К оглавлению

УДК 550.834(574.12)

Картирование подсолевых карбонатных отложений Восточного Прикаспия на основе дискриминантного анализа сейсмических данных

М.О. ХВИЛЕВИЦКИИ, Ю.Б. СИЛАНТЬЕВ, О.М. ГРИГОРЬЕВА (ВНИИгаз)

Перспективы открытия месторождений нефти и газа в восточной части Прикаспийской впадины связаны с карбонатным комплексом подсолевого палеозоя. На отдельных участках с кровлей карбонатных отложений удается сопоставить группу отражений П2 [3]. Однако проведенное более широкое сопоставление данных сейсморазведки с результатами поискового бурения показывает, что опорный горизонт П2 чаще располагается в толще подсолевых карбонатных пород каменноугольного возраста [1, 5]. В связи с неоднозначностью привязки этих горизонтов в составленных разными авторами схемах распространения подсолевых карбонатных отложений (В.Г. Чистяков, 1978 г.; А.Б. Чепелюгин, 1978 г.; Н.Я. Кунин, 1979 г.; В.Л. Соколов, Р. Б. Сапожников, 1983 г. и др.) обнаруживаются значительные расхождения в структурных построениях.

В 1974 г. авторами был предложен метод прогноза зон распространения преимущественно карбонатных подсолевых отложений, основанный на углубленном анализе скоростей распространения упругих колебаний между опорными отражающими горизонтамиП1-П2 и П2-П3 [5, 6]. При этом использовались материалы вертикальных сейсмических зондирований (ВСЗ-МОГТ), а также данные профильных сейсморазведочных работ MOB-ОГТ о глубинах залегания опорных подсолевых горизонтов. С целью повышения результативности сейсморазведки в 1979-1982 гг. был применен множественный регрессионный анализ сейсмической информации, благодаря которому поверхность карбонатных напластований на ряде участков Восточного Прикаспия была точнее закартирована [7].

В ходе рекогносцировочно-площадного и детального изучения зон развития относительно мощных карбонатных толщ предлагается использовать дискриминантный анализ [2]. Его основа - нахождение такого линейного преобразования многомерных геолого-геофизических данных, которое обеспечило бы наиболее надежное отнесение геологических объектов по целевому признаку (в нашем случае по наличию или отсутствию мощной карбонатной толщи) к одной из двух наперед заданных групп. После определения коэффициентов преобразования значения дискриминантной функции для каждой точки наблюдения рассчитываются на ЭВМ.

В случае большого количества относительно равномерно расположенных по площади точек наблюдений мы предлагаем картировать искомое геологическое свойство по значениям дискриминантной функции, рассматривая карту изолиний этих значений как количественную характеристику «карбонатности» исследуемого подсолевого разреза.

Для прогноза распространения подсолевых карбонатных толщ использовалась следующая совокупность геолого-геофизических параметров: разности времен регистрации опорных отражений П3, П2 и П1, глубины залегания соответствующих им сейсмических горизонтов, скорости распространения упругих колебаний в интервалах П3-П2, П2-П1, глубины залегания кровли фундамента, мощность подсолевого палеозоя, наличие соляных куполов и др. Каждый из использованных видов исследований дает в известном смысле независимую друг от друга сейсмогеологическую информацию. Часть параметров (мощность подсолевого палеозоя, контуры соляных тел и др.) была получена с учётом данных разных методов (ГСЗ, КМПВ, MOB-МОГТ). Определенная по данным ВСЗ-МОГТ скорость сейсмических волн является основной мерой «карбонатности» подсолевого палеозоя: чем больше скорость, тем больше мощность карбонатных тел в разрезе. Поведение опорных горизонтов МОГТ отражает внутреннюю структуру подсолевого разреза, в том числе глубины залегания карбонатной толщи (ее кровля и подошва лежат соответственно не выше горизонтов. П1 и П2 и не ниже горизонтов П2 и П3). Данные MOB об интервалах следования отражений описывают мощностные соотношения, т. е. историю геологического развития рассматриваемых участков. Результаты сейсморазведки КМПВ характеризуют цокольную структуру - фундамент. Между большинством этих параметров и зонами развития карбонатных массивов существует косвенная взаимосвязь [4,6].

Для решения задачи распространения подсолевых карбонатных отложений из точек прогноза было выбрано две группы по 28 точек, которые по имеющимся буровым и геофизическим данным относились к одному из двух классов разрезов - преимущественно карбонатному или терригенному. Сеть точек прогноза состояла из 130 пунктов, расположенных более или менее равномерно с плотностью один пункт на 200-250 км2 (рисунок).

Расчеты проводились по специальной программе, основные элементы которой описаны в работе [2]. Средние значения дискриминантной функции для двух указанных обучающих групп составили 49,7 (карбонаты) и 30,8 (терригенные), пороговое значение - 40,3. Из 56 объектов обучения ошибочно классифицирован только один; из 130 точек прогноза 35 отнесены к преимущественно карбонатным; 95 - к преимущественно терригенным.

По относительному вкладу в формирование разности между средними значениями дискриминантной функции для двух групп следует различать информативные, средние, неинформативные и негативные (или отрицательные) переменные (таблица). К информативным относят три переменные, долевое участие которых более чем в 2 раза превышает среднее (10 %). Суммарный вклад этих трех параметров более 66 %. В число средних входят четыре переменные, долевое участие которых близко к среднему. Их суммарный вклад более 33 %. Наличие соляных куполов и глубина залегания горизонта П3 практически не влияют на разделение. Наконец, разность времен регистрации отражений П3-П2 ухудшает сложившуюся за счет других параметров процедуру разделения, так как она уменьшает расстояние между средними значениями групп (знак минус в долевом участии). Исключение из обработки двух неинформативных переменных (второе решение) почти не изменило характер решения.

Результаты проведенных исследований представлены на карте значений дискриминантной функции (см. рисунок). Как видно, максимальные значения дискриминантной функции локализованы в системе двух узких (10- 30 км) сопряженных друг с другом зон. Первая из них со значениями функции более 40 протягивается вдоль профилей КМПВ XXXV и XXVI через весь Восточный Прикаспий на 350- 400 км. В ее пределах отмечается четыре участка относительных максимумов значений дискриминантной функции (более 45-50): в районах площадей Аккум, Кенкияк-Бозоба, Жанажол и Куантай. Вторая зона, характеризующаяся значениями дискриминантной функции 35-45, ответвляясь от Темир-Тобускенской в районе месторождения Кенкияк, простирается на правобережье р. Эмбы от месторождения Кенкияк до Каратюбе и далее на левобережье. Здесь выделяются четыре участка повышенных значений дискриминантной функции в районах площадей Иттасай, Каратюбе, Киндысай и Сагир.

Выделяемые зоны разобщены областью относительно малых значений дискриминантной функции (35-30 и менее). Размеры этой межтрендовой области составляют 160x30 км. Между площадями Куантай и Северный Локтыбай установлено сужение ее до 15-17 км, которое обособляет два участка пониженных значений: северный (Локтыбайский) и южный (Боржерский). В районе площади Алибек-Мола намечается еще одна зона повышенных значений дискриминантной функции, большая часть зоны скрыта под надвигами Западных Мугоджар. От Темир-Тобускенской зоны она обособлена Остансукской межтрендовой зоной, площадь которой в районе исследований составляет более 3000 км2.

Западнее Каратюбе-Торткольской и Темир-Тобускенской зон наблюдается уменьшение значений дискриминантной функции до 20 и менее.

Учитывая направленность проведенных исследований и приуроченность к установленным зонам скважин, вскрывших карбонатные напластования, зоны повышенных значений дискриминантной функции отождествляются с областями развития мощных карбонатных толщ. Совпадение выделенных зон с контурами картируемых по данным ВСЗ-МОГТ карбонатных зон [5] позволяет предположить, что пороговому значению дискриминантной функции соответствует карбонатная толща мощностью около 400 м. Повышение или понижение значений дискриминантной функции относительно порогового значения (40,3) тесно связано с увеличением или уменьшением мощности карбонатов относительно 400 м. Так как основной вклад в формирование значений дискриминантной функции вносят переменные, содержащие информацию об интервале между горизонтами П3 и П2 (более 60 %), то и наибольшие объемы карбонатных толщ в Восточном Прикаспии располагаются, вероятно, под опорным отражающим горизонтом П2 и имеют предположительно досреднекаменноугольный возраст.

Данные геолого-математического прогнозирования могут служить основой для размещения дальнейших поисково-разведочных работ в исследуемом регионе: площадной и детальной сейсморазведки и глубокого бурения. Эти работы должны проводиться в первую очередь в тех зонах, где зафиксированы относительные максимумы значений дискриминантной функции. Приуроченность к таким зонам подсолевых месторождений нефти и газа указывает на возможность обнаружения новых скоплений УВ именно в их пределах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Бреннер В.М., Шебалдин В.П. Анализ достоверности выделения подсолевого поднятия сейсморазведкой ОГТ.- Нефтегаз. геол. и гео-физ„ 1978, № 7, с 33-38.

2.      Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М., Мир, 1977.

3.      Пилифосов В.М., Огнев А.О. Стратиграфическое положение сейсмических горизонтов в подсолевых отложениях восточной части Прикаспийской впадины.- Сов. геология, 1976, № 11, с. 11 - 19.

4.      Соколов В.Л., Хвилевицкий М.О., Силантьев Ю.Б. Использование интервалов следования опорных отражений для уточнения сейсмогеологических построений.- Нефтегаз. геол. и геофиз., 1978, № 11, с. 37-44.

5.      Соколов В.Л., Силантьев Ю.Б., Хвилевицкий М.О. Пути повышения эффективности выделения и подготовки на нефть и газ объектов в подсолевом палеозое востока Прикаспийской впадины.- Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 11 - 18.

6.      Хвилевицкий M.О. Изучение литологического состава и конседиментационной структуры осадочных формаций по данным сейсморазведки.- В кн.: Проблемы прогноза газоносности. М., 1978, с. 25-39.

7.      Хвилевицкий М.О., Григорьева О.М., Силантьев Ю.Б. Комплексный количественный анализ сейсмогеологической информации при изучении погребенных карбонатных структур подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины.- Разведочная геофизика. М., 1985, № 100, с 4-11.

 

Таблица

Переменная

Долевое участие, %

1-е решение

2-е решение

Скорость распространения упругих колебаний между горизонтами П3-П2

23,41

25,03

Глубина залегания горизонта П2

22,08

21,92

Мощность подсолевого палеозоя

21,33

19,52

Разность времен регистрации отражений П3-П2

13,74

13,50

Глубина залегания горизонта П1

9,96

10,91

Скорость распространения упругих колебаний между горизонтами П2-П21

8,41

7,58

Глубина залегания фундамента

6,86

7,56

Наличие соляной структуры

0,68

-

Глубина залегания горизонта П3

-0,43

-

Разность времен регистрации опорных отражений П3-П2

-6,03

- 6,02

 

Рисунок Выделение карбонатных зон по данным дискриминантного анализа в восточной части Прикаспийской впадины.

а - точки прогноза значений дискриминантной функции; б - изолинии значений дискриминантной функции; в - карбонатные зоны (по данным ВНИИгаза. 1974. 1979 гг.); г - глубокие скважины; д - сейсмические профили; е - подсолевые месторождения нефти и газа: 1 - Кенкияк-Бозоба, 2 - Урихтау, 3- Жанажол, 4 - Кожасай, 5 - Каратюбе; эталонные точки: ж - «терригенные», з - «карбонатные»