Assessment of the prospects of oil and gas-bearing areas in the waters of the Sea of Okhotsk based on the results of the application of probabilistic and statistical analysis of geological and geophysical data

Full Text

Введение

Известно [1–4], что в результате постоянной дегазации мантии Земли, происходившей в течение многих миллионов лет эволюционных тектоно-магматических процессов на Земле [1–9], поступали газотермальные и гидротермальные потоки геофлюидов различного химического состава (метан и другие природные углеводороды), которые, проникая через сеть тектонических разломов и трещин в пределах расположения концентрических структур (КС), постепенно могли сформировать месторождения углеводородов на акватории Охотского моря (рис. 1).

 

Рис. 1. Карта мощности земной коры Охотоморского региона [9, с дополнениями автора]. Условные обозначения: а – прогнозируемые нефтегазоносные области (НГО) на акватории Охотского моря, связанные с концентрическими структурами (КС); б – наиболее крупные месторождения нефти и газа на акватории Охотского моря; в – эпицентры глубинных землетрясений, произошедших с 1965 г., с указанием их глубины (км). Размеры знаков отражают магнитуду (4.0–6.5) землетрясений; Окружностями выделены зоны расположения КС, связанные с прогнозируемыми НГО на акватории Охотского моря: 1 – Северо-Сахалинская; 2 – Южно-Сахалинская; 3 – Западно-Камчатская; 4 – Магаданская; 5 – Шантарская; 6 – Дерюгинская; 7 – Тинровская; 8 – Голыгинская; 9 – Южно-Охотская; 10 – Срединно-Курильская; 11 – Центрально-Охотская; 12 – Татарская

 

Как можно видеть из рис. 1, концентрические изолинии мощности земной коры связаны с расположением достаточно крупных по диаметру (более 100 км) КС на акватории Охотского моря, которые пространственно коррелируют с расположением нефтегазоносных областей (НГО).

Исходные материалы

В акватории шельфовых зон Охотского моря недавно выявлено несколько нефтеперспективных концентрических структур (Северо-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Камчатская, Магаданская, Шантарская, Дерюгинская, Тинровская, Голыгинская, Южно-Охотская, Срединно-Курильская, Центрально-Охотская и др.). Но насколько эти КС будут перспективны для поисков месторождений нефти и газа, еще предстоит оценить. В настоящее время в нашей стране в геологических фондах накоплено значительное количество различных геолого-геофизических данных в виде карт разных масштабов, созданных с помощью 5 основных геофизических методов геологоразведки (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка, геотермия, электроразведка), поэтому в данной статье предлагается рассмотреть вероятностно-статистическую методику, использующую несколько геолого-геофизических параметров, которые могут использоваться для оценки нефтегазовых перспектив некоторых КС, выявленных на акватории Охотского моря. На основании изложенных в [1–9] данных можно предположить, что это будут значения: 1) мощности земной коры (Н_к); 2) мощности литосферного слоя (Н_л), которые характеризуют наличие глубоких «корней» мантийных диапиров [2; 7, 8], позволяющих через них идти процессам дегазации мантии из коровых и литосферных линз частичного плавления пород мантии; 3) мощности пород осадочного слоя (Н_о); 4) аномалий теплового потока (Q), часто расположенных в зонах мантийных диапиров и подводных вулканов, через тектонические структуры которых идет ускоренный тепломассоперенос геофлюидов в осадочный слой земной коры. Почему были выбраны именно эти геолого-геофизические параметры (Н_к, Н_л, Н_о, Q) для прогноза нефтегазовой перспективности КС на акватории Охотского моря? Из ранее проведенных автором исследований на акватории Каспийского и Черного морей стало известно [10], что многие месторождения нефти и газа связаны с несколько повышенной мощностью пород земной коры (рис. 1) и литосферы (рис. 2), которые часто встречаются в зонах расположения КС.

 

Рис. 2. Фрагмент карты изолиний мощности литосферы (Н_л) для территории Охотоморского региона [11, с дополнениями автора]. Условные обозначения: 1 – изолинии значений мощности литосферы; 2 – государственная граница Российской Федерации; 3 – место расположения КС. Номера и названия КС см. в подписи к рис. 1

 

Поскольку большая часть КС [6] сформирована мантийными диапирами с глубокими «корнями» [2, 7, 8, 12], то обычно под действием повышенного тепломассопереноса горячего мантийного вещества в этих зонах – частичное плавление пород земной коры и мантии и вследствие этого происходит некоторое увеличение мощности земной коры (Н_к) и мощности литосферы (Н_л) в целом, отличающиеся от остальных регионов верхней мантии. Поэтому для поисков новых нефтеперспективных КС в Охотоморском регионе, по-видимому, было бы целесообразно, чтобы в первую очередь были проанализированы данные о значениях мощности земной коры (рис. 1) [9], мощности литосферы [11] (рис. 2), мощности осадочного слоя [13] (рис. 3) и теплового потока [14] (рис. 3).

 

Рис. 3. Фрагмент карты теплового потока Российской Федерации [14, с дополнениями автора]

 

Известно [2, 7, 8], что через зоны мантийных диапиров и сформированных ими КС [6] на поверхности кристаллического фундамента земной коры в течение многих миллионов лет шел, а в некоторых регионах и сейчас продолжается интенсивный тепломассоперенос и миграция углеводородных геофлюидов из мантии [3, 4]. Поэтому при подготовке настоящей статьи были проанализированы также значения теплового потока (Q) (в диапазоне от Q < 17 до Q > 117 мВт/м²) [14] в пределах всех известных нефтеперспективных областей [9] на акватории Охотского моря по данным, представленным на соответствующей карте (рис. 3).

Методы исследования

В качестве методики прогноза нефтегазовой перспективности КС, расположенных на акватории Охотского моря, предлагается использовать элементы теории вероятности и математической статистики [15–17]. В настоящей статье на основании разрабатываемой методики вероятностного анализа [15–17] с использованием четырех разных видов геолого-геофизических данных: значениями мощности земной коры (Н_к) [9] и мощности литосферы (Н_л) [11], мощности пород осадочного слоя (Н_о) [13], значениями геотермальной энергии (Q) [14]. Все критерии принятия решений о наличии (или отсутствии) определенных значений геолого-геофизических параметров (Н_к, Н_л, Н_о, Q), характерных для НГО в пределах нескольких акваторий морей РФ, в этой статье базируются на теории проверки статистических гипотез (I и II рода) [15–17]. При этом необходима информация, содержащаяся в данных гистограмм N(Ф) и графиках плотностей распределения для гипотезы наличия р(Ф_i/H₁) и отсутствия р(Ф_i/H₀) определенного вида значений (так называемые аномалии) в анализируемых видах ГГД. Поэтому на основе рядов цифровых ГГД, снятых с карт [9, 11, 13–14], были произведены расчет и построение гистограмм N(Ф_i) по значениям четырех видов ГГД (Н_к, Н_л, Н_о, Q). Гистограмма, так же, как и понятие классической вероятности, описывает распределение частот N(Ф_i) = (m/n), определяемых для каждого из n – общего количества значений (Ф) ряда случайных величин определенного вида ГГД [15–17]. Обозначим фиксированную выборку ряда из n исследуемых значений f(х_j) какого-либо вида ГГД (Ф(х_j)) как

${\Phi }_i\left(x_j\right)=\left[f\left(x_1\right),f\left(x_2\right),\dots ,f\left(x_n\right)\right].$ (1)

На рис. 4 представлены гистограммы распределения значений рядов следующих видов ГГД: вертикальной мощности земной коры N(H_к) [9], вертикальной мощности литосферы N(H_л) [11], вертикальной мощности осадочного слоя N(H_о) [13], теплового потока на поверхности морского дна N(Q) [14], зафиксированных в пределах всех КС, расположенных в одноименных перспективных НГО на акватории Охотского моря.

