СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
METHOD OF DETECTING HYDROCARBON DEPOSITS

Изобретение относится к области разведочной геофизики, а именно к способам выявления залежей углеводородов (УВ) путем дистанционного тепловизионного зондирования геологической среды.
Способ выявления залежей УВ основан на анализе космических и авиационных снимков естественного теплового излучения Земли в дальнем инфракрасном (ИК) диапазоне, который позволяет получить объемную модель плотности потока теплового излучения геологической среды для решения геологических (изучение глубинного строения Земли, поиск нефти, газа и подземных вод), техногенных и экологических задач.
Известен способ выявления площадей, перспективных для поиска и разведки месторождений УВ (патент РФ №2169934, МПК G01V 9/00, опубл. 27.06.2001), осуществляемый путем обнаружения посредством космо- и аэрофотосъемки на исследуемой территории участков изменения снежного покрова, фотосъемку земной поверхности производят в оптическом диапазоне длин волн, затем выявляют участки земной поверхности с более темным фототоном, характеризующиеся более высокой температурой земной поверхности, в недрах которых локализованы залежи нефти и газа, оконтуривают темные участки и получают границы площади, перспективной на УВ.
Однако данный способ применим к снимкам в видимом и ближнем ИК диапазонах длин волн, изменение снежного покрова на которых может зависеть от особенностей морфологии поверхности Земли. Присутствуют ограничения в применении данного подхода в районах с отсутствием снежного покрова, недостоверность информации, получаемой на земной поверхности, за счет того, что миграция флюидов от залежей нефти и газа по различным нарушениям в геологической среде может происходить за многие километры от основного источника УВ.
Известен способ разведки месторождений полезных ископаемых (патент №2069881, МПК G01V 9/00, опубл. 27.11.1996), осуществляемый путем измерения градиента регистрируемого параметра физического поля, после измерения градиента регистрируемого параметра вычисляют одномерные лапласианы регистрируемого поля в трех декартовых координатах:
, , ,
где П - регистрируемый параметр любого физического поля;
x, у, z - текущие координаты,
и строят кривые распределения одномерных лапласианов в трех плоскостях, получая объемную картину распределения изменения регистрируемого поля, по аномальным значениям которых определяют наиболее вероятные глубину залегания и контуры границ искомой залежи полезного ископаемого.
Однако данный способ применим к геофизическим полям, которые регистрируются только наземными методами, требует больших временных и материальных затрат при получении исходного поля.
Известен способ поиска залежей углеводородов (патент №2054702, МПК G01V 9/00, опубл. 20.02.1996), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий получение снимка с тепловизионным изображением исследуемой территории в инфракрасном диапазоне длин волн 8-14 мкм, обработку тепловизионного изображения и составление результативных карт.
Однако приведенный способ применим лишь для условий, при которых в исследуемом районе имеются эталонные участки залежей УВ. Ограничением применения данного способа является присутствие на дневной поверхности аномальных тепловых объектов, вызванных экзогенными и техногенными факторами, не связанных с глубинными источниками тепловых потоков. Способ не предусматривает влияние глубины на тепловое поле, из-за чего невозможно реально отразить глубинное изменение эндогенных температурных аномалий в условиях формирования залежей УВ.
Техническим результатом изобретения является повышение достоверности и информативности качества диагностики тепловизионного изображения при поисках локализаций залежей УВ.
Технический результат достигается тем, что в способе выявления залежей углеводородов, включающем получение снимка с тепловизионным изображением исследуемой территории в инфракрасном диапазоне длин волн 8-14 мкм, обработку тепловизионного изображения и составление результативных карт с последующей интерпретацией полученных данных, новым является то, что получают космический снимок тепловизионного изображения исследуемой территории, проводят предварительную обработку тепловизионного изображения путем выбора фрагментов тепловизионного изображения с более равномерным распределением интенсивности плотности потока теплового излучения геологической среды по всему диапазону значений, а обработку тепловизионного изображения осуществляют на основе функции:
где  - элемент n-го слоя с координатами (i, j);
- элемент исходного тепловизионного изображения с координатами (m, k);
n - номер слоя;
k - шаг проникновения;
δ=kn,
затем по результатам обработки строят объемную модель плотности потока теплового излучения геологической среды на основе функции:
.
