

г

методов эталонной классификации. Выделив на изучаемой территории участок, на котором уже выявлены промышленные запасы углеводородов (или зоны тектонической трещиноватости), можно рассчитать сигнатуру соответствующей ему локальной области в пространстве признаков и определить её параметры.

Сигнатура эталонного объекта описывается его центральным вектором Х1э и матрицей ковариации Cov[u3] Координаты центрального вектора эталонного участка

равны математическим ожиданиям £/эг=/Л- значений анализируемых параметров,

зарегистрированных в пределах этого участка (или участков) этого объекта. Элементами

2

матрицы ковариации Cov[u3] =(У у являются коэффициенты вариации значений

анализируемых параметров, зарегистрированные в пределах эталонного участка [12].

Попадание сигнатуры любого элементарного участка изучаемой территории в локальную область эталонного объекта дает основание предположить (в зависимости от типа объекта) наличие на этом участке зон разрывных нарушений или нефтегазоносности.

Вероятность принадлежности элементарного участка (параметры которого описываются вектором U;) к локальной области эталонного участка оценивается в методе классификации «Максимального правдоподобия» (Maximum Likelihood) с помощью дискриминантной функции (1):

Dml= [1п(Уэо) - 0.5xln( | Cov [u3] |)] - [0.5x(Ui- U3)rxCov [uJ^Ui- U,)], (1)

где Dml - дискриминантная функция в методе классификации Maximum Likelihood,

V3o ~ априорный процент вероятности принадлежности к эталонному классу (задается при наличии нескольких эталонов, по умолчанию равен 1),

| Cov [иэ] | - детерминант матрицы ковариации,

(U, - U3)r - транспонированный вектор разности текущего вектора и центрального вектора эталонного участка,

Cov [u3] -обратная матрица ковариации эталонного участка,

Еще одним методом классификации, реализованных в геоинформационных системах является «Расстояние Махаланобиса» (Mahalanobis Distance). Дискриминантная

функция Dmd в этом методе, является упрощенным вариантом функции Dml и

рассчитывается по формуле (2):

Dmd- (U, - U/xCov [u3] lx(Ui - U3) (2)

Использование методов «Максимального правдоподобия» или «Расстояния Махаланобиса» обоснованно и дает хороший результат, если многомерные функции распределения вероятности значений параметров, для эталонных участков, унимодальны и имеют нормальное распределение. В противном случае, целесообразно использовать другие более простые методы классификации, например, Минимального расстояния (Minimum Distance) или Параллелепипеда (Parallelepiped) [12].

В отечественных геоинформационных системах и программных комплексах, кроме вышеперечисленных методов применяются методы Дискриминантного анализа, К-средних, Голотипные методы, Нейронныхе сетей, Общего расстояния, Динамических сгущений и Классификации по Петрову [17]

Оценка перспективности территории на нефть и газ выполняется на основе использования тематических изображений, построенных методами эталонной классификации. Комплексный анализ методами эталонной классификации основан на расчете поисковых признаков на участках эталонных объектов по данным геофизических и дистанционных исследований. Уточнение поисковых признаков происходит в результате корректировки границ участков эталонных объектов.

Для корректировки границ участков и расчета сигнатур эталонных объектов применяются тематические изображения, построенные методами автономной

(неконтролируемой) классификации. По результатам автономной классификации территория делится на классы - участки тематического изображения с одинаковыми (или близкими по значениям) параметрами. Каждому из классов соответствует сигнатура описывающая набор параметров анализируемых геофизических полей и космических снимков.

Таким образом, комплексный анализ с целью поисков участков территории, для которых геофизические, морфометроческие и др. анализируемые параметры соответствуют или близки параметрам эталонных объектов, выполняется на основе методов эталонной классификации. Методы автономной классификации используются для уточнения критериев выполнения анализа методами эталонной классификации на основе корректировки поисковых признаков, рассчитанных на участках эталонных объектов.

Мерой близости параметров текущего пиксела (элементарного участка) и параметров класса, к которому он принадлежит, является расстояние в Пространстве Признаков между точкой, соответствующей пикселу и центральным вектором локальной области класса. Это расстояние используется для расчета значения функции вероятности, определенной в пространстве признаков.

