CC BY
3
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
УДК 553.98:550.84 DOI 10.31087/0016-7894-2023-1-95-110
Газогеохимические показатели угленефтегазоносности осадочных бассейнов и геоструктур центральной и западной частей Восточно-Сибирского моря
© 2023 г. А.И. Гресов, А.В. Яцук
ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт имени В.И. Ильичева ДВО РАН, Владивосток, Россия; [email protected]; [email protected]
Поступила 07.10.2022 г.
Доработана 21.10.2022 г. Принята к печати 02.11.2022 г.
Ключевые слова: донные отложения; углеводородные газы; газогеохимические показатели; угленефтегазо-носность; Восточно-Сибирское море.
Аннотация: В результате обработки и интерпретации данных газового опробования керна скважин и донных осадков центральной и западной частей шельфа Восточно-Сибирского моря установлено, что углеводородные газы изученных литотипов характеризуются газогеохимическими показателями — массовыми концентрациями, молекулярной массой, коэффициентами влажности, преобразованности углеводородной фракции и изотопного состава углерода метана сингенетических, эпигенетических и гетерогенетических газов, представленных в донных отложениях биохимическими газами современных осадков; магматогенными — магматических образований; метаморфогенными — углегазо-носных формаций, газовых залежей, твердых битумов, конденсатно-газовых, конденсатных, нефтегазовых, газонефтяных залежей и газогидратов. Определено, что изотопно-геохимические показатели установленных 11 генетических групп углеводородных газов достаточно близки к их аналогам Лено-Вилюйского, Иркутского, Верхне-Буреинского, Анадырского, Сахалинского и Охотоморского угленефтегазоносных бассейнов Востока России. На основе полученных данных оконтурены прогнозные площади распространения нефтегазоносных формаций и выполнена газогеохимическая оценка нефтегазоперспективности района исследований.
■ Для цитирования: Гресов А.И., Яцук А.В. Газогеохимические показатели угленефтегазоносности осадочных бассейнов и геоструктур центральной и западной частей Восточно-Сибирского моря // Геология нефти и газа. - 2023. - № 1. - С. 95-110. DOI: 10.31087/0016-7894-2023-1-95-110.
Финансирование: Газогеохимические и аналитические исследования выполнены в рамках гостемы ТОИ ДВО РАН № 0211-2021-0006 «Газогеохимические поля Мирового океана, геодинамические процессы и потоки природных газов, влияющие на формирование геологических структур с залежами углеводородов и аутигенной минерализации» (121021500055-0).
Благодарности: Авторы выражают благодарность А.С. Астахову, Р.Б. Шакирову, А.А. Босину и Ю.П. Василенко за поддержку в проведении экспедиционных морских исследований, а также В.В. Калинчуку и Д.А. Швалову за помощь в отборе проб донных осадков.
Gas geochemical indicators of coal, oil and gas potential of sedimentary basins and geostructures in the central and western part of the East Siberian sea
© 2023 |A.I. Gresov, A.V. Yatsuk
V.UTichev Pacific Oceanological Institute, Vladivostok, Russia; [email protected]; [email protected] Received 07.10.2022
Revised 21.10.2022 Accepted for publication 02.11.2022
Key words: seafloor sediments; hydrocarbon gases; gas geochemical parameters; coal, oil and gas content; East Siberian Sea.
Abstract: According to the data of gas sampling of well cores and seafloor sediments in the central and western parts of the East Siberian Sea shelf, it was found that different gas geochemical parameters (weight concentrations, molecular weight, moisture coefficients, maturity of hydrocarbon fraction and isotope composition of methane carbon) are typical of hydrocarbon gases of the studied lithotypes. Biochemical gases of recent sediments in bottom sediments are represented by syngenetic, epigenetic and heterogeneous gases; magmatic — igneous formations; metamorphogenic — coal and gas formations, gas deposits, solid bitumen, condensate-gas, condensate, oil and gas, gas-oil deposits and gas hydrates. Eleven genetic groups of hydrocarbon gases have been identified that are quite close to analogues in the Lena-Vilyuisky, Irkutsky Verkhne-Bureinsky, Anadyrsky, Sakhalinsky, and Okhotsky coal and oil-gas basins of the Russian East. Based on the data obtained, the predicted areas of oil and gas formations occurrence were outlined, and a gas geochemical assessment of the oil and gas prospects was carried out in the study area.
■ For citation: Gresov A.I., Yatsuk A.V. Gas geochemical indicators of coal, oil and gas potential of sedimentary basins and geostructures in the central and western part of the East Siberian sea. Geologiya nefti i gaza. 2023;(1):95-110. DOI: 10.31087/0016-7894-2023-1-95-110. In Russ.
Funding: Gas geochemical studies were carried out within the framework of the State Assignment POI FEB RAS №. 0211-2021-0006 (121021500055-0).
Acknowledgments: The authors are grateful to A.S. Astakhov, R.B. Shakirov, A.A. Bosin, and Yu.P. Vasilenko for their support in the marine field research, and to V.V. Kalinchuk and D.A. Shvalov for their assistance in seafloor sediment sampling.
Введение
Оценка перспектив нефтегазоносности новых территорий в настоящее время базируется на оса-дочно-миграционной теории образования и миграции нефти и газов [1] и имеющихся у исследователей геологических и геофизических данных. Согласно существующим представлениям о филь-трационно-диффузионном массопереносе и миграции УВ-газов из газоматеринских источников по зонам тектонических нарушений в перекрывающие их отложения, газогеохимические показатели УВ-газов донных отложений являются прямыми признаками угленефтегазоносности недр [2, 3].
Первые сведения о составе, генезисе УВ-газов и газогеохимических показателях донных отложений Восточно-Сибирского моря были получены сотрудниками НИИГА при проведении экспедиционных исследований на попутных судах ММФ СССР в 1975-1980 гг. и опубликованы в [4]. Начиная с 2008 г. (региональный сейсмогеологический и газогеохимический профиль 5АР) и по настоящее время изучение состава и генезиса газов, газонасыщенности и газогеохимических показателей донных осадков различных секторов Восточно-Сибирского моря носит целенаправленный характер [5-12]. Важным источником информации для идентификации УВ-газов являются данные газогеохимических исследований континентальных угленефтегазонос-ных бассейнов Востока России [13].
Основная задача настоящей статьи заключалась в обобщении и сравнительном научном анализе данных газогеохимических показателей континентального, островного обрамления района исследований и осадочных угленефтегазоносных бассейнов Востока России. Это позволило приблизиться к реальному пониманию геологической природы распределения в донных осадках УВ-га-зов различных газоматеринских источников и перспектив нефтегазоносности изученных осадочных бассейнов и геоструктур центральной и западной частей Восточно-Сибирского моря. Актуальность проделанной работы обусловлена не только слабой изученностью региона, но и приоритетом научных исследований в арктической зоне Российской Федерации.
Методы и материалы
Основным материалом газогеохимических исследований являлись керны осадков 95 донных станций (рис. 1), отобранные прямоточными и гидростатическими грунтоотборными трубками с вкладышами (реже мультикорами и дночерпа-телями — 12 станций) в период проведения российско-китайских экспедиций на НИС «Академик М.А. Лаврентьев» ЕУ-77 (2016), LV-83 и ЕУ-90 (2018, 2020), а также с попутных судов Мурманского (1977, 1980), Дальневосточного пароходств Министерства
морского флота (2009, 2010, 2012, 2014) и вспомогательного флота при проведении прибрежных экспедиционных работ.
В процессе газогеохимических исследований на борту судна поинтервально отбирался керн осадков в герметические сосуды с последующей их дегазацией и отбором проб газа при свободном, термо-и термовакуумном его выделении для проведения газоаналитических работ. Хроматографический анализ проб газа проводился в аттестованных Рос-стандартом лабораториях (газовой лаборатории ООО «Дальвостуглеразведка» и лаборатории газогеохимии ТОИ ДВО РАН) на хроматографах ЛХМ-8МД, Газохром-3101, «Хроматэк-Газохром-2000» и «КристалЛюкс-4000М» в экспедиционных и стационарных условиях. Методика опробования, дегазации осадков, анализа газов и обработки полученных данных соответствовала действующему руководству [17], ГОСТ 31371.3-2008 и нормативным паспортам вышеуказанных лабораторий.