 

Рис. 4. Гистограммы, характерные для всех вместе перспективных НГО на акватории Охотского моря (включая эксплуатируемые месторождения Северо-Сахалинской НГО), построенные по следующим видам ГГД: А – мощность земной коры N(Н_к) по данным оцифрованной карты [9]; Б – мощность литосферы N(Н_л) в западной части Охотского моря по данным оцифрованной карты [11]; В – мощность литосферы N(Н_л) в центральной и восточной частях Охотского моря по данным оцифрованной карты [11]; Г – мощность пород осадочного слоя по данным оцифрованной карты [13]; Д – значения теплового потока N(Q) по данным оцифрованной карты [14]

 

Из представленной на (рис. 4, А) гистограмме N(H_к) видно, что многие перспективные НГО на акватории Охотского моря (рис. 1) [9] расположены в регионах, где наблюдаются в среднем несколько повышенные значения мощности субокеанической коры (H_к = 27 км) по сравнению со средними значениями этого параметра по всему Охотскому морю в целом (H_к = 25 км). На акватории российской части Берингова моря, соседнего с Охотским морем, среднее значение мощности океанической коры составляет еще меньшую величину (H_к = 10 км). На построенной гистограмме N(H_л) (рис. 4, Б) выделяется экстремальное значение мощности литосферы в центральной части Охотского моря, равное 75 км, которое зафиксировано в пределах всех перспективных и уже эксплуатируемых НГО на акватории Охотского моря. Как видно из гистограммы на рис. 4, В, в прибрежных зонах Охотоморского региона и в пределах о-ва Сахалин, т.е. в переходной зоне от субокеанической литосферы к континентальной, мощность литосферы резко возрастает до экстремальных значений 105 км. Из гистограммы, представленной на рис. 4, Г, видно, что экстремальное значение мощности пород осадочного слоя в пределах перспективных НГО Охотского моря составляет 8 км, а по проведенным автором расчетам экстремальное значение мощности пород осадочного слоя на всей акватории Охотского моря составляет в среднем 3 км. Гистограмма N(Q), построенная на рис. 4, Д, показывает, что геотермальная энергия в пределах всех перспективных НГО, проанализированных на акватории Охотского моря, в настоящий геологический период имеет пониженные значения теплового потока (в экстремуме гистограммы Q = 67 мВт/м²), измеренного на поверхности морского дна. Пониженные значения теплового потока (67 мВт/м²) в районах расположения КС, в пределах которых выделены перспективные НГО Охотского моря, могут быть связаны с тем, что палеомантийные диапиры, сформировавшие КС, в настоящее время прекратили активную дегазационную деятельность. Высокие значения теплового потока (Q = 100 мВт/м² и более) в Охотском море, фиксируемые на морском дне, чаще всего связаны с действующими подводными вулканами.

Затем необходимо было проверить, соответствуют ли значения построенной по данным гистограммы статистической плотности распределения определенному виду теоретической плотности распределения (Гауссовому, логнормальному, равномерному, Пуассона, Пирсона, Стьюдента, Фишера и др.) [15–17]. Для этого был использован критерий Колмогорова [16], который можно представить в следующем виде:

$\lambda = D\cdot \left[\sqrt{n}\right],$ (2)

где D = max│Y_n(х) – Y(х)│ – максимум модуля разности между статистической (выборочной) функцией распределения Y_n(х) и теоретической Y(х). Вероятность их соответствия определяется по данным соответствующих таблиц [15–17]. Согласно проведенным расчетам по критерию Колмогорова [16] плотности распределения р(Н_м/H₁) выборочных значений рядов мощности субокеанической коры, мощности субокеанической литосферы р(Н_л/H₁), мощности пород осадочного слоя, значений теплового потока на акватории Охотского моря р(Q/H₁) оказались близкими к закону распределения Гаусса (рис. 5).