эф
где h - эффективная глубина слоя n;
xy
δ - разрешение изображения;
а - коэффициент, определяющий нелинейность глубины проникновения;
N - натуральное число,
дополнительно на основе построенной объемной модели строят объемные модели блоково-разломных структур, горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций.
При построении объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды используют маски, основанные на гладких фигурах, представляющие собой матрицы весовых коэффициентов, каждое значение которых равно площади пересечения ячейки матрицы с окружностью радиусом n/2, вписанной в квадрат.
Обработка объемной модели блоково-разломных структур включает в себя увеличение амплитуды малоинтенсивных положительных аномалий при относительном сохранении общего фона плотности потока теплового излучения геологической среды, выделение областей с относительно большими значениями элементов тепловизионного изображения с помощью максимизирующего фильтра, отклик которого по определенной окрестности задается выражением:
,
где  - элемент n-го слоя модели блоково-разломных структур с координатами (i, у),
- элемент n-то слоя с координатами (m, k),
2
и выделение линий разрывов геологической среды с помощью оператора Лапласа ∇f=f(x+1,y)+f(x-1,y)+f(x,y+1)+f(x,y-1)-4f(x,y), где x и у - аргументы функции.
Построение горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур и их дифференциальных трансформаций осуществляют с учетом изменения плотности потока теплового излучения различных геологических объектов по первой производной по глубине  и скорости изменения плотности потока теплового излучения геологических объектов по второй производной по глубине
где  - элемент n-го слоя с координатами (i, j);
- элемент (n+1)-го слоя с координатами (i, j)
- элемент (n+2)-го слоя с координатами (i, j)
Интерпретация полученных данных включает в себя районирование по интенсивности плотности потока теплового излучения геологической среды, построение геотермических отражающих границ по глубинам, определение природы аномалий образующих геологических объектов, изучение флюидодинамических условий.
После интерпретации полученных данных производят построение трехмерных образов геологической среды, позволяющих проследить распространение тепловых потоков, изменение блоков плотных пород и зон тектонических нарушений.
Результативные карты составляют путем наложения полученных данных и их интерпретации на топографическую основу с добавлением необходимой текстовой и графической информации, включая результаты тематической классификации геологических объектов.
В качестве топографической основы используют векторные и растровые электронные карты высокого разрешения.
Сущность способа выявления залежей УВ заключается в том, что используют дистанционные снимки с тепловизионным изображением исследуемой территории поверхности Земли для проведения анализа путем построения объемных моделей плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур, выделение характерных геотермических признаков, связанных с тепловыми аномалиями и позволяющих пространственно локализовать в геологической среде положение залежей УВ.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.
Снимок поверхности Земли получают, используя данные от авиационного сегмента, включающего авиационные средства (самолеты, вертолеты, дирижабли), оснащенные тепловизионной аппаратурой, и космического сегмента, формируемого ракетно-космическими комплексами. В качестве космических снимков используют снимки, например, со спутников «Landsat-7», «Landsat-5», «Terra», «Aqua».
Использование космических снимков позволяет проводить поиск залежей УВ на глубинах от земной поверхности до нескольких десятков километров, а использование авиационных снимков позволяет проводить поиск залежей УВ для глубин не более одного километра.
Заявляемый способ выявления залежей УВ предусматривает ряд требований к исходному тепловизионному изображению:
- тепловизионное изображение не должно содержать высококонтрастных объектов;
- области изображения, имеющие значения плотности потока теплового излучения геологической среды, близкие к границам цифрового диапазона, не должны занимать более 10% от площади тепловизионного изображения;
- тепловизионное изображение не должно содержать сильных шумовых помех;
- тепловизионное изображение должно содержать максимально возможное число градаций цифрового диапазона;
- тепловизионная информация должна заполнять всю площадь обрабатываемого тепловизионного изображения.
В случае невозможности выполнения данного требования незаполненные области должны быть минимизированы.
В связи с этим проводят предварительную обработку тепловизионного изображения, включающую в себя удаление высококонтрастных объектов, подавление помех путем применения адаптивных шумовых фильтров и контрастирование изображения для получения на нем максимально возможного числа градаций цифрового диапазона.
Если не удается привести тепловизионное изображение в соответствие с требованиями, оно отбраковывается и не принимается к дальнейшей обработке.
Затем осуществляют обработку тепловизионного изображения на основе функции, учитывающей закон нормального распределения:
где  - элемент n-го слоя с координатами (i, j);
- элемент исходного тепловизионного изображения с координатами (m, k).
Параметр δ в данном случае связан с номером слоя n соотношением δ=kn, где k - шаг проникновения в объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды.
Варьируя коэффициент k, строят объемную модель плотности потока теплового излучения геологической среды с любым расстоянием между слоями. Структура плотности потока теплового излучения геологической среды, рассчитанная с использованием функции распределения Гаусса, приводит к увеличению детальности на малых глубинах и сглаживанию геологических объектов в пространстве. При этом глубина проникновения отвечает логарифмическому закону, и, как следствие, снижается чувствительность объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды к изменению глубинных аномалий.
Глубина слоя h для объемных моделей плотности потока теплового излучения геологической среды, построенных с использованием выражений (1-4), определяется по следующей формуле:
,
эф
где h - эффективная глубина слоя n;
xy
δ - разрешение изображения;
а - коэффициент, определяющий нелинейность глубины проникновения;
N - натуральное число.
Для повышения качества построения объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды используют маски, основанные на гладких фигурах, например на окружности. Они представляют собой квадратные матрицы весовых коэффициентов, каждое значение которых равно площади пересечения данной ячейки с окружностью радиуса , вписанную в квадратную маску.
Для выявления признаков залежей УВ из объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды разделяют плотность потока теплового излучения геологической среды на региональную и локальную составляющие.
При формировании локальной составляющей плотности потока теплового излучения геологической среды применяют плоские функциональные аппроксимации в виде полиномов низких степеней. Для глобальных объемных моделей плотности потока теплового излучения геологической среды выбирают разложения по сферическим (шаровым) функциям с использованием подхода адаптивного регрессионного моделирования при обработке данных (Валеев С.Г. Регрессионное моделирование при обработке данных. Казань: ФЭН, 2001, 296 с).
При формировании региональной составляющей плотности потока теплового излучения геологической среды (R) на плоскости и сегменте сферической поверхности используют аппроксимирующую объемную модель плотности потока теплового излучения геологической среды в виде:
,
где θ, λ - сферические координаты точки,
nm
nm
nm
nm
nm
nm
C, S- амплитуды гармоник CP(cosθ)cos(mλ) и CP(cosθ)sin(mλ);
nm
P(cosθ) - присоединенные функции Лежандра степени n и порядка m.
Для определения региональной плотности потока теплового излучения геологической среды используют аппроксимацию на основе применения «типовых» распределений. Учитывая, что распределение плотности потока теплового излучения геологической среды, создаваемого геологическими объектами, близко к нормальному, в качестве аппроксимирующей функции выбирают закон Гаусса следующего вида:
,
где δ - глубина, для которой выстраивается региональная плотность потока теплового излучения геологической среды, и выбирается исходя из отметок залегания геологических объектов;
S(i,j) - элемент слоя с координатами (i, j).
Построение объемной модели блоково-разломных структур сводится к увеличению амплитуды малоинтенсивных положительных аномалий при относительном сохранении общего фона плотности потока теплового излучения геологической среды. Учитывая, что на тепловизионном изображении яркость пикселей отражает величину теплового потока, применяют такое преобразование с использованием максимизирующего фильтра, которое выделяет области с относительно большими значениями элементов изображения. Его отклик по определенной окрестности задается выражением:
где  - элемент n-го слоя модели блоково-разломных структур с координатами (i, j),
- элемент n-го слоя с координатами (m, k),
m, k - координаты элемента s;
n - номер слоя элемента s;
Изображение, полученное с использованием максимизирующего фильтра, позволяет определить области повышенного теплового потока, но линии разрывов геологической среды на нем проявляются слабо. Для их выделения используется оператор Лапласа:
2
∇f=f(x+1,y)+f(x-1,y)+f(x,y+1)+f(x,y-1)-4f(x,y),
где x, у - аргументы функции.
Исходя из объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды, строят горизонтальные и латеральные срезы, вертикальные разрезы плотности потока теплового излучения геологической среды.
Исходя из интегральной характеристики блоково-разломных структур, строят дифференциальные трансформации горизонтальных и латеральных срезов и вертикальных разрезов блоково-разломных структур.
Первая производная по глубине  характеризует изменение плотности потока теплового излучения различных геологических объектов, вторая производная по глубине  соответствует скорости изменения плотности потока теплового излучения геологических объектов,
где  - элемент n-го слоя с координатами (i, j);
- элемент (n+1)-го слоя с координатами (i, j);
- элемент (n+2)-го слоя с координатами (i, j).
Первая производная по глубине позволяет проследить границы крупных структурных зон и получить наиболее полный объем информации о типе разреза по литологической неоднородности.
Вторая производная по глубине отражает горизонтальную слоистость и определенный тренд пластов геотермического разреза, представляющего собой закономерное чередование площадок.
Для упорядоченной группы свойственны хорошая выдержанность прослоев в одном направлении и частое их чередование в перпендикулярном направлении (по глубине). Отсутствие площадок в исследуемом интервале глубин указывает на присутствие в разрезе однородных блоков по тепловым свойствам. Восстанавливаемые элементы залегания первично повторяющейся неоднородности, как правило, имеют очень сложную форму со значительными изменениями мощностей на крыльях и в замках геологических складок. Они образуют горизонты, различающиеся по интенсивности плотности потока теплового излучения геологической среды, и отражают литологические разности соответствующих слоев. Построенный таким способом разрез является достаточно достоверным и позволяет оценить формы структур.
При интерпретации полученных данных выполняют следующие действия: районирование участка по интенсивности плотности потока теплового излучения геологической среды, построение геотермических отражающих границ по глубинам, определение природы аномалии образующих геологических объектов, изучение флюидодинамических условий с целью выявления залежей УВ.
Области на тепловизионном изображении, в которых присутствуют максимумы и минимумы аномальных значений локального распределения плотности потока теплового излучения геологической среды на уровне продуктивного горизонта, интерпретируют как не содержащие залежи углеводородов.
Представление геологической среды в виде объемных моделей блоково-разломных структур позволяет обеспечить систематизацию разрывных нарушений и районирование территории исследований по характеру их пространственного распределения. На этих объемных моделях блоково-разломных структур выделяют области стационарного расчетного параметра и разделяющие их градиентные зоны, вычисленные по высокочастотной составляющей плотности потока теплового излучения геологической среды. Последняя процедура чаще всего отражает положение в разрезе глубинных шовных зон, границ блоков коры, отдельных разрывных нарушений.
В ходе интерпретации выделяют тоновые особенности изображений, опосредованно характеризующие разломную и блоковую тектонику. В этой системе роль базовой информации, определяющей основные черты результирующего разреза коры, играют градиентные модели блоково-разломных структур. Структуры сжатия и растяжения различаются по качественным показателям - интенсивностью плотности потока теплового излучения геологической среды и плановым положением линий градиента для характерных глубин. Максимальная величина плотности потока теплового излучения геологической среды связана с увеличением плотности горных пород и характеризует кондуктивный тепломассоперенос.
