Кузнецов О.Л., Никитин А.А., Черемисина Е.Н. Геоинформатика и геоинформационные системы

Подождите немного. Документ загружается.

ны, плотные песчаники, ангидриты, соли, диабазы, известняки, доломиты.

Рис.10.5. Структурно-тектонический план одного из горизонтов осадочного

чехла центральной части бассейна и схема расположения обрабатываемых

сейсмопрофилей.

Коллекторы – это песчаники, с пористостью выше 5-6 %. К группе

«переслаивания» отнесены глинистые песчаники, песчаные глины, алевро-

литовые разности. Совместный анализ результатов изучения шлама, испы-

тания скважин и комплексной интерпретации данных геофизических иссле-

дований скважин позволили получить доказательства нефтегазоносности

верхне-средне-девонского и силурийского разреза в центральной области

бассейна (приведенной на рис.10.5), а именно: выявлены газонасыщенные

интервалы с толщинами до 20-30 м, вскрытые в отложениях формаций Ка-

бекас и Итаим (скв. 2-СР-1МА), а также установлены признаки нефтенасы-

щения коллекторов в формации Пиментейрас (скв. 2-СР-1МА; 1_РД-1МА).

Основная задача обработки и интерпретации данных сейсморазведки

состояла соответственно в изучении вертикального и латерального распре-

деления песчано-глинистых отложений между формациями Кабекас, Пи-

ментейрас и Итаим. С этой целью строились глубинно-скоростная модель

среды и псевдоакустические разрезы (приведены на рис.10.6 для профиля

224-RL-122). Было установлено, что отражающие горизонты М5 и М6 кон-

тролируют приподошвенные и прикровельные части формаций Кабекас/

Пиментейрас и Пиментейрас/Итаим. Участок № 1, представленный псевдо-

акустическим разрезом фрагмента профиля 224-RL-123, PTPT 2804-3604

(рис.10.7), совмещает условия, благоприятные для формирования нефтепер-

спективных ловушек углеводородов: преобладание песчано-глинистого типа

разреза, достаточная мощность нефтематеринской толщи Пиментейрас,

включая радиоактивный слой, практическое отсутствие диабазовых силлов

По данным псевдоакустического преобразования песчано-глинистый

тип разреза, определяемый диапазоном скорости V

ПАК

= 3850–4200 м/с, для

формации Пиментейрас (интервал М5-М6) составляет 10 % ее общей мощ-

ности 430-480 м. Такой показатель песчанистости соответствует данным

скважины 1-PD-1MA.

По результатам обработки геохимической информации была по-

строена карта углеводородного потенциала средне-верхнедевонских отло-

жений для центральной части бассейна (рис.10.8).

Итоговой картой всех вышеперечисленных исследований явилась со-

вмещенная карта прогноза нефтегазоносности центральной области Пара-

наиба, приведенная на рис.10.9, с рекомендациями по заложению новых

скважин. Таким образом, проведенный анализ и интерпретация разнородной

и многоуровневой геоинформации позволили построить многофакторные-

модели бассейна его центральной части, среди которых наиболее важными

являются:

– структурно-тектонические карты масштабов 1:1000000 и 1:200000 по

данным геолого-структурного дешефрирования космоснимков и аэ-

ромагнитной съемки, существенно уточняющие представления о

блоковом строении осадочного чехла и фундамента бассейна;

– трехмерные модели геохимических процессов генерации и миграции

углеводородов, обеспечивающих локализацию трех линейно-

вытянутых зон максимальной реализации нефтяного потенциала и

одной изометрической зоны газового потенциала в центральной об-

ласти бассейна;

– модели литотипов, построенные по результатам совместного анализа

шлама, испытаний скважин и интерпретации данных геофизических

исследований скважин. На их основе выделены коллекторы и прове-

дена оценка их флюидонасыщения, получены доказательства нефте-

газоносности девонских, а также силурийских отложений в цен-

тральной, наиболее погруженной области бассейна Парнаиба.