 

Рис. 5. Кривая теоретической плотности распределения р(f), соответствующая нормальному закону (Гаусса) распределения значений мощности земной коры (Н_к), значений мощности литосферы (Н_л), характерная для НГО Охотского моря. S₀ – область отклонения гипотезы о наличии аномалии (f₀ = Н_к = 27 км); S₁ – область принятия гипотезы о наличии аномалии (f₀ = Н_к = 27±5 км); 1 – α – вероятность ошибки I рода; 2 – β – вероятность ошибки II рода; 3 – h – величина порога принятия решения

 

По результатам проведенных расчетов можно показать, что данные о мощности субокеанической коры Охотского моря (рис. 5) свидетельствуют о нормальном законе плотности распределения Гаусса. по результатам проведенных расчетов можно показать, что данные о мощности субокеанической литосферы Охотского моря также свидетельствуют о законе плотности распределения Гаусса (рис. 5). Кривая условной плотности распределения р(Н_л) значений мощности литосферы, аппроксимированная с помощью нормального закона распределения (Гаусса), характеризует вероятностную связь аномалий глубины залегания нижней кромки литосферного слоя (Н_л) в зонах расположения основных НГО отдельно для западной (f₀ = Н_л = 105 км) и центрально-восточной частей (f₀ = Н_л = 75 км) Охотского моря. Кривая рассчитанной условной плотности распределения р(Q) значений теплового потока, аппроксимированная согласно [15–17] с помощью закона распределения Гаусса, также была построена (f₀ = Q = 67 мВт/м²) по данным измерения в пределах расположения основных НГО на акватории Охотского моря.

Из данных, приведенных на рис. 5, можно видеть, что на графике теоретической плотности распределения Гаусса р(Ф_i/H₁) мощности осадочного слоя на акватории Охотского моря существуют две области (α, β), связанные с ошибками I и II рода. Вероятность ошибки I рода, обнаружения ложной аномалии (α), определяется следующим интегральным выражением:

$\alpha =\int p\left({\Phi }_i/H_0\right)d\Omega \left(\Phi \right),$ (3)

где dΩ(Ф) – n-мерное пространство выборки анализируемых значений определенного вида ГГД.

Вероятность ошибки II рода, пропуска действительной аномалии (β), определяется следующим интегральным выражением:

$\beta =\int p\left({\Phi }_i/H_1\right)d\Omega \left(\Phi \right).$ (4)

По данным, представленным на графиках теоретических функций распределения разных видов ГГД, собранных в пределах территории, занимаемой перспективными НГО на акватории Охотского моря (рис. 5), были определены значения априорных вероятностей ошибок I и II рода Р_a(Ф_i/H₀), Р_a(Ф_i/H₁).

В результате подсчета суммарных значений этих вероятностных параметров (α, β), зафиксированных в зонах пересечения кривых плотностей распределения (рис. 5), можно определить значение среднего риска принятия решения по формуле

$r\left(h\right)=C_{\alpha }\times P_a\left({\Phi }_i/H_0\right)\times \alpha +C_{\beta }\times P_a\left({\Phi }_i/H_1\right)\times \beta ,$ (5)

где Р_a(Ф_i/H₁), Р_a(Ф_i/H₀) называются априорными вероятностями гипотез наличия Н₁ и отсутствия Н₀ полезной аномалии; С_α и С_β – цены ошибок I и II рода.

Посредством использования этих данных определялись значения порога (h) принятия, разделяющего пространство dΩ(Ф) значений используемого вида ГГД на две области S₁ и S₀ условной плотности распределения р(Ф_i/H₁) и р(Ф_i/H₀) (рис. 5). Минимизация среднего риска по критерию Бейеса приводит к определению значения порога принятия решения равному

$h=\left[C_{\alpha }\times P_a\left({\Phi }_i/H_0\right)\right]/\left[C_{\beta }\times P_a\left({\Phi }_i/H_1\right)\right].$ (6)

Далее по каждому виду ГГД, оцифрованных с одноименных карт, в пределах каждой из 15 анализируемых КС на акватории Охотского моря определялось среднее значение каждого вида ГГД. Затем для этого среднего значения ГГД, полученного в пределах каждой КС на основании сравнения с графиком теоретической плотности распределения, проводился расчет коэффициента правдоподобия (Λ) для каждой исследуемой КС по следующей формуле [16]:

$\Lambda \left({\Phi }_i\right)=\left[p\left({\Phi }_i/H_1\right)/p\left({\Phi }_i/H_0\right)\right].$ (7)

Для каждой исследуемой КС проводилось сравнение рассчит анного порогового значения (h), определенного по каждому виду ГГД на акватории Охотоморского региона, с коэффициентом правдоподобия (Λ). Если значения коэффициента правдоподобия (Λ) для исследуемой КС было выше порогового значения (h) исследуемого вида ГГД, то принималось решение о гипотезе наличия (H₁) аномалии этого вида ГГД, в противном случае – решение о гипотезе ее отсутствия (H₀) в пределах этой КС. В случае принятия решения о гипотезе наличия (H₁) аномалии исследуемого вида ГГД по значениям теоретической плотности распределения рассчитывалось значение вероятности для каждой исследуемой КС по каждому виду ГГД. Для этого использовался график одномерной теоретической плотности распределения р(Ф_i/H₁), расположенный в области S₁.

Известно, что одномерная теоретическая плотность распределения р(Ф_i/H₁) случайного процесса определяет вероятность того, что значения этого процесса в произвольный момент (х) расположения на профиле измерений будут заключены в определенном интервале (ΔФ_i) и при этом значения вероятности Р(Ф_i) и теоретической плотности распределения р(Ф_i/H₁) случайного процесса могут быть представлены в виде следующей формулы [15–17]:

$P\left\{{\Phi }_i<\left[{\Phi }_i\left(x\right)/H_1\right]<{\Phi }_i+\Delta {\Phi }_i\right\}\approx p\left({\Phi }_i/H_1\right)\times \Delta {\Phi }_i.$ (8)

Из формулы (8) следует, что вероятность Р(Ф_i/H₁) наличия определенного события (аномалии определенного вида ГГД) (Ф_i) с точностью до величины этого интервала (ΔФ_i) будет соответствовать значению теоретической плотности распределения р(Ф_i/H₁) случайного процесса, которые для анализируемых видов ГГД представлены на рис. 5.

В пределах каждой из 15 исследуемых КС на акватории Охотского моря сначала было выполнено определение необходимого количества точек для каждой КС. Для всех КС, на основании вышеизложенных методов обработки данных, был произведен расчет вероятностей по всем 4 исследуемым видам ГГД в пределах каждой из 15 КС на акватории Охотского моря.

Для получения окончательного результата проведенных исследований по вероятностям всех 4 видов используемых ГГД Р_i(Ф) (i – номер определенного вида ГГД) производилась оценка среднего значения вероятности Р_с(Ф) в пределах каждой из 15 КС. Кроме того, можно считать, что для вычисления вероятностей всех исследуемых видов ГГД (Н_к, Н_л, Н_о, Q) используют статистически независимые ГГД. При этом выявление одного из статистических событий не изменяет вероятности появления других статистических событий по другому виду ГГД.

Результаты исследований

В этом разделе статьи представлены результаты вероятностно-статистического анализа четырех геолого-геофизических параметров (Н_к, Н_л, Н_о, Q) и на этой основе можно сделать прогноз, где могут быть расположены новые НГО на территории Охотоморского региона. В результате проведения вероятностно-статистического анализа, выполненного по региональным геолого-геофизическим данным по 15 КС, расположенным в пределах акватории Охотоморского региона, были произведены расчеты, систематизированные в виде таблицы.