Расчет значения функции вероятности выполняется на основе данных, хранящихся в сигнатуре эталонного объекта. Значение функции вероятности равно 1 (100 %), если вектор элементарного объекта (сигнатура пиксела) совпадает с центральным вектором эталонного объекта, координатами которого являются математические ожидания значений анализируемых параметров элементарных участков, входящих в состав этого эталонного объекта. Если вектор элементарного объекта находится за пределами локальных областей всех эталонных участков - вероятность прогноза равна нулю.

Результатом комплексного анализа являются построенные в среде геоинформационных систем тематические изображения (карты) двух типов. Параметром изображений первого типа являются номер эталонного объекта, к которому относится каждый их участков территории. Параметром изображений второго типа является значение вероятности, с которой участки тематического изображения, относятся к определенному эталонному объекту. Эти тематические изображения совместно с другими геолого - геофизическими данными используются затем в составе объемных моделей для определения положения зон трещиноватости и оценки нефтегазоносности территории. Какая из геологических задач решается методом комплексного анализа завистит от типа эталонного объекта.

2.2. Особенности подготовки исходных данных в среде геоннформационных систем для проведения комплексного анализа на основе методов классификации.

В качестве исходной информации для выполнения комплексного анализа на основе методов классификации используются данные космической и геофизической съёмки, дополненные результатами обработки сведений о рельефе и гидрографии исследуемой территории. Перечень исходной информации может быть дополнен любыми другими данными, содержащими сведения о нефтегазоносности или тектоническом строении территории (сейсмическими, геохимическими и пр.), представленными в виде растров в формате, в котором каждому элементарному участку территории должен соответствовать пиксел растрового изображения, имеющий в качестве атрибутов один или несколько анализируемых параметров.

Рис. 2.1. Пример расчета растрового изображения гравитационного поля (а)

и его горизонтальной производной (б).

Исходные данные нуждаются в предварительной обработке и подготовке для проведения анализа методами классификации. В этой главе рассматриваются некоторые наиболее важные методические ириемы обработки информации средствами геоинформационных систем Erdas Imagine и ArcGIS при подготовке исходных данных для анализа методами классификации.

Обработка потенциальных геофизических полей. Предварительная обработка результатов гравиметрической и магнитометрической съемки выполняется, как правило, в специализированных системах и программных комплексах [6, 17 - 19, 36]. Затем, результаты обработки конвертируются в форматы геоинформационных систем и используются для выполнения комплексного анализа.

Обработка фондовой геофизической информации хранящейся, как правило, в виде карт на бумажных носителях, включает следующие дополнительные этапы: векторизацию изолиний карт, расчет растровых изображений геофизических полей одним из методов интерполяции, сшивку изображений, полученных для различных листов карт, преобразование в единую с космическими снимками координатную систему, расчет горизонтальных производных (или др. траисформант) геофизических полей. Примеры расчета растровых изображений гравитационного и магнитного полей и их горизонтальных производных приведены на рис. 2.1. и 2.2.

а)

1

б)

Рис. 2.2. Пример расчета растрового изображения магнитного поля (а) и его горизонтальной производной (б).

Повышение пространственной разрешенности космического снимка. Выполнение анализа изображений на основе классификации предполагает одинаковую пространственную разрешенность и идентичную географическую привязку исходных растровых изображений. При подготовке к анализу космических снимков, полученных с различной пространственной разрешенностью (например, сканер ЕТМ+ Landsat 7 регистрирует изображения с разрешением 15 м., 30 м. и 60 м.) в нескольких спектральных диапазонах или с помощью различных регистрирующих систем, установленных на космических аппаратах, требуется предварительное приведение этих изображений к единой пространственной разрешенности.

Повысить пространственную разрешенность изображений, например, в системе Erdas Imagine можно тремя методами: Multiplicative, Principal Components и Brovey Transform. Пример повышения пространственной разрешенности исходного изображения

методом Principal Components изображен на рис. 2.3. Съемка выполнялась с помощью космического аппарата Landsat 7. Первоначальная разрешенность (30 м.) изображений участка Вынгаяхинского месторождения (см. рис. 2.3 а), зарегистрированных каналами 15 и 7 была повышена до 15 м. (см. рис. 2.3 б) на основе использования изображения, зарегистрированного широкополосным восьмым каналом.

Рис. 2.3. Результат повышения пространственной разрешенное™ космического снимка

участка Вынгаяхинского месторождения: а) исходный, б) обработанный.

Повышение пространственной разрешенное™ любым из вышеперечисленных методов вносит искажения в спектральные характеристики результирующего изображения, которые не всегда удается устранить средствами системы Erdas Imagine. Это ограничивает возможность применения подобных процедур обработки до проведения спектрального анализа изображений.

Спектральный анализ изображений ландшафта земной поверхности. Процедуры спектрального анализа космических снимков применяются для выделения на изображениях ландшафта дневной поверхности Земли аномальных зон, связанных с трещиноватостью или нефтегазоносностью подстилающих горных пород. Оценить выразительность прослеживания, например, разрывных нарушений па космических снимках, подобрать для выполнения классификации оптимальный состав изображений, зарегистрированных в различных спектральных диапазонах, можно с помощью процедур

спектрального анализа. Спектральный анализ выполняется в системе Erdas Imagine с помощью Рабочей Станции Спектрального Анализа (Spectral Analysis Workstation), окно управления которой изображено на рис. 2.4.

Чл Atmosphere Adyistmcrtt Tool

■ -

Method; |En-<wical Line

"3

и ActinoBeHS116.3B

г!

И

И ActinoSte HS315 48 Kl Actintfte NMNHS0714

И AdinoaeNMWWWaS И Adutera GDS57 Orthodase @ Albie GDS30 74-250um fr @ Albie HS324.38 И Albie HS66.38 О Allefiite HS293.38 та Alinandine HS114.3B {g) MmscdreWSW Kg| Almandine WS476 K/?l Almandrte WS477 gj Alman«reWS47S Alman<ineWS479 Щ Alunite G0SS4 N&03 J

fx ©Id^lAizlJilM

Band:

I® 3

Slope: рШшГ

Intaeept ¡0530967

StdEnoc ¡0,392522

MeanEnot: ¡0.188744

Ш

JSlxl

Use Load.. |

Savefe... |

Speclium PM lot Sample #3

\ -- — —Sample 1 —Reference |

V~>' ~ " '——-_

——-

OK

D.483 0 382 1,483 1.933

Wavelength [microrne*«$i

Cancel |

Help

Рис. 2.4. Корректировка космических снимков за атмосферные условия с помощью Spectral Analysis Workstation.

Для выполнения спектрального анализа формируется проект, в состав которого включают космические снимки и вспомогательные изображения территории, необходимые для настройки параметров спектрального анализа. При выполнении анализа, спектральные характеристики изучаемых объектов на дневной поверхности может существенно исказить изменение атмосферных условий из-за перемены погода или положения солнца. Эти изменения маскируют реальные спектральные особенности объектов и затрудняют совместное использование изображений, полученных в различное время суток или с помощью различных сенсоров.

Корректировка с помощью инструментов Spectral Analysis Workstation позволяет устранить такие помехи. Внести поправки, например, за атмосферные помехи можно с помощью инструмента Atmospheric Adjustment Tool. Поправки можно рассчитать с помощью сигнатур, по выбранным участкам корректируемых изображений. Пример

расчета сигнатур ооъектов для внесения поправок и последующего спектрального анализа показан на рис 2.5.

I it ,рссl.mp: Spectrât Лп.-tym Woikstation

Re ЕЛ Véw rteb

& H | 4 © r> ci Г 'b ifQ |i Ш □ ¡а ь:

] m

Wavsleogrh [rKfWxlefil

Б«

42.66 N 77« 29.78 E(UlWfWG5W)

Рис. 2.5. Пример расчета сигнатур объектов для выполнения спектрального анализа.

Спектральный анализ в режиме целевого выделения (Target Detection) выполняется в системе Erdas Imagine методами: Orthogonal Subspace Projection (OSP), Spectral Angle Mapper (SAM), Spectral Correlation Mapper (SCM) и Constrained Energy Minimization (СЕМ). Контуры объектов, необходимые для построения сигнатур эталонных участков на которых выделены разрывные нарушения, выбираются с использованием геологических, тектонических или других тематических карт, включенных в состав проекта в качестве вспомогательной информации. Спектральные характеристики выбранных объектов рассчитываются автоматически, непосредственно после задания положения этих объектов, и размещаются на графиках Spectrum Plot, расположенных в нижней части окна Рабочей Станции Спектрального Анализа.

Задание параметров методов расчета в режиме Target Detection происходит с помощью окна Target Detection Options, изображенного в левой части рис. 2.6. Спектральные характеристики целевого объекта в режиме Target Detection задаются в

результате выбора сигнатур на панели Toggel Materials List. Сигнатуры выделяемых объектов могут быть рассчитаны после задания положения объектов, либо выбраны из библиотек, созданных пользователем.

.101 X

»■ в ¡ГЧ э н 4 г ъ ¡Гаа is D3L

1.183

Wavelanfilh Irwoirolefi)

Рис. 2.6. Пример выделения методом Constrained Energy Minimization аномалий, связанных с группой разрывных нарушений.

Спектральный анализ в режиме целевого выделения методом Constrained Energy-Minimization предназначен для выделения объектов имеющих известные спектральные характеристики. Метод имеет высокую разрешающую способность и используется при выделении небольших объектов со слабым сигналом на уровне значительных шумов. Спектральный анализ может выполняться для выделения нескольких объектов, сигнатуры которых помещены в одну папку на панели Toggel Materials List. Количество слоев в результирующем изображении соответствует количеству используемых сигнатур объектов. Сигнатуры подавляемых помех, при выполнении спектрального анализа, могут рассчитываться автоматически или выбираться в окне Select background spectrum после задания опции Known background.

РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА

41 ----

Пример выделения методом Orthogonal Subspace Projection аномалии, связанной с предполагаемым разрывным нарушением, положение которого известно, представлено на рис. 2.7. Сигнатуры помех (спектральные характеристики изображений участков вырубленного кустарника, гарей и пр.) выбраны из стандартной библиотеки системы Erdas Imagine.

г* g« ¿W. H*.

& и |f\ © fj ¿ г ъ i Г"а ш m □ j<a ь?

Рис, 2.7. Пример выделения методом Orthogonal Subspace Projection аномалии, связанной с предполагаемым разрывным нарушением.

Таким образом, если связанные с разрывными нарушениями зоны трещиноватости прослеживаются на дневной поверхности в виде линейных или площадных ландшафтных аномалий, методами спектрального анализа можно выявить эти аномалии, проследить их положение на дневной поверхности и создать изображения изучаемой территории, на которых эти аномалии будут выражены более ясно и четко, чем на исходных космических снимках.

Полученные в результате спектрального анализа изображения ландшафта дневной поверхности используются в дальнейшем при проведении комплексного анализа на основе методов классификации.

Расчет плотности линеаментов. Выделение на космическом снимке линеаментов и расчет их плотности целесообразно выполнять после применения метода анализа главных компонент мультиспектрального изображения поверхности Земли. Анализ главных компонент мультиспектрального изображения выполняется с помощью инструмента Principal Components Analysis геоинформационной системы ArcGIS. Этот инструмент используется для преобразования мультиспектрального изображения в несколько самостоятельных изображений, объединенных в многослойный растр, окно управления параметрами изображено на рис 2.8.

■ш

* principal Components

m

ж

Jsi*

Input raster bands

zl

с? Плотность линеаментов космоснимка\Космоснимок 1-3 каналы & Плотность линеаментов космоснимка\Космоснимок 4. 5, 7 каналы

+]

jj

Output rnultlband raster

I C:\ArcGIS_data\GeoModel_EtyPurJinal_C\RISUNKI\SpaceJin\princip | Number of Principal components (optional)__

6

Output data file (optional)

lparam.TXT

OK j Cancel | Environments... | Show Help » |

Рис. 2.8. Пример расчета главной компоненты мультиспектрального изображения поверхности Земли.