Многочисленными исследованиями, проведенными в различных регионах, установлены признаки условий для накопления УВ в осадочном чехле: особенности строения региональной и локальной составляющих плотности потоков теплового излучения геологической среды, планового изменения интенсивности холодных локальных зон, особенности формирования глубинных структур, характеристика блоково-разломной тектоники (с ранжированием оперяющих разломов на геодинамические активные зоны флюидоперетоков и флюидонакопления).
В качестве термодинамических критериев выделения перспективных зон служат: расположение геологических объектов вблизи восходящих линейных тепловых потоков, но вне геотермических холмов, где сохранность покрышек маловероятна, наличие асимметричных «козырьков» в разрезе плотности потока теплового излучения геологической среды для интервала потенциально нефтегазоносных глубин, ситуация встречного направления отрицательных и положительных векторов теплового потока, резкие латеральные отклонения тепловых потоков от вертикального направления, связанные с геологическими объектами, расположение геологических объектов вне геотермических ям и отрицательных линейных потоков, относительно более высокое гипсометрическое положение прогнозируемого геологического объекта.
Наиболее информативный геологический результат достигают выделением относительно низкотемпературных аномалий и их градиентных зон осадочного чехла.
Плотность потока теплового излучения геологической среды представляют в виде объемной модели с конфигурацией контрастного изменения локальной плотности потока теплового излучения геологической среды. Поэтому о крупных и разнотипных структурах можно косвенно судить по очень высокой и/или низкой скорости изменения плотности потока теплового излучения геологической среды. Однородные по морфологии блоки окрашены равномерно, с незначительным увеличением или уменьшением цвета. Некоторое различие плотности потока теплового излучения геологической среды в виде проявления локальных тел указывает на сильную расслоенность, т.е. изменчивость внутренней конструкции геологической среды.
Характеристика блоково-разломной тектоники позволяет установить линейно ориентированные (гряды, разломы) и кольцевые структуры осадочного чехла, глубинные валообразные формы геоблоков. В линейных зонах, обусловленных разломами и трещиноватостью геологической среды как субвертикального простирания, так и субгоризонтального расслоения ведущая роль принадлежит конвективным потокам. Увеличение объема открытой трещиноватости будет происходить не по всей толще, а по горизонтам, имеющим наименьшие прочностные характеристики. По глубинным зонам разломов тепло распространяется наклонно вверх в виде флюидногазовых эманации. Блоково-разломная тектоника контролирует расположение благоприятных участков. В разломах, которые распространяются с больших глубин и состоят из повсеместно иерархически соподчиненных систем с затуханием до нефтеперспективных стратиграфических горизонтов чехла, формируются благоприятные условия для скопления УВ. В этом случае возникают геологические ситуации, при которых оперяющие разломы либо сходятся в пространстве, обуславливая систему сжатия геоблоков, либо расходятся, создавая зону растяжения (разуплотнения блоков пород). В разломах, имеющих региональный характер распространения и пронизывающих толщи фундамента и осадочного чехла, формирование ловушек УВ маловероятно из-за нарушения целостности геологической среды.
Формирование локальной плотности потока теплового излучения геологической среды заключается в следующем. На каждой объемной модели локальной плотности потока теплового излучения геологической среды с помощью цветовой раскраски выделяются различные по интенсивности горячие и холодные зоны, которые в ряде случаев можно дешифрировать как структурные формы поднятий и опусканий. В местах интенсивных положительных тепловых аномалий, разделенных между собой холодной зоной, происходит образование зоны растяжения с уступообразными участками и слабым градиентом плотности потока теплового излучения геологической среды. В местах расположения интенсивных холодных участков условия нефтенакопления отсутствуют в силу активной циркуляции флюидов. Относительно приподнятые блоки (благоприятные для накопления УВ) непосредственно прилегают к зонам флюидоперетоков. На основе этого наиболее перспективные участки могут быть оконтурены для дальнейшего опоискования сейсморазведкой.
Изменение интенсивности холодных локальных зон заключается в следующем. При рассмотрении горизонтальных и латеральных срезов, вертикальных разрезов плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур следует обращать внимание на форму в плане и интенсивность аномальных холодных участков. Они встречаются по форме двух видов - изометричной и линейно-вытянутой. Устанавливается некоторая закономерность в формировании перспективных геологических объектов и линейно-вытянутых структур пониженной плотности потока теплового излучения геологической среды, отражающей водонефтяной контакт. По мере убывания интенсивности плотности потока теплового излучения геологической среды происходит сужение зоны, на склоне которой появляются перспективные участки на УВ при наличии прочих благоприятных условий.
Районирование участка с благоприятной обстановкой для нефтенакопления заключается в следующем. В соответствии с характером изменения плотности потока теплового излучения геологической среды можно проводить ранжирование геологических объектов на четыре типа: высоко перспективные, перспективные, с неясными перспективами, бесперспективные. Структурные зоны первой и второй категорий пространственно совпадают с геотермическими седловинами (участками с неопределенным направлением и малым градиентом векторов теплового излучения в местах сочленения положительных и отрицательных линейных тепловых потоков) и, возможно, в пределах геотермических террас. Они отвечают всем признакам формирования условий для флюидонакопления. Структуры третьей категории (условно можно отнести к малоперспективным участкам) находятся в зонах высокого градиента плотности потока теплового излучения геологической среды и не отвечают двум и более признакам формирования УВ. Структурные зоны четвертой категории совпадают с геотермическим штоком (однородным, не дифференцированным участком относительно теплого потока) или с геотермической ямой (участком, в котором сходятся отрицательные тепловые векторы, «отрицательная» часть геотермических ячеек).
При выявлении ряда признаков в объемных моделях плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур, таких как характерные слабоградиентные тепловые аномалии на глубине и наличие непроницаемых покрышек, судят о наличии геотермических ловушек и зон флюидонакопления, что в совокупности определяет наиболее вероятные контуры границ и глубину залегания искомой залежи природных углеводородов.
Горизонтальные и латеральные срезы, вертикальные разрезы плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур и их дифференциальные трансформации строят для выявления локальных участков с различающимися свойствами по теплопроводности, которые могут быть приурочены к различным геологическим объектам.
На основе рассчитанных объемных моделей плотности потока теплового излучения геологической среды и блоково-разломных структур можно построить трехмерные образы геологической среды, которые позволяют дополнительно проследить распространение тепловых потоков, изменение блоков плотных пород и зон тектонических нарушений.
После интерпретации полученных данных составляют результативные карты. Они являются продуктом наложения данных обработки и их интерпретации на топографическую основу, с добавлением необходимой текстовой и графической информации, включая результаты тематической классификации геологических объектов (например, перспективность геологических объектов). В качестве топографической основы используются векторные и растровые электронные карты высокого разрешения.
Принципиальным достоинством заявляемого способа является построение объемной модели плотности потока теплового излучения геологической среды и объемной модели блоково-разломных структур, в отличие от традиционного подхода, основанного на визуальном дешифрировании оператором полученной видеоинформации и термограмм для обнаружения температурных аномалий.
Заявляемый способ предусматривает влияние глубины на тепловое поле, что дает возможность реально отразить глубинное изменение эндогенных температурных аномалий в условиях формирования залежей УВ.
Заявляемый способ выявления залежей УВ апробирован в Прикаспийском, Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтяных регионах.
В настоящее время полученные результаты подтверждаются бурением ряда поисково-разведочных скважин.