Интегрирование всей проанализированной геоинформации показало,

что:

– области наибольших значений реализации нефтегазового потенциала

совпадают в плане с закартированными по данным сейсморазведки

участками с отсутствием или с наличием в отложениях формации

Пиментейрас наибольших по суммарной толщине пластовых интру-

зий (диабазовых силлов);

– плановое положение пластовых интрузий согласуется с космострук-

турным и геофизическим прогнозом разломной тектоники, рассмат-

риваемых в качестве каналов внедрения интрузий;

– отдельные участки в контуре песчано-глинистых отложений форма-

ций Итаим, Пиментейрас и Кабекас, совмещенные в плане с анома-

лиями нефтегазового потенциала, являются перспективными для об-

наружения ловушек углеводородов.

10.3. Обнаружение объектов по данным

многоуровневых наблюдений

Для решения задачи обнаружения, т.е. установления факта наличия

объекта, по данным комплекса разных методов и с учетом многоуровневых

наблюдений в настоящее время разработаны методы и программное обеспе-

чение по оценке эффекта телескопирования аномалий и многомерным ана-

логам способов обратных вероятностей (при наличии априорной информа-

ции о форме аномалий) и самонастраивающейся фильтрации (при отсутст-

вии информации о форме аномалии от объектов) [4].

10.3.1. Оценка эффекта телескопирования

Обнаружение перспективных объектов базируется на принципах

расширения территории исследования и унаследованности проявления гео-

логических структур в геофизических и геохимических полях разного уров-

ня, что выражается в эффекте телескопирования аномалий этих полей.

Эффект телескопирования заключается в совпадении аномалий по

всем уровням и уменьшении их размеров при переходе от верхнего к более

низкому уровню. Этот эффект проявляется в телескопичности:

– аномального содержания рудного элемента в пределах площадей, со-

ответствующих строению месторождения, рудного поля, рудного

района, провинции по данным геофизических и геохимических на-

земных съемок и аэросьемок;

Рис.10.6. Фрагмент глубинно-скоростной модели

по профилю 224-RL-122/

. Ф

Рис.10.8. Исходный углеводородный потенциал средне-верхнедевонских от-

ложений (по результатам обработки геолого-геохимической информации).

Рис.10.9. Прогнозная схема перспектив нефтегазоносности цен-

тральной части бассейна (на основании интегрированного анали-

за результатов пометодных интерпретаций).

– аномальных значений энергетического отношения сигнал/помеха,

полученных по результатам обработки полей разного уровня;

– аномального значения комплексного параметра (или меры сходства),

полученного на разных уровнях при обработке данных методами

распознавания образов.

Расширение геометрических размеров указанных аномальных эффек-

тов при переходе от более низкого уровня к более высокому отражает сис-

темный характер геологических объектов от масштаба месторождения до

масштаба рудной (нефтегазовой) провинции.

Для того чтобы обнаружить и локализовать аномальный эффект, соз-

даваемый перспективным объектом (например, месторождением) на разных

уровнях, введем количественную оценку эффекта телескопирования (в i-той

точке) ρ

, равную следующей квадратичной форме:

→

−

→

XDX

ρ = (X

, X

)

1/ 0 0

0 1/ 0

0 0 1/

  

  

  

, (10.1)

где X

– векторы либо наблюденных значений поля, либо значений

комплексного параметра (мер сходства), либо содержаний рудного элемента

(или газа) на трех уровнях наблюдений (1, 2, 3). Их размерности разные, по-

скольку они соответствуют длине выбранного для анализа интервала на ка-

ждом уровне. При площадных измерениях векторы X

представляют

собой квадратные или прямоугольные матрицы, размеры которых опреде-

ляются величиной двумерного «окна» на каждом уровне съемки. Количест-

во точек для интервала или «окна» каждого уровня съемки определяется ап-

риорными размерами искомого объекта, в качестве их оценок используются

значения интервалов корреляции, вычисляемые по одномерным или дву-

мерным автокорреляционным функциям наблюденных полей.

1/D

, 1/D

– величины, обратные дисперсиям тех же значений

поля, мер сходства, содержания элементов на разных уровнях.

Выражение (10.1) справедливо для некоррелированных помех. В про-

тивном случае в обратной корреляционной матрице помех D

-1

следует учи-

тывать эти корреляционные свойства. Значения D

, D

определяются на

заведомо безаномальных участках. Текущее значение величины ρ

опреде-

ляется путем перемещения заданных по размерам «окна» в пределах наблю-

денных значений съемки.