Преобразование выполняется в результате пересчета изображений из исходного многомерного пространства, проекциями на координатные плоскости которого являются изображения поверхности Земли, зарегистрированные в различных спектральных диапазонах. Исходные изображения пересчитываются в новое многомерное пространство, координатные оси которого повернуты таким образом, чтобы в новой системе координат изображения поверхности Земли, имели минимальную корреляцию между собой.

Последствием такого преобразования является повышение разрешенное™ изображения и разделение однородных (по отражательной способности) объектов по разным слоям в новой системе координат. Полученная в результате расчетов первая главная компонента исходного изображения будет иметь наибольшую дисперсию, вторая - следующую по величине дисперсию, не описанную первой и так далее. Обычно, первые три компоненты результирующего многослойного растра, содержат до 95% отраженной энергии объектов исходного мудьтиспектралького изображения.

i v . . I ' Kernel Density

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Шумейкин, Алексей Сергеевич

Основные результаты научных исследований, представленные в настоящей работе, опубликованы [31] и неоднократно докладывались автором на конференциях [32-33, 3740].

Результаты исследований, представленные в настоящей работе вошли в виде самостоятельных разделов в отчеты, выполненные ОАО «ЦГЭ» по договорам с ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (бывш. «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз»), ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча шельф», ОАО «НК Роснефть», ОАО «ТНК-ВР».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований:

1. Проведен анализ результатов предыдущих работ по обоснованию методологии оценки нефтегазоносности северной части территории Западной Сибири на основе комплексного анализа данных наземных и космических исследований. На основе результатов анализа обоснована система принципов и подходов к решению задачи выбора критериев оценки нефтегазоносности. В качестве геологической основы методологии оценки нефтегазоносности выбрана глубинно - фильтрационная модель формирования месторождений.

2. Разработана методика оценки перспектив нефтегазоносности территории основанная на расчете поисковых признаков по результатам совместного анализа: тематических изображений, построенных методом автономной классификации, данных сейсмогеологического моделирования и другой геолого - геофизической информации в среде геоинформационных систем.

3. В качестве поисковых признаков для оценки нефтегазоносности территории и прогноза положения зон трещиноватости выбраны параметры геофизических полей, космических снимков, топографических карт и их трансформант, рассчитанные на эталонных участках и хранящиеся в сигнатурах эталонных объектов. Рассчитанные для эталонного участка с доказанной нефтегазоносностью поисковые признаки не являются универсальными, а могут использоваться только при оценке нефтегазоносности территории, на которой расположен этот участок, либо на территориях со сходными геологическими условиями.

4. Для повышения достоверности и качества оценки предложены и опробованы на реальных материалах различные приемы обработки информации в среде геоинформационных систем и подготовки данных для проведения комплексного анализа. Обоснованы связи построенных в результате анализа тематических карт (изображений) с зонами тектонической трещиноватости и залежами углеводородов, выделенных по результатам обработки данных объемной сейсморазведки и построения сейсмогеологических моделей. Сопоставление и анализ выполнялись на основе использования объемной модели, сформированной в среде геоинформационной системы ArcGIS.

5. Созданная методика опробована на участках территории Надым - Пурской и Пур - Тазовской НГО, расположенных в северной части Западно Сибирской плиты. Результаты опробования показали высокую достоверность оценки нефтегазоносности территории этих участков. По результатам оценки были подготовлены рекомендации недропользователям по постановке геологоразведочных работ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шумейкин, Алексей Сергеевич, 2012 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Аплонов C.B. Новая геодинамическая модель Баренцево-Карского шельфа и прилегающей суши / С.В.Аплонов, Г.Б.Шмелев // Докл. РАН. - Т. 351. - 1996.

2. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А., Радчикова A.M. Грабен - рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2008. - № 4. - С. 2-8.

3. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и газа, М.: Изд-во Наука, 2008. - 248 с.

4. Безукладнов В.А., Мавричев В.Г. Выявление аномалий типа "залежь" по магнитному полю. // Геология нефти и газа, 1997, №7, с.39-51.

5. Витвицкий О.В. Локальный прогноз нефтегазоносности по данным высокоточной гравиразведки // Прикладная геофизика. М., 1990. Вып. 123. С. 107-118.

6. Галуев В.И., Каплан С.А., Никитин A.A. Технология создания физико-геологических моделей земной коры по региональным профилям на основе геоинформационных систем, под ред. проф., д.т.н. E.H. Черемисиной. - М.: ГНЦ РФ ВНИИгеосистем, 2009. - 236 с.

7. Гогоненков Г.Н., Кашик А.С, Тимурзиев А.И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири. // Геология нефти и газа, 2007, №3. С.3-11.

8. Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И. Сдвиговые деформации в чехле ЗападноСибирской плиты и их роль при разведке и разработке месторождений нефти и газа. // Геология и геофизика, 2010, № 3. С. 384-400.

9. Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И., Эльманович С.С., Плахов A.C., Филиппович Ю.В. Количественные оценки систем сдвиговых дислокаций в Западной Сибири. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. № 3. С. 4-10.

10. Гридин В.И., Дмитриевский А.Н. Системно - аэрокосмическое изучение нефтегазоносных территорий. М.: Наука, 1994. 285 с.

11. Деев Е.В., Зиновьев C.B. Морфотектоника кровли нижнего структурного яруса чехла Западно-Сибирской плиты в Надым - Тазовском междуречье // Геология нефти и газа. 1999. № 7-8. С. 2-9.

12. Девис Ш.М., Свейн Ф.Х. Дистанционное зондирование: Количественный подход. М.: Недра - 1983. 415 с.

13. Дмитриевский А.Н., Баланкж И.Е., Донгарян Л.Ш., Каракин A.B., Повешенко Ю.А., Современные представления о формировании скоплений УВ в зонах разуплотнения верхней части коры. // Геология нефти и газа, 2003, №1. С.2-8.

14. Кузнецов O.JI., Муравьев В.В., Видяпин Ю.П. Системы радиально-концентрических дислокаций литосферы // М.: Изд-во ВНИИгеоинформсистем, 1991 -91с.

15. Корчуганова Н. И., Корсаков А.К. Дистанционные методы геологического картирования - М.: Изд-во: КДУ, 2009 - 287 с.

16. Немченко H.H., Ровенская A.C., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1999. № 12. С. 45-56.

17. Никитин A.A., Петров A.B. Теоретические основы обработки геофизической информации - Москва, Издательство МГРИ, 2008, 112 стр.

18. Пахомов В.И. Общая теория обнаружения месторождений полезных ископаемых. -М: ООО «Артеке люкс». 2002.

19. Пахомов В.И., Перевозчиков Л.Ф. Альтернативная технология оценки нефтеносности территории на основе материалов ДЗЗ. // Технологии ТЭК. 2007, №2, с. 7983.

20. Рыскин М.И. Физико - геологические основы прогнозирования нефтегазо-перспективных объектов методами разведочной геофизики и практика их применения. // Изв. Саратовск. Ун-та, серия: Науки о земле, 2007, том 7, С.40-53.

21. Севостьянов K.M. Происхождение нефти и газа в промышленных масштабах в земной коре. - М.: Изд-во Лика, 2004. - 252 с.

22. Сим Л.А., Фурсов А.Я., Постников Е.В., Постников A.B. Влияние неотектонических напряжений на распределение нефтегазоносности платформенных областей // Тектонофизика сегодня. М.: РАН ОИФЗ. 2002. С. 244-247.

23. Соборнов К.О. Плитотектоническое развитие и формирование нефтегазоносных комплексов бассейнов Северной Евразии // Геология нефти и газа - 2006. - № 2. - С. 10-17.

24. Соколов Б.А., Абля Е.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. - М.: ГЕОС, 1999.-76 с.

25. Сурков B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / В.С.Сурков, О.Г.Жеро. - М.: Недра, 1981.

26. Сурков B.C. Триасовая рифтовая система Западно-Сибирской плиты и нефтеносность мезо-кайнозойского чехла / В.С.Сурков, А.А.Трофимук, О.Г.Жеро // Геология и геофизика. - 1982. - № 8.

27. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно - Сибирской плиты // Геология и геофизика. - 1987. № 9. -С.З -11.

28. Тимурзиев А.И. Прогнозирование нефтегазоноеноети на основе связей физических полей с новейшими структурами земной коры. // Геология нефти и газа, 2004, №4 С.39-51.

29. Тимурзиев А.И., Гогоненков Г.Н. Структурно-тектоническая характеристика фундамента сдвиговых зон Еты-Пуровского вала. // Геология нефти и газа, 2007, N6 С.2-10.

30. Тимурзиев А.И. К созданию новой парадигмы нефтегазовой геологии на основе глубинно-фильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления. // Геофизика, №4, 2007, С.49-60.

31. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью). // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М., МГУ, 2009. 40 с.

32. Тимурзиев А.И., Шумейкин A.C. Прогнозирование нефтегазоноеноети недр и методика поисков месторождений на основе глубинно - фильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М: ВНИИОЭНГ, 2010, №9. С.22-29.

33. Тимурзиев А.И., Шумейкин A.C. Результаты комплексирования аэрокосмических, грави-магнитометрических и геоморфологических методов при поисках и разведке залежей УВ в пределах Западной Сибири. Тезисы докладов Международной конференции «Аэрокосмические технологии в нефтегазовом комплексе». М., РГУ, 2009, с. 168-169.

34. Тимурзиев А.И., Шумейкин A.C. Методика и результаты комплексных аэрокосмических, магнито и гравиметрических исследований при поисках нефти (на примере Западной Сибири) // Тр. IX Международной конференции «Геоинформатика. Теоретические и прикладные аспекты», http://www.eage.org/files/accepted_papers.pdf Киев, 2010.

35. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов. М.: Научный мир. - 2001. - 606 с.

36. Черемисина E.H., Никитин A.A. Геоинформационные системы в природопользовании // Геоинформатика. - 2006. - №3. - С. 5-20

37. Чернов A.A., Колесов В.В. Обнаружение и картирование залежей УВ по их проявлениям в геопотенциальных полях //. Геофизика. Спец. вып. «Пангее 10 лет». 2004. -с.38-48.

38. Шумейкин A.C., Тимурзиев А.И. Методика комплексирования космических, гравии - магнитометрических и топогеодезических данных при поисках и разведке залежей УВ в пределах Западной Сибири. // Тезисы докладов Международной

конференции «Аэрокосмические технологии в нефтегазовом комплексе». М., РГУ, 2009, с.192-193.

39. Шумейкин A.C. Разработка метода прогноза нефтегазоносности и поиска месторождений на основе глубинно - фильтрационной модели образования и накопления УВ // Тр. V Международной межвузовской науч. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов «МОЛОДЫЕ - НАУКАМ О ЗЕМЛЕ». М., РГГРУ. 2010. С. 354.

40. Шумейкин A.C. Методика прогноза нефтегазоносности территории Западно -Сибирской плиты на основе комплексной обработки данных наземных и космических исследований. // Новые информационные и геоинформационные технологии в геологии. Электронный сборник тезисов «Пятой Сибирской конференции молодых учёных по наукам о Земле», Новосибирск, 2010, http://sibconf.igm.nsc.ru/sbomik 2010/09 gis/66l.pdf.

41. Шумейкин A.C. Методика оценки нефтегазоносности территории северной части Западно - Сибирской плиты на основе комплексной обработки данных наземных и космических исследований в среде геоинформационных систем. // Материалы II Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского, 8-11 февраля 2011 г., ФГУП «ВСЕГЕИ». Санкт -Петербург, 2011, http://www.vsegei.ru/ru/conf/summary/mnpk-ll/Theses/Theses.php.