Представленные данные (см. таблицу) могут служить некоторыми вероятностными критериями для поиска новых нефтегазоносных областей на акватории Охотского моря. Результаты вероятностного анализа показывают, что наиболее информативными прогнозными параметрами из них являются: мощность земной коры (Н_к); мощность литосферы (Н_л); мощность пород осадочного слоя (Н_о). Другие геолого-геофизические данные, такие как значения теплового потока (Q) [14], оказались менее информативными, поскольку значения теплового потока в пределах всех анализируемых КС были менее интенсивными, чем в зонах расположения подводных вулканов. Поэтому параметр (Q) не всегда позволяет хорошо выделять нефтеперспективные КС. Кроме того, на основании проведенных расчетов статистических отклонений от средних значений вероятности (dР_с) (см. таблицу) можно сказать, что новые нефтегазовые месторождения могут быть связаны с территорией следующих КС: Татарская, Ионыостровская, КС(151E-56N), КС(148Е-55N), а также с уже достаточно хорошо изученными территориями Дерюгинской, Южно-Сахалинской, Срединно-Курильской, Южно-Охотской КС (рис. 1). Остальными исследуемыми территориями КС, которые по результатам расчетов можно рассматривать как пока недостаточно изученные территории для поисков месторождений горючих полезных ископаемых, являются Магаданская, Шантарская, КС(145E-48N) из-за недостатка у автора некоторых видов более детальных геолого-геофизических данных. Малоперспективными для поисков месторождений нефти и газа можно считать следующие КС: Центрально-Сахалинская, КС(148E-53N), КС(146E-46N), Центрально-Охотская.

 

Расчет значений вероятности нефтегазовой перспективности 15 КС, расположенных на акватории Охотоморского региона

№	Название КС	Р(Нк)	Р(Нл)	Р(Но)	Р(Q)	Рсред
1	Северо-Сахалинская	0,36	0,99	0,99	0,21	0,64
2	Южно-Сахалинская	0,99	0,99	0,90	0,01	0,73
4а	Магаданская	0,37	0,56	0,63	0,99	0,64
4с	КС(151E-56N)	0,88	0,99	0,73	0,04	0,66
4d	КС(148E-55N)	0,60	0,99	0,73	0,75	0,77
4e	Ионыостровская	0,99	0,99	0,90	0,33	0,81
5	Шантарская	0,64	0,96	0,43	0,38	0,60
6a	Дерюгинская	0,99	0,33	0,95	0,55	0,71
6b	Центрально-Сахалинская	0,12	0,10	0,99	0,17	0,35
6с	КС(148E-53N)	0,33	0,99	0,73	0,04	0,53
9а	КС(146E-46N)	0,01	0,99	0,75	0,18	0,49
9b	Южно-Охотская	0,01	0,99	0,99	0,91	0,73
9c	КС(145E-48N)	0,05	0,99	0.99	0,33	0,60
10	Срединно-Курильская	0,33	0,99	0,90	0,99	0,81
11	Центрально-Охотская	0,88	0,08	0,92	0,20	0,52
12	Татарская	0,60	0,99	0,99	0,95	0,89
	Рi(Ф)	0,54	0,86	0,84	0,47	0,64

 

Выводы

Рассмотрены результаты применения вероятностных методов интерпретации, использованных для прогноза нефтегазовой перспективности территорий в пределах 15 КС Охотоморского региона, полученных по данным четырех геолого-геофизических параметров.

По итогу проведенных исследований на территории Охотоморского региона из 15 проанализированных КС выделено 8 нефтегазоперспективных структур (Дерюгинская, Южно-Сахалинская, Срединно-Курильская, Южно-Охотская, Татарская, Ионыостровская, КС(151E-56N), КС(148Е-55N), в которых рекомендуется провести детальные геолого-разведочные работы для поисков месторождений нефти и газа.

About the authors

Andrey L. Kharitonov

Pushkov Institute of Terrestrial Magnetism, Ionosphere and Radio Wave Propagation of Russian Academy of Sciences

Author for correspondence.
Email: ahariton@izmiran.ru
ORCID iD: 0000-0002-0843-452X

Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, Leading Researcher

Russian Federation, Moscow

References

Supplementary files