Для определения генезиса УВ-газов использовался комплекс количественных геохимических показателей: молекулярная масса УВ-фракции (Мте), массовые концентрации индивидуальных УВ, нормированные по отношению к МУВ в долях целого на 1000 (или в граммах на килограмм газа УВ-фрак-ции) и их отношения — коэффициентов преобразо-ванности УВ-фракции (Кпр) и «влажности» УВ-фрак-ции (Квл). Коэффициенты Кпр и Квл рассчитаны по формулам
Кпр = (С2 • С4)/С3 [13],
Квл = ЦС2-С5)/ВД-С5) • 100 % [3], где Cj-C5 — массовые концентрации УВ в долях на 1000.
Дополнительным газогенетическим критерием являлись данные масс-спектрометрии изотопных отношений (IRMS) 513С-СН4 и С2Н6 [5-13], полученные в лабораториях стабильных изотопов МГРИ, ВСЕГЕИ, ДВГИ и Университета Хоккайдо, измеренные на масс-спектрометрах Finnigan MAT-253, Deltaplus XL. Эти работы были выполнены по аттестованным и оптимизированным для данных исследований методикам.
Оцифровка и пространственно-математическая интерпретация результатов работы проводились в программном комплексе ESRI ArcGIS® с помощью модуля Geostatistical Analyst по методу обратных взвешенных расстояний (IDW).
В настоящей статье также использованы материалы скважинного опробования газопроявлений, изучения состава газа различных литотипов и газовой фазы подземных вод 25 скважин, анализ газа которых выполнен сотрудниками лабораторий ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, Севморгео, ОАО «Дальвостугле-разведка» и ТОИ ДВО РАН [4, 9, 14, 18].
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Рис. 1. Fig. 1.
Структурно-тектоническая карта [14, 15] и схема газогеохимического опробования района исследований Structural and tectonic map [14, 15] and scheme of gas-geochemical sampling in the study area
135" В-75" С ■
72" С-140" В■
Масштаб1 :4 500 000.npoe^™WGS_1984JBCAO_Polar_Stereographic Стандартнаяпараллель: 75 oC
(р 1 © 2 | Щ 3
5 „240 , ® 6
,Д0-
7 КШ
10 HxS 11
О \12 | о |13 I О 14 О \15 | о \16
1 — осадочные бассейны (прогибы): I — Новосибирский, II — Тастахский, III — Приморский, IV — Пегтымельский, V — Айонский, VI — Анюйский; 2 — геоструктуры: поднятия (1-4): 1 — Котельническое, 2 — Лонга, 3 — Барановское, 4 — Медвежинское; структурные террасы (5, 6): 5 — Благовещенская, 6 — Северная; 3 — угленосные бассейны и площади: 1 — Анжуйский, 2 — Тастахский, 3 — Анюйский, 4 — Чаунский, 5 — Хромская, 6 — Приморская; 4 — угольные месторождения: каменных (а) и бурых углей (Ь): 1 — Балыктахское, 2 — Туорюряхское, 3 — Тугуттахское, 4 — Деревянно-горское, 5 — мыса Высокого, 6 — Дальнее (на врезке); 5 — углепроявления (а), битумопроявления (Ь); 6 — скважины; 7 — изобаты, м; 8 — палеодолины рек; 9 — газовые факелы [16]; 10 — изогипсы мощности осадочного чехла, км; 11 — разломы: а — А — Анюйский, Г — Главный структурный шов (Новосибирский); тектонические нарушения: Ь — установленные, с — предполагаемые; донные станции (12-15): 12 — прибрежных экспедиций и попутного судового опробования, 13 — рейса LV-77, 14 — LV-83, 15 — LV-90; 16 — датировки возраста осадков. На врезке: расположение района исследований и нефтегазовых месторождений шельфа Аляски
1 — sedimentary basins (troughs): I — Novosibirsky, II — Tastakhsky, III — Primorsky, IV — Pegtymelsky, V — Ayonsky, VI — Anyuisky;
2 — geological structures: uplifts (1-4): 1 — Kotelnichesky, 2 — Longa, 3 — Baranovsky, 4 — Medvezhinsky; structural terraces (5, 6): 5 — Blagoveshensky, 6 — Severny; 3 — coal-bearing basins and areas: 1 — Anzhuisky, 2 — Tastakhsky, 3 — Anyuisky, 4 — Chaunsky, 5 — Khromsky, 6 — Primorsky; 4 — coal fields: hard coal (a) and brown coal (b): 1 — Balyktakhsky, 2 — Tuoryuyakhsky,
3 — Tuguttakhsky, 4 — Derevyannogorsky, 5 — Cape Vysoky, 6 — Dalny (in the box); 5 — coal occurrence (a), bitumen occurrence (b); 6 — wells; 7 — isobath, m; 8 — paleovalleys; 9 — gas flares [16]; 10 — sedimentary cover isopachs, km; 11 — faults: a — A — Anyuisky, r — Major structural suture (Novosibirsky); tectonic disturbances: b — known, c — expected; seafloor stations (12-15): 12 — nearshore surveys and occasional shipboard sampling, 13 — LV-77 route, 14 — LV-83, 15 — LV-90; 16 — sediment dating.
In the box: location map of the study area and oil and gas fields on the Alaska shelf
76" С 140" В
145" В
150" В
155" В
160" В
165" В
170" В
175" В
135 В
76" С
-75" С
74" С-
-74" С
73" С"
-73" С
72" С
71 С
-71" С
70" С-
-70" С
69" С-
-69" С
145" В
150" В
155"В 69" С
160" В
69" С 165"В
170" В
Геологическая характеристика
В геологическом строении района исследований принимают участие осадочные и вулканогенные образования палеозойского, мезозойского и
кайнозойского возраста Новосибирского, Тастах-ского, Приморского, Пегтымельского и Айонского осадочных бассейнов; Благовещенской структурной террасы, Котельнического, Медвежинского и
GEOCHEMICALSURVEYS
Барановского поднятий, а также поднятия Лонга и Северной террасы (см. рис. 1).
Северная часть района (25 % его площади) характеризуется более мощным (> 12 км) и широким возрастным объемом осадочного чехла, от позднего палеозоя до кайнозоя, залегающего на каледонском складчатом основании. В южной его части возрастной объем осадочного чехла (мощностью до 8-10 км) определяется в пределах апт-кайнозоя, залегающего на позднемезозойском основании Ново-сибирско-Чукотской складчатой системы, в строении которой выделяют терригенно-карбонатный комплекс нижнего - среднего палеозоя и терриген-ный комплекс верхнего палеозоя - нижнего мела (рис. 2).
С первым комплексом ассоциируется базито-вый магматизм в виде даек и штоков метадолери-тов и метагаббро-долеритов, со вторым — гранито-идный магматизм раннемелового возраста. Среди разрывных нарушений в складчатом основании северной части района выделяется Главный структурный шов (граница областей позднемезозойской и докембрий-каледонской складчатости, в ряде публикаций — Новосибирский разлом), в южной — Анюйский разлом. Западная часть Новосибирского бассейна осложнена нарушениями субширотного простирания, центральная часть и площадь Барановского поднятия — субмеридионального, Медве-жинского — обоих типов [14].
В конце раннего мела - кайнозоя в районе исследований в морских и субаквальных осадочных бассейнах сформировался терригенный чехол молодой платформы с корой выветривания в основании. Кайнозойский осадочный комплекс представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, конгломератами, бурыми углями, лигнитами, торфяниками, глинами, алевритами, песками, галечниками; четвертичные осадки — песками, алевритами, илами, галечниками и гравийниками. Основными источниками поступления терригенного материала и формирования четвертичных осадков являются продукты береговой и донной абразии, твердый сток рек Хрома, Индигирка и Колыма. Ледовый перенос в процессе образования осадков имеет второстепенное значение [14].
Возраст голоценовых осадков северо-восточной части Новосибирского бассейна (станция PS72/350-2, см. рис. 1) на глубине опробования 1,1 м (по данным AMS 14C) составляет 9,3 тыс. лет (cal a BP), 2 м — 10,3 тыс. лет [21]. В южной части бассейна (станция LV77-36) аналогичные показатели на глубине 0,12 м оценены в 0,75 тыс. лет, 0,4 м — 2,1 тыс. лет, 0,9 м — 4,2 тыс. лет и 3,5 м — 8,2 тыс. лет [22]. Верхние 0,47 м осадков на станции АФ-29-07 северной части бассейна [23] представлены голоценовыми алевритопелитами, нижние — 0,5-1,9 м — твердыми плейстоценовыми пелитами, возраст которых на глубине 0,5 м (по данным метода избыточного 230Th) составляет 181 тыс. лет. Радиоуглеродный анализ пелитовых осадков на глубине 1,3 м показал за-
предельную датировку их возраста — > 44 тыс. лет. Исходя из вышеуказанных данных, скорости накопления голоценовых осадков южного сектора Новосибирского бассейна изменяются от 12 см/1000 лет в верхней части разреза до 42 см/1000 лет — в нижней; в северо-восточном — от 12 до 20 см/1000 лет. Скорость накопления плейстоценовых осадков северной части бассейна не превышает 3 см/1000 лет и возрастает в направлении бровки шельфа от 16 до 20 см/1000 лет.
Органическая насыщенность литотипов в районе исследований достаточно высокая. В мел-кайнозойских отложениях установлены углистые алевролиты и аргиллиты, пласты каменных и бурых углей, лигнитов и торфов, в палеозой-мезозойских породах — твердые битумы, углистые сланцы, алевролиты и аргиллиты.
Битумопроявления островов Котельный и Бель-ковский, Приморской низменности и Чаунского района характеризуются возрастным диапазоном от ордовика до мела. Выход хлороформенного биту-моида А в породах достигает 5,5 %, углерода — 89 %, водорода — 12 %. Отношение С/Н, равное 7-8, подтверждает происхождение рассеянного ОВ из осадочных пород. Образование битумов относится к нескольким фазам его генерации и представляет собой продукт сложного преобразования под совокупным воздействием метаморфогенных и гипергенных факторов. Среди них присутствуют битумы различных классов: от мальт до антраксолитов, сформировавшихся по метаморфогенной линии преобразования, и до асфальтитов и гуминокери-тов, возникших под воздействием гипергенных факторов [14, 24, 25].
В Анжуйском угленосном бассейне, расположенном в пределах Новосибирских островов (см. рис. 1, 2), на Балыктахском, Туорюряхском и Тугуттахском месторождениях установлено от 3 до 9 нижнемеловых пластов каменного угля мощностью от 1 до 25 м. Суммарная мощность рабочих пластов угля месторождений марочного состава Д (Я0 = 0,59-0,63; стадия катагенеза МК^ составляет 77-103 м, коэффициент угленосности — 8-22 %, содержание углерода и водорода на горючую массу — 69-79 и 4,2-5,8 %. Здесь же, в сеноман-туронских отложениях верхнего мела, эоцена и нерасчленен-ных толщах олигоцен-миоцена бассейна установлены от 2 до 10 пластов бурого угля (марочного состава 1Б-2Б, Я0 = 0,37-0,49, стадий катагенеза П^-ПКз) мощностью 1-12 м и несколько десятков пластов и пропластков мощностью 0,2-0,95 м на месторождениях Деревянногорское, мыса Высокого и многочисленных углепроявлениях суммарной мощностью более 200 м, с содержанием углерода и водорода — 66-81 и 5-6,7 % [14].
В пределах Анюйского угольного бассейна установлено более 53 пластов и пропластков каменного угля марочного состава Д-Ж мощностью до 2,5 м на месторождениях Долгожданное и Дальнее, Ча-ун-Чукотского бассейна — до 14 пластов каменного
Рис. 2. Fig. 2.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Литолого-стратиграфические колонки островного обрамления района исследований и шельфа Чукотского моря (по данным [19, 20])
Lithostratigraphic charts of island neighbourhood of the study area and the Sea of Chukotka shelf (according to [19, 20])
0000000 0000000 00000000
I , I
III
!• f J 15
L L L L
L L L L L L L
&4-L
3 5 7 9
11 13
-1 -1 -
-1 - I -
-ЦЦ ИНп
irV
III
III
17 19 21 23 25
S3C/3C/D
эс/эчэс/ hocotn
+ + + + + + + +
V+V+
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26
Северный Ледовитый океан
Восточно-Сибирское море
4 Г
Поре gg
■»Hi
—
tk <£¿4
140о В 150о В 160о В 170о В 180о В 170о З 160о З
1 — конгломераты; 2 — пески, песчаники; 3 — алевриты, суглинки; 4 — алевролиты; 5 — глины; 6 — аргилиты; 7 — кремне-содержащие породы; 8 — уголь; 9 — известняк; 10 — известняк глинистый; 11 — песчаник известковистый; 12 — известняк доломитизированный; 13 — доломит; 14 — известковая брекчия; 15 — гипс; 16 — кварциты; 17 — филлиты; 18 — туф рио-литовый; 19 — базальты; 20 — гранитоиды; 21 — спикулы губок; 22 — обломки раковин; 23 — палинофлора; 24 — стратиграфическое несогласие; 25 — отсутствие отложений; 26 — акустический фундамент. На врезке: местоположение островных объектов и скважин
1 — conglomerate; 2 — sand, sandstone; 3 — silt, loam; 4 — siltstone; 5 — clay; 6 — claystone; 7 — siliceous rocks; 8 — coal; 9 —
limestone; 10 — argillaceous limestone; 11 — calcareous sandstone; 12 — dolomitic limestone; 13 — dolomite; 14 — limestone breccia; 15 — gypsum; 16 — quartzite; 17 — phyllite; 18 — rhyolite tuff; 19 — basalt; 20 — granitoid; 21 — sponge spicules; 22 —
fragments of shells; 23 — palynoflora; 24 — nondepositional unconformity; 25 — absence of deposits; 26 — acoustic basement. In the box: island objects and wells
1
80о С
75о С
70о С
65 С
угля марочного состава Т-ПА мощностью до 16 м и метаноносностью до 8 м3/т. В отложениях Тастах-ского бассейна и Приморской угленосной площади содержится до 7 пластов бурого угля мощностью до 4 м. Угленосные отложения нижнего - среднего палеоцена, нижнего эоцена и миоцена Чаунской площади и о-ва Айон включают многочисленные
линзы и пласты бурых углей мощностью до 6-8 м и лигнитов — 1-2 м, метаноносность которых достигает 0,8 м3/т на глубине 150 м. В верхних частях разреза установлены линзы и слои торфов мощностью до 2 м, а также четвертичные глины с содержанием Сорг = 9-11 %. Кроме того, среди изученных ли-тотипов пород выделяются слои пермотриасовых,
RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 1' 2023 |Д| 0Л GEOCHEMICAL SURVEYS
юрско-меловых и палеоген-неогеновых углистых сланцев, аргиллитов и глин с содержанием Сорг до 19-42 % и мощностью 1-38 м [14, 26, 27].
В границах района выделяются Котельниче-ско-Ляховская гидрогеологическая складчатая область, артезианский бассейн Восточно-Сибирского моря и краевая часть Яно-Индигирского криогенного артезианского бассейна, гидрогеологический режим которых обусловлен их положением в зоне многолетнемерзлых пород (ММП). Мощность ММП островов Котельный и Айон (по данным электроразведочных работ и бурения) составляет 450-500 м, прибрежной зоны Восточно-Сибирского моря (по данным буровых работ) — 60-120 м [13, 14, 18]. Температуры донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур характеризуются преимущественно отрицательными значениями (-0,4...-1,9 °С), что обусловлено развитием ММП. Наряду с этим, установлены участки донных отложений с положительными температурами осадков 0,3-1,5 °С в интервале опробования 0,2-4 м, формирование которых обусловлено влиянием гидрологических, гидрогеологических и геологических факторов. В устьях рек Индигирка, Колыма, Чаун и Паляваам установлены сквозные таликовые зоны [14, 26].
В гидрогеологическом разрезе района выделяется три этажа: нижний, сложенный мета-морфизованными докембрийскими и частично палеозой-нижнемезозойскими породами и магматическими образованиями, содержащими трещин-но-жильные скопления вод; средний — со скоплениями пластово-трещинных вод в мезозойских и частично палеозойских дислоцированных отложениях и верхний, содержащий пластовые скопления подземных вод в верхнемел-кайнозойских слабо-литифицированных отложениях [14].
Результаты и обсуждение
Состав и генезис газов. Углеводородные газы свободных газовыделений и выбросов газа из скважин островного, континентального обрамления района исследований и его акваториальной части в интервале глубин их опробования 36-178 м представлены метаном 7,6-94,7 , этаном — 0-0,71, пропаном — 0-0,13 и бутаном — 0-0,06 % (табл. 1). В составе газопроявлений из скважин пролива Санникова и Чаунской впадины установлен пентан в концентрациях 0,00001-0,0024 %. Газопроявления из скважин 13, 14 и 41 Котельнического поднятия на глубинах 36-46 м связаны с вскрытием трещин ММП миоцен-четвертичных отложений и дегазацией подземных вод; выбросы газа — подмерзлотного газонасыщенного горизонта, сложенного песчаниками, алевритистыми песками (коллектор), перекрытыми мерзлыми аргиллитоподобными глинами («экран» для газа). Формирование скоплений свободного газа в Чаунской впадине, устьях рек Хрома и Колыма характеризуется аналогичной геолого-газовой ситуацией, осложненной влиянием тектонического фактора, магматической деятельностью, а также
наличием значительных по площади зон талых осадочных отложений и сквозных таликов гидрогеологического происхождения.
Концентрации метана в четвертичных отложениях материкового, островного обрамления и акваториальной площади района исследований по данным скважинного газового опробования изменяются в пределах 0,015-7,9, в эффузивных породах — 0,12-1,12, песчаниках — 3,91-6,07, торфяниках, лигнитах и бурых углях — 0,72-32,1, твердых битумах (антраксолитах?) — 3,58-7,21, в каменных углях месторождения Дальнее (см. рис. 1) Чаун-Чу-котского бассейна — 46,32-79,6 %. Содержание этана в четвертичных отложениях и торфяниках достигает 0,006 и 0,04 % соответственно, эффузивных породах — 0,0259 %, песчаниках — 0,0234 %, лигнитах и бурых углях — 0,04 и 0,26 %, твердых битумах и каменных углях — 0,27 и 1 %. Аналогичные значения для пропана составляют: до 0,0031; 0,010; 0,0067; 0,0038; 0,01 и 0,0599; 0,12 и 0,2 % соответственно. Концентрации бутана не превышают 0,00001, в торфяниках — 0,0001, эффузивах — 0,0018, песчаниках — 0,0019, лигнитах и бурых углях — 0,0013 и 0,03, битумах и каменных углях — 0,098 и 0,08 %. В сорбированных газах твердых битумов, бурых и каменных углей установлен пентан в содержаниях до 0,0098; 0,0002 и 0,014 % соответственно. Содержание метана и суммы его гомологов в газовой фазе подземных вод достигает 51,7 и 0,05 % (см. табл. 1).
В процессе исследований установлено, что четвертичные отложения, торфяники, газовые скопления и залежи, лигниты, бурые и каменные угли, твердые битумы (антраксолиты) и магматические образования представляют единый газоматеринский осадочно-породный бассейновый комплекс и характеризуются индивидуальными газогеохимическими показателями массовых концентраций УВ-фракции, Му5, Кпр, Квл и изотопного состава 513С-СН4 (табл. 2).
Для четвертичных отложений керна скважин 42, 43, 80 и 18 (см. рис. 1, см. табл. 2) обнаружены газогеохимические показатели, характерные для конденсатно-газовых, нефтегазовых, газонефтяных и газогидратных залежей изученных осадочных и нефтегазоносных бассейнов Востока России [13]. Газогеохимические показатели указанных залежей данных бассейнов и Мессояхского газового месторождения приведены в табл. 3.
В составе УВ-газов донных отложений района исследований установлены: метан с содержанием 0,0004-2,354 %, этан и этилен (суммарно) — 0,000001-0,012 %, пропан и пропилен — 0-0,003 %, п-бутан и г-бутан — 0-0,001 %, п-пентан и г-пен-тан — 0-0,00014 %. Суммарные концентрации гомологов метана в осадках изменяются от 0,000002 до 0,017 %. Интерпретация установленных значений газогеохимических показателей донных отложений, с учетом данных скважинного газового опробования (см. табл. 2), позволила выделить в районе исследований 11 генетических групп УВ-газов раз-
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Табл. 1. Содержание УВ-газов в составе сорбированных газов, газовой фазы подземных вод, свободных выделений и выбросов газа в районе исследований по данным скважинного опробования и анализов газа во ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, Севморгео, ОАО «Дальвостуглеразведка» и ТОИ ДВО РАН [4, 7, 8, 14, 18, 26]
Tab. 1. HC gas content in the composition of the retained gas, gas phase of groundwater, free gas emissions and releases in the study area in accordance with well testing and gas analyses in VNIGRI, VSEGEI, Sevmorgeo, OAO Dalvostuglerazvedka, and V.I. Il'ichev Pacific Oceanological Institute, RAS Far Eastern Branch [4, 7, 8, 14, 18, 26]
Местоположение, номер скважины, глубина опробования (возраст, литотип) Содержание УВ-газов, %
СН4 С2Н6 СэН8 С4Н10
Свободные газовыделения и выбросы газа
Залив Геденштрома, скважины 13 и 14, 42-44 м 10,2-14,2 Сл.* 0 0
Пролив Санникова, скв. 41, 36-37 м 14,9-15,1 Сл. Сл. 0
Пролив Санникова, скв. 6, 38-39 м* 90,9-94,7 0,0014 0,00005 0,00007
Пролив Дмитрия Лаптева, скв. 87, 82 м* 75,2 1(С2-С4) = 0,76
Побережье Чаунской губы, скв. 21г, 135 м 26,72 0,2198 0,0544 0,027
Побережье Чаунской губы, скв. 22г, 100-104 м 7,6-10,8 0,0696 0,0147 0,0062
Побережье Чаунской губы, скв. 240, 142 м 40,6 0,3 0,09 0,045
О-в Большой Роутан, скв. 882, 178 м* 77,5 0,7095 0,1266 0,06
Устье р. Колыма, скважины 6к,7к, 68-110 м 10,4-20,2 0,08-0,16 0,03-0,018 0,01-0,02
Устье р. Хрома, скв. 1г, 112 м 24,12 0,112 0,0072 0,0007
Сорбированные газы
Пролив Санникова, скважины 5, 36 (эоцен-Ц) 1,0-4,2 Сл. - 0,001 Сл. - 0,002 0
Залив Геденштрома, скв. 18 (эоцен-Ц) 2,22 0,001 0,0015 0,001
О-в Новая Сибирь, скв. 25 (эоцен-Ц) 1,01 0,0002 0,0004 0
О-в Новая Сибирь, скважины 27-30 и 32 (^3-Ц) 7,9-15,7 Сл. 0 0
Пролив Дмитрия Лаптева, скв. 80 (Ц) 0,0151 0,0071 0,0002 0,0001
О-в Большой Ляховский, скв. 1, 12 (^-Ц) 0,24-2,22 0,001-0,014 Сл. - 0,003 0-0,00009
Чаунская губа, скв. 240 (^3-Ц) 0,03-1,69 Сл. - 0,0003 0-0,0001 0
Чаунская губа, скв. 240 (лигнит, бурый уголь) 6,7-11,3 0,04-0,075 0,01-0,02 0,001-0,01
Чаунская губа, скв. 240 (бурый уголь) 21,4-24,3 0,16-0,174 0,04-0,048 0,02-0,026
Чаунская губа, скв. 21г (бурый уголь) 32,12 0,255 0,0599 0,03
Чаунская губа, скв. 20г (^3-Ц) 1,49-1,79 0,001 0,0004 0
Чаунская губа, скв. 22г (^3, бурый уголь) 9,25 0,06571 0,02 0,01
Чаунская губа, скв. 23г (К2, эффузивы) 0,1221 0,0021 0,0008 0,0003
Чаунская губа, скв. 23г (Т, твердые битумы) 3,58-7,21 0,134-0,27 0,060-0,12 0,048-0,1
Месторождение Дальнее, скважины 6, 7, 8 (К2, эффузивы) 0,95-1,12 0,021-0,026 0,006-0,007 0,002
Месторождение Дальнее, скважины 7, 8, 16 (К1, каменный уголь) 46,3-79,6 0,59-0,997 0,1-0,2 0,039-0,08
Газовая фаза подземных вод
О-в Малый Ляховский, скв. 43, 94 м 0,037 0,0034 0,002 0,00004
О-в Большой Ляховский, скв. 63, 60 м 0,18 0 0 0
Пролив Дмитрия Лаптева, скв. 78, 45 м 1(С-С3) = 2,7
Пролив Дмитрия Лаптева, скв. 77, 58 м 0,32-1,7 н. д. н. д. н. д.
Пролив Санникова, скв. 42, 65 м 0,72 1(С2-С3) = 0,0498
Пролив Санникова, скв. 41, 26-48 м 15,1-51,7 1(С2-С3) = 0,0025-0,0078
Устье р. Чаун, скв. 1п, 32 м 2,92 0,0024 0,0001 0
Устье р. Паляваам, скв. 2п, 42 м 7,08 0,042 0,007 0
Примечание. Н. д. — нет данных.
* Выброс газа.
Note. Н. д. — no data.
* Gas release.
Табл. 2. Средние значения геохимических показателей УВ-газов литотипов и газоматеринских источников континентального,
островного обрамления района и его акваториальной части по данным скважинного опробования Tab. 2. Average values of HC gas geochemical parameters of lithotypes and gas source rocks in continental, island margins of the region and its waters in accordance with well testing data
Литотип, источник газа, номер скважины Массовые концентрации (в долях целого на 1000) Мув, г/ моль Кпр Квл б13С-СН4, %%
Ci С2 Сз С4 С5
Четвертичные осадки, скважины 5, 13, 14, 25, 27-30, 32, 34, 41, 63, 240, 20г 999 1 Сл. 0 0 16,05 0 0,1 -79,2
Газогидраты(?), скв. 18 996 1 2 2 0 16,09 0,7 0,4 н. д
Торфяники, скважины 1, 12 989 10 1 Сл. 0 16,13 1,3 1,1 -70,4
Газовые скопления и залежи, скважины 1г, 1п, 2п, 3п 985 13 2 Сл. 0 16,15 2 1,5 -67,2
Лигниты, скв. 240 984 11 4 1 0 16,17 2,8 1,6 -67
Бурые угли, скважины 6к, 7к, 21г, 22г, 240, 83, 882 978 14 5 3 Сл. 16,24 8,6 2,2 -60,8
Каменные угли, скважины 7д, 8д, 16д 967 23 6 3 1 16,33 12,1 3,3 -49,7
Магматические породы, скважины 6д, 8д, 23г 940 38 16 6 0 16,58 16 6 -27,5
Конденсатно-газовые скопления, скв. 42 882 109 7 2 0 17,02 27,3 11,8 н. д
Твердые битумы, скв. 23г 853 60 40 42 5 17,58 64,4 14,7 -42,8
Нефтегазовые скопления, скв. 43 745 128 88 39 0 18,74 57,1 25,5 н. д.
Газонефтяные скопления, скв. 80 510 452 22 12 3 21,01 290,4 48,6 н. д.
Примечание. С1-С5 — метан и его гомологи до пентана включительно, МУВ — молекулярная масса УВ-фракции, Кпр и Квл — коэффициенты преобразованности и «влажности» УВ-фракции, б13С-СН4 — изотопный состав углерода метана, Н. д. — нет данных.
Note. С1-С5 — methane and its homologues up to and including pentane, МУВ — molecular weight of HC fraction, Кпр and Квл — HC fraction maturity and moisture coefficients, б13С-СН4 — Isotopic signature of methane carbon, Н. д. — no data.
личных литотипов и газоматеринских источников (табл. 4).
Исходя из значений газогеохимических показателей (см. табл. 4), сингенетические УВ-газы современных осадков имеют биохимическую природу.
Для эпигенетических (миграционных) газов торфяников характерно доминирование биогенной газовой составляющей с примесью метаморфоген-ных газов. В кайнозойских газовых скоплениях и залежах, лигнитах и бурых углях стадий прокатаге-неза ПК^ПКз наблюдается паритетное распределение УВ-газов биохимического и метаморфического происхождения, на что указывают показатели Мте, Квл и Кпр, равные соответственно 16,15-16,22 г/моль, 1,4-2,1 % и 4,2-8,3 (см. табл. 4), а также средние значения 513С-СН4 (-61...-60 %о), характерные для углей стадий прокатагенеза ПК1-ПК2. Данное положение справедливо, вероятно, и для УВ-газов газогидрат-ных образований. В целом УВ-газы вышеуказанных газогенетических групп представляют единый газоматеринский осадочно-породный бассейновый комплекс района исследований и по частоте встречаемости составляют 55 % общего объема газового опробования донных отложений.
Газогеохимические показатели миграционных УВ-газов нижнемеловых каменных углей и газовых залежей мезозойского возраста, твердых битумов и предполагаемых конденсатно-газовых, конденсатных, нефтегазовых, газонефтяных зале-
жей характерны для газоматеринских источников метаморфического происхождения, эффузивных пород — магматогенных источников, подстилающих бассейновый комплекс мезозой-палеозойских геологических образований (см. рис. 2).
Следует отметить, что УВ-газы донных станций 44, ЕУ77-36,1У77-42, LV90-2 и скв. 18 имеют газогеохимические показатели (см. табл. 2, 4), характерные для гидратных залежей Мессояхского газового месторождения и Охотоморского осадочного бассейна (см. табл. 3). Однако термобарические условия донных отложений (температура -0,8.-1,3 °С и давление 0,3-0,4 МПа) в районе станций ставят под сомнение возможность гидратообразования. Исходя из данных [28], современный облик береговых линий района исследований Восточно-Сибирского моря сформировался в последние 10 тыс. лет, соответственно, газогидратные скопления Новосибирского осадочного бассейна являются, вероятно, реликтовыми континентальными образованиями [13], УВ-газы которых, по данным [5-12], характеризуются не только средними значениями МУВ — 16,1 г/моль, Кпр — 1,5, Квл — 0,6 %, 513С-СН4 — -61 %о, но и резко отличаются от газогеохимических показателей подстилающих их газоматеринских источников (МУВ — 16,4 г/моль, Кпр — 13,5, Квл — 4 % и 513С-СН4 — -58,7 %о). Данный факт, вероятно, указывает на возможность гетерогенезиса (новообразования) УВ-газов в зонах метастабильности газогидратов [13, 29], благоприятными факторами формирова-
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Табл. 3. Средние значения геохимических показателей УВ-газов осадочных и нефтегазоносных бассейнов Востока России
по данным скважинного газового опробования [13] Tab. 3. Average values of HC gas geochemical parameters in sedimentary and petroleum basins of Russian East according to gas testing of wells [13]
Бассейн, месторождение (число проб) Весовые концентрации (в долях целого на 1000) Мув, г/ Кпр Квл
Ci С2 Сз С4 Сз моль
Газогидратные скопления
Охотоморский (24) 994 3 2 1 0 16,1 1,5 0,6
Мессояхское (8) 993 4 2 1 0 16,1 1,6 0,7
Газовые залежи
Лено-Вилюйский (48) * 956 29 9 5 1 16,43 16,1 4,4
Верхне-Буреинский (5) ** 955 28 9 6 2 16,45 18,7 4,5
Анадырский (20) *** 983 10 3 3 1 16,2 10 1,7
Сахалинский (40) *** 983 9 4 3 1 16,19 6,8 1,7
Газоконденсатные залежи
Лено-Вилюйский (24) 876 69 32 16 7 17,23 34 12,4
Сахалинский (8) 872 68 31 17 12 17,3 37,3 12,7
Конденсатные залежи
Лено-Вилюйский (15) 786 107 59 33 15 18,3 59,8 21,4
Сахалинский (6) 831 66 40 31 32 17,89 51,2 16,9
Нефтегазовые залежи
Лено-Вилюйский (20) 728 144 74 36 18 18,97 70 27,2
Сахалинский (18) 764 128 67 26 15 18,5 49,7 23,6
Иркутский (12) 722 148 72 38 20 19,05 78,1 27,8
Газонефтяные залежи
Лено-Вилюйский (32) 505 149 166 130 50 23,19 116,7 62,8
Верхне-Буреинский (28) 516 142 153 121 68 23,02 112,3 60,7
Иркутский (16) 490 170 150 122 68 23,46 138,3 63,4
Нефтяные залежи
Лено-Вилюйский (8) 372 184 227 156 61 26,35 126,5 62,8
Верхне-Буреинский (8) 393 158 178 147 124 26,26 130,5 60,7
Иркутский (8) 366 187 202 191 54 26,54 138,3 63,4
* Области древних платформ.
** Области срединных массивов.
*** Области кайнозойской складчатости.
* Areas of ancient platforms ** Areas of mid-ocean massifs *** Areas of Cenozoic orogeny
ния которых являются высокая водонасыщенность (Шо — 38-39 %), аномальная метанонасыщенность осадков (до 6 см3/кг) и наличие перекрывающих глинистых донных отложений («экрана» для газа).
В целом формирование состава и концентраций УВ-газов донных отложений подчиняется правилам аддитивности, т. е. последовательного накопления в осадках УВ-газов различного генезиса с преобладанием газовой фазы и газогеохимических показателей более газонасыщенного сингенетического или эпигенетического газоматеринского
источника, что повсеместно наблюдается во всех геоструктурах Восточно-Сибирского моря и прилегающего сектора Северного Ледовитого океана [7-12, 26].
Комплексный анализ массовых концентраций УВ-фракции, Мув, Кпр и Квл позволил выделить в донных осадках района исследований 11 газогенетических групп УВ-газов (см. табл. 4). При этом 6 первых групп характеризуются крутонисходящим распределением массовых долей индивидуальных УВ в сторону высокомолекулярных членов;
Табл. 4. Средние значения геохимических показателей УВ-газов донных отложений различных литотипов и газоматеринских
источников в районе исследований Tab. 4. Average values of HC gas geochemical parameters in seafloor sediments of different lithotypes and gas source rocks in the study area
Литотип, источник газа (номер донной станции) Массовые концентрации (в долях целого на 1000) Мув, г/моль Кпр Квл б13С-СН4, %%
Ci С2 Сз С4 С5
1. Современные осадки (5, 7, 32-35, 57) 999 1 Сл. 0 0 16,05 0 0,1 -78,9
2. Газогидраты (?) (44, LV77-36, LV77-42, LV90-2) 994 3 2 1 0 16,1 1,5 0,6 -61
3. Торфяники (11, 20, 21, 24, 26, 55, 59) 990 8 1 Сл. 0 16,12 1,9 1 -68,7
4. Угленосные формации 976 16 5 3 Сл. 16,25 8,7 2,4 -59,2
4.1. Лигниты (31, 57, 60) 983 12 3 1 0 16,18 4,2 1,7 -60,9
4.2. Бурые угли (1, 2, 3, 6, 15, 16, 58, LV83-3) 979 13 5 3 0 16,22 8,3 2,1 -60
4.3. Каменные угли (10, 14, 27, 28, 37, 49, 51, 53, 60, 62, LV77-19) 973 18 6 3 Сл. 16,28 9,6 2,7 -58,5
5. Газовые залежи 977 17 5 2 1 16,26 5,9 2,4 -59,9
5.1. Кайнозойского возраста (17, 25, 29, 36, 61) 986 10 3 1 Сл. 16,15 2,1 1,4 -61,2
5.2. Мезозойского возраста (8, 19, 23, LV77-18) 959 24 7 8 1 16,41 13,5 4,1 -58,8
6. Магматические породы (4, 52, 56, 61, LV83-2, LV83-39, LV90-25) 929 46 18 7 0 16,67 15,8 7,1 -25,7
7. Конденсатно-газовые залежи* (9, 12, 13, 45, LV77-21, LV77-22, LV83-4, LV90-27) 880 73 28 16 2 17,14 37,6 11,9 -54,9
8. Твердые битумы (42, 50, 54, 62, LV77-23, LV83-35, LV83-36, LV83-38, LV90-4, LV90-5) 848 69 42 34 7 17,58 76,5 15,2 -48
9. Конденсатные залежи* (30, 39, LV90-3, LV90-26) 768 110 54 39 29 18,5 72,3 23,2 -45,8
10. Нефтегазовые залежи* (18, 22, 38, 43, 44, LV77-20, LV77-24, LV77-34, LV77-40, LV77-41, LV77-43, LV83-37) 720 118 82 71 9 19,21 97,9 28 -43,3
11. Газонефтяные залежи* (40, 41, LV77-32, LV77-33, LV77-35) 586 177 103 123 11 21,19 207,7 41,4 -42,8
* Предполагаемые залежи.
* Expected HC accumulations.
с увеличением порядкового номера гомолога закономерно убывает его концентрация, т. е. С„ всегда больше С„+!. Данная особенность интерпретируется как признак генетической связи между членами. Учитывая правомерность этого допущения, можно рассматривать УВ-газы этих групп в качестве членов определенной системы, т. е. как совокупность взаимосвязанных и расположенных в определенном порядке элементов целостного газогеохимического образования со средними показателями до 16,9 г/моль, Кпр — до 20, Квл — до 10 %, сформировавшегося в период кайнозой-мелового времени и достаточно близкого по строению и литологиче-скому составу верхнебрукскому сейсмогеологиче-скому комплексу шельфа Чукотского моря [20] и литолого-стратиграфическим колонкам скважин Клондайк и Крэкерджек (см. рис. 2).
Показатели газогенетических групп 7-9 характеризуются суммой массовых концентраций гомологов метана 100-230 г/кг УВ-фракции, средними значениями Мув — 17-18,8 г/моль, Кпр — 25-85, Квл — 10-25 %, сформировавшихся в юрско-девон-ский период времени. Показатели групп 10 и 11 (УВ-газы предполагаемых нефтегазоносных формаций) представлены суммой массовых концентраций гомологов метана более 250 г/кг УВ-фракции, МУВ — 18,9-22,6 г/моль, Кпр — 90-230, Квл — 26-50 %,
сформировавшихся в триас-ордовикский период времени.
Таким образом, по газогеохимическим показателям западной и центральной частей шельфа Восточно-Сибирского моря нефтегазоматеринскому комплексу соответствуют ордовик-пермотриасо-вые образования, битумогазоматеринскому и газо-конденсатоматеринскому — девон-каменноугольные и юрско-нижнемеловые, газоматеринскому и углегазоносному — апт-кайнозойские.
Газогеохимическое районирование. Установлено, что УВ-газы современных осадков в основном распространены в южной прибрежной части (Ча-унской впадине, Медвежинском и Котельническом поднятиях и др., см. табл. 4; рис. 3 С, Е, профили 3 и 5), а также на островном обрамлении района исследований (см. табл. 2; см. рис. 1).
Углеводородные газы скоплений и залежей газогидратов (?) распространены в пределах палео-долин р. Индигирка (станции 44, 1У77-36, 1У77-42; см. рис. 3 А, В, профили 1, 2) Новосибирского осадочного бассейна на участках максимальной мощности четвертичных отложений, а также в заливе Геденштрома (скв. 18, см. табл. 2, см. рис. 1).
В пределах Котельнического поднятия и Ай-онского осадочного бассейна (станции 54, 24 и 20,
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Рис. 3. Fig. 3.
Распределение значений показателей МУВ и Квл по донным станциям газогеохимических профилей 1 (A), 2 (B), 3 (C), 4 (D), 5 (E)
Distribution of МУВ and Квл values for seafloor stations of gas geochemical survey lines 1 (A), 2 (B), 3 (C), 4 (D), 5 (E)
D
Ю
Ю
20 -19,5 19 -
л
о 18,5 S
18 -s" 17,5 17 -16,5 16
- 35 20
- 30 19,5
- 25 . 19
S 18,5
- 20 S '
Ъ 18
- 15
S 17,5
- 10 17
-5 16,5
-0 16
- 30
10
-5
----- 1 ----- 2 2 3 ©
4
Нижний интервал газогеохимических показателей нефтегазовых залежей (1, 2): 1 — Мув, 2 — Квл; 3 — профили: 1 (A), 2 (B), 3 (C), 4 (D), 5 (E); 4 — газоматеринские группы УВ-газов (1 — современных осадков, 2 — газогидратов, 3 — торфяников, 4 — угленосных формаций, 5 — газовых залежей, 6 — магматических образований, 7 — твердых битумов, 8 — предполагаемых конденсатногазовых, 9 — конденсатных, 10 — нефтегазовых, 11 — газонефтяных залежей)
Lower interval of gas-geochemical indicators in oil and gas pools (1, 2): 1 — Мув, 2 — Квл; 3 — survey lines: 1 (A), 2 (B), 3 (C), 4 (D), 5 (E); 4 — gas-source groups of HC gases (1 — recent sediments, 2 — gas hydrates, 3 — peatlands, 4 — coal-bearing formations, 5 — gas accumulations, 6 — plutons, 7 — resins, 8 — expected gas condensate, 9 — condensate, 10 — oil and gas, 11 — gas and oil accumulations)
см. рис. 3 А, D, профили 1, 4) и о-ва Большой Ляхов-ский (скв. 1 и 12, см. табл. 2; см. рис. 1) установлены УВ-газы с газогеохимическими показателями, характерными для залежей торфа. Углеводородные газы угленосных формаций (угольный метан и его гомологи) имеют широкое распространение в дон-
ных отложениях Котельнического поднятия, Благовещенской структурной террасы, северного сектора Медвежинского поднятия, южной части Новосибирского бассейна, Айонского бассейна и Чаунской впадине (см. рис. 3 А, С, Е, профили 1, 3, 5) и достоверно установлены в угольных пластах скважин
E
С
С
0
Рис. 4. Fig. 4.
Схематическая карта распределения УВ-газов прогнозных высокоперспективных и перспективных нефтегазовых и газонефтяных залежей района исследований по данным газогеохимических показателей МуВ (А) и К^ (B)
Schematic map of HC gases distribution in the predicted highly promising oil and gas and gas and oil pools of the study area in accordance with the gas-geochemical indicators Мув (А) and К^ (B)
140° В
155° В 160° В
170° В 175° В
135° C 75° C -
135° C 75° C
175° В 72° C
На карте красный цвет — площади распространения предполагаемых газонефтяных, желтый — нефтегазовых залежей. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Red colour on the map highlights the areas of the expected gas and oil accumulations; yellow colour — oil and gas accumulations. For other Legend items see Fig. 1
165° В
45 В
150° В
135 В
76 C
75 C
74° C
74 C
175 В
72 C
71 C
70° C
C
76° C
75 C
74° C
74 C
73° C
73° C
72 C
71 C
71 ° C
70 C
70 C
69 C
69 C
45° В
50° В
55° В
60° В
165° В
70° В
6к, 7к, 21г, 22г, 240, 83, 882 и 6д, 7д, 16д островного и континентального обрамлений района исследований. Углеводородные газы кайнозойских и мезозойских газовых скоплений и залежей распространены в донных отложениях Котельнического поднятия (станция 61, см. рис. 1), центральной части Новосибирского бассейна, Медвежинского поднятия, Чаунской впадины и Айонского бассейна (см. рис. 3 А, С-Е).
В донных осадках Котельнического поднятия, Благовещенской террасы, восточной части Чаунской впадины, северных частях Приморского и Новосибирского бассейнов установлены УВ-газы, характеризующиеся газогеохимическими показателями магматических образований (см. рис. 3 А, С, Е), установленными в скважинах 6д, 8д и 23г (см. рис. 1; см. табл. 2) и достаточно близкими по значениям к аналогам Анадырского, Олюторского и Омсукчанского осадочных бассейнов [13].
В пределах островного и континентального обрамлений района исследований установлены битумопроявления (см. рис. 1), газогеохимические показатели которых приведены в табл. 2. Углеводородные газы твердых битумов (8-й газогенетической группы) широко распространены в донных осадках Котельнического поднятия, Благовещенской террасы, Новосибирского и Приморского бассейнов (см. рис. 3 А, С, D).
Углеводородные газы предполагаемых конден-сатно-газовых залежей (7-й газогенетической группы), установленные в скв. 42, выявлены в донных отложениях Котельнического поднятия (станция LV83-4), Благовещенской террасы (станция 45), Новосибирского (станции 1У77-21, LV77-22 LV90-4), Пегтымельского (1У90-27) осадочных бассейнов, Чаунской впадины (станции 9, 12, 13); конденсат-ных (группа 9) — в осадках Медвежинского поднятия (станции 30, 1У90-26), Новосибирского бассейна (1У90-3) и обычно распространены локально (см. рис. 3 А, С, D, Е).
В донных отложениях Новосибирского (станции 38, 44, LV77-20, LV77-24, LV77-34, LV77-42), Приморского (43, LV77-40) и Айонского (18, 22) осадочных бассейнов, а также Благовещенской структурной террасы (станции LV77-41, LV83-37) и Котельнического поднятия (скв. 43, см. рис. 1) установлены газы 10-й газогенетической группы —
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
УВ-газы предполагаемых нефтегазовых залежей (см. рис. 3 А-Е). Углеводородные газы предполагаемых газонефтяных залежей (группа 11) распространены только в донных отложениях Новосибирского осадочного бассейна: станции 40, 41, LV77-32, LV77-33 и LV77-35 (см. рис. 3 В, С).
В результате исследований установлено, что к наиболее высокоперспективным газонефтеносным и нефтегазоносным прогнозным площадям района исследований относится участок северного крыла Новосибирского бассейна, расположенный в пределах развития области каледонской складчатости, а также участки его центральной части и южного крыла — позднемезозойской складчатости (рис. 4 А, В).
К высокоперспективным нефтегазоносным прогнозным площадям относится юго-восточное крыло Новосибирского бассейна и северо-западная часть Медвежинского поднятия; к перспективным — центральная часть Северной структурной террасы; среднеперспективным — юго-западная часть бассейна и Благовещенской террасы; слабоперспективным — участки северного крыла Приморского и восточного крыла Айонского осадочного бассейна, а также центральной части Благовещенской террасы.
Распределение перспективных прогнозных залежей газа и конденсата в пределах донных станций района исследований представлено в табл. 4 и на рис. 3 А-Е. Следует отметить широкое развитие залежей твердых битумов, наличие скоплений и залежей газогидратов, установленных на участках палеодолины р. Индигирка и др., а также распространение залежей бурых и каменных углей, перспективных для извлечения угольного метана (см. табл. 4; см. рис. 3 А-Е).
Заключение
Результаты исследований подтверждают, что комплексное использование газогеохимических показателей (массовых концентраций УВ, молекулярной массы, газогенетических коэффициентов Кпр, Квл УВ-фракции и 513С-СН4) для идентификации и классифицирования УВ-газов характеризуется достаточной степенью универсальности, устойчивости и эффективности как в научно-теоретическом плане, так и в процессе прямых поисков нефти и газа, угольных и других источников УВ-сырья.
Литература
1. КонторовичА.Э. Осадочно-миграционная теория нафтидогенеза: состояние на рубеже XX и XXI вв., пути дальнейшего развития // Геология нефти и газа. - 1998. - № 10. - С. 8-16.
2. Старобинец И.С., Петухов А.В., Зубайраев С.Л. и др. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений. - M. : Недра, 1993. - 332 с.
3. Abrams M.A. Significance of hydrocarbon seepage to petroleum generation and entrapment // Marine and Petroleum Geology. - 2005. -Т. 22. - № 4. - С. 457-477. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.08.003.
4. ЯшинД.С., Ким Б.И. Геохимические признаки нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. -2007. - № 4. - С. 24-35.
5. Шакиров Р.Б., Сорочинская А.В., Обжиров А.И., Зарубина Н.В. Газогеохимические особенности осадков Восточно-Сибирского моря // Вестник ДВО РАН. - 2010. - № 6. - С. 101-108.
6. Гресов А.И., Шахова Н.Е., Сергиенко В.И., Семилетов И.П., Яцук А.В. Изотопно-геохимические показатели углеводородных газов
донных осадков шельфа Восточно-Сибирского моря // Доклады Академии наук. - 2016. - Т. 469. - № 6. - С. 711-713. DOI: 10.7868/ S086956521624018X.
7. Гресов А.И., Обжиров А.И., Яцук А.В., Мазуров А.К., Рубан А.С. Газоносность донных осадков и геохимические признаки неф-тегазоносности шельфа Восточно-Сибирского моря // Тихоокеанская геология. - 2017. - Т. 36. - № 4. - С. 77-84. DOI: 10.1134/ S1819714017040030.
8. Гресов А.И., Яцук А.В. Газогеохимические признаки нефтегазоносности юго-восточной части Восточно-Сибирского моря // Геология нефти и газа. - 2020. - № 4. - С. 83-96. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-4-83-96.
9. Гресов А.И., Сергиенко В.И., Яцук А.В., Зарубина Н.В., Калинчук В.В. Газогеохимические показатели донных отложений северной части Восточно-Сибирского моря и котловины Подводников Северного Ледовитого океана // Доклады Академии наук. - 2020. -Т. 492. - № 1. - С. 113-117. DOI: 10.1134/S1028334X20050074.
10. Гресов А.И., Яцук А.В., Сырбу Н.С., Окулов А.К. Газогеохимическое районирование донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур внешнего шельфа Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана // Геология нефти и газа. - 2021.- № 5. -С. 107-122. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-5-107-122.
11. YatsukA.V., GresovA.I., SnyderG.T. Hydrocarbon gases in seafloor sediments of the edge shelf zone of the East Siberian Sea and adjacent part of the Arctic Ocean // Frontiers in Earth Science. - 2022. - № 10. DOI: 10.3389/feart.2022.85649.
12. Гресов А.И., Яцук А.В., Аксентов К.И., Саттарова В.В., Швалов Д.А. Геохимические исследования плейстоценовых отложений окраинно-шельфовой зоны Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана // Геохимия. - 2022. - Т. 67. - № 10. -С. 961-977. DOI: 10.31857/S001675252210003X.
13. ГресовА.И. Метаноресурсная база угольных бассейнов Дальнего Востока и перспективы ее промышленного освоения. Т. 2. Угле-метановые бассейны Республики Саха (Якутия) и Северо-Востока России. - Владивосток : Дальнаука, 2012. - 468 с.
14. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000 000. Лист S 53-54 (Новосибирские острова). Объяснительная записка. - СПб.: ВСЕГЕИ, 2006. - 208 с.
15. Государственная геологическая карта России и прилегающих акваторий. Масштаб 1:2 500 000. - СПб. : ВСЕГЕИ, - 2016.
16. Thornton B.F., Prytherch J., Andersson K., Brooks I.M., Salisbury D., Tjernstrom M., Crill P.M. Shipborne eddy covariance observations of methane fluxes constrain Arctic Sea emissions // Science Advances. - 2022. - Vol 6. - Issue 5. DOI: 10.1126/sciadv.aay7934.
17. Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород при геологоразведочных работах. - Ростов-на-Дону : ВНИИГРИуголь, 1985. - 96 с.
18. Неизвестнов Я.В., Воинов О.Н., Постнов И.С. Солевой и газовый состав подземных вод района Новосибирских островов // Геология шельфа Восточносибирских морей. - Л., 1976. - С. 78-89.
19. Малышев Н.А., Обметко В.В., БородулинА.А., Баринова Е.М., Ихсанов Б.И. Тектоника осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря // Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя : мат-лы XXIII Тектонического совещания. -М. : ГИН РАН, 2010. - Т. 2. - С. 23-29.
20. Sherwood K.W., Craig J.D., Cook L.W. и др. Undiscovered oil and gas resources // Alaska Federal Offshore. As of January 1995. - U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Alaska OCS Monograph, MMS 980054; 1998. - 531 c.
21. Stein R., Matthiessen J., Niessen F., Krylov A., Seung-il Nam, Bazhenova E. Towards a better (litho-) stratigraphy and reconstruction of Quaternary paleoenvironment in the Amerasian Basin (Arctic Ocean) // Polarforschung. - 2009. - № 79. - С. 97-121.
22. Astakhov A.S., Sattarova V.V., Shi Xuefa, Hu Limin, Aksentov K.I., Alatortsev A.V., Kolesnik O.N., Mariash A.A. Distribution and sources of rare earth elements in sediments of the Chukchi and East Siberian Seas // Polar Science. - 2019. - № 20. - С. 148-159. DOI: 10.1016/j. polar.2019.05.005.
23. Гусев Е.А., Рекант П.В., Большиянов Д.Ю., Лукашенко Р.В., Попко А.О. Псевдогляциальные структуры подводных гор поднятия Менделеева и континентальной окраины Восточно-Сибирского моря // Проблемы Арктики и Антарктики. - 2013. - № 4. - С. 43-55.
24. Клубов Б.А. Природные битумы Севера. - М.: Наука, 1983. - 205 с.
25. Флюидогеодинамика и нефтегазоносность северо-восточной окраины Азии. Масштаб 1 : 2 500 000 / Под ред. Ю.А. Косыгина. -Хабаровск : Дальаэрогеодезия ГУГК, 1989. - 102 с.
26. Гресов А.И., Яцук А.В. Геологические условия формирования газонасыщенности донных отложений осадочных бассейнов юго-восточного сектора Восточно-Сибирского моря // Геология и геофизика. - 2021. - Т. 62. - № 2. - С. 197-215. DOI: 10.2113/ RGG20194075.
27. Фандюшкин Г.А. Закономерности углеобразования на Северо-Востоке России. - Губкин, ОАО «Губкинская типография», 2006. -344 с.
28. Дегтяренко Ю.П., Пуминов А.П., Благовещенский М.Г. Береговые линии восточно-арктических морей в позднем плейстоцене и голоцене. Колебания уровня морей и океанов за 15 000 лет. - М.: Наука, 1982. - С. 179-185.
29. Якушев В.С., Перлова Е.В., Кривушин К.В. и др. Газовые гидраты в отложениях материков и островов // Российский химический журнал.- 2003. - Т. XLVII. - № 3. - С. 80-90.
References
1. Kontorovich A.E. Sedimentary-migration theory of naphthide genesis: state between XX and XXI century, ways of further development. Geologiya nefti i gaza. 1998;(10):8-16. In Russ.
2. Starobinets I.S., Petukhov A.V., ZubayrayevS.L et. al. Osnovy teorii geokhimicheskikh poley uglevodorodnykh skopleniy [Fundamentals of the theory of geochemical fields of hydrocarbon accumulations]. Moscow: Nedra; 1993. 332 p. In Russ.
3. Abrams M.A. Significance of hydrocarbon seepage to petroleum generation and entrapment. Marine and Petroleum Geology. 2005;(22):457-477. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.08.003.
4. Yashin D.S., Kim B.I. Geochemical features of oil and gas potential of Eastern arctic shelf of Russia. Geologiya nefti i gaza. 2007;(4):24-35. In Russ.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
5. Shakirov R.B., Sorochinskaya A.V., Obzhirov A.I., Zarubina N.V. Gazogeokhimicheskie osobennosti osadkov Vostochno-Sibirskogo morya [Gas-geochemical features of sediments of the East Siberian Sea]. Vestnik DVO RAN. 2010;(6):101-108. In Russ.
6. GresovA.I., ShakhovaN.E., Sergiyenko V.I., YatsukA.V., SemiletovI.P. Isotope and Geochemical Parameters of Hydrocarbon Gases in Bottom Sediments of the Shelf of the East Siberian Sea. DokladyAkademiinauk. 2016;469(2):864-866. DOI: 10.1134/S1028334X16080225. In Russ.
7. Gresov A.I., YatsukA.V., ObzhirovA.I., Mazurov A.V., Ruban A.S. Gas content of Bottom Sediments and Geochemical Indicators of Oil and Gas on the Shelf of the East Siberian Sea. Russian Journal of Pacific Geology. 2017;11(4): 308-314. DOI: 10.1134/S1819714017040030. In Russ.
8. GresovA.I., YatsukA.V. Gas geochemical indicators of oil and gas occurrence in south-eastern part of East Siberian Sea. Geologiya nefti i gaza. 2020;(4):83-96. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-4-83-96. In Russ.
9. Gresov A.I., Sergienko V.I., Yatsuk A.V., Zarubina N.V., Kalinchuk V.V. Gas-Geochemical Parameters of Bottom Sediments in the Northern Part of the East Siberian Sea and Podvodnikov Basin of the Arctic Ocean. Doklady Akademii nauk. 2020;492(1):382-386. DOI: 10.1134/ S1028334X20050074. In Russ.
10. Gresov A.I., YatsukA.V., Syrbu N.S., Okulov A.K. Gas-geochemical zoning of seafloor formations of sedimentary basins and geostructures of East Siberian Sea and Arctic Ocean outer shelf. Geologiya nefti i gaza. 2021;(5):107-122. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-5-107-122. In Russ.
11. YatsukA.V., GresovA.I., Snyder G.T. Hydrocarbon gases in seafloor sediments of the edge shelf zone of the East Siberian Sea and adjacent part of the Arctic Ocean. Frontiers in Earth Science. 2022;(10). DOI: 10.3389/feart.2022.85649.
12. Gresov A.I., Yatsuk A.V., Aksentov K.I., Sattarova V.V., Shvalov D.A. Geochemical studies of the Pleistocene deposits of the marginal shelf zone of the East Siberian Sea and the Arctic Ocean. Geokhimiya. 2022;67(10):961-977. DOI: 10.31857/S001675252210003X. In Russ.
13. Gresov A.I. Metanoresursnaya baza ugol'nykh basseinov Dal'nego Vostoka i perspektivy ee promyshlennogo osvoeniya [Methane resources of coal basins in the Far East Russia and their perspective industrial development perspectives]. T. 2. Uglemetanovye basseiny Respubliki Sakha (Yakutiya) i Severo-Vostoka Rossii. Vladivostok: Dal'nauka; 2012. 468 p. In Russ.
14. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta Rossiyskoy Federatsii. Masshtab 1:1000 000. List S 53-54 (Novosibirskiye ostrova). Ob'yasnitel'naya zapiska. [State geological map of the Russian Federation. Scale 1:1000 000. Sheet S 53-54 (Novosibirsk Islands)]. St. Petersburg: VSEGEI; 2006. - 208 p. In Russ.
15. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta Rossii i prilegayushchikh akvatorii. Masshtab 1: 2 500 000 [State geological map of Russia and surrounding water areas. Scale 1: 2 500 000]. St. Petersburg: VSEGEI; 2016. In Russ.
16. Thornton B.F., Prytherch J., Andersson K., Brooks I.M., Salisbury D., Tjernstrom M., Crill P.M. Shipborne eddy covariance observations of methane fluxes constrain Arctic Sea emissions. Science Advances. 2022;6(5). DOI: 10.1126/sciadv.aay7934.
17. Rukovodstvo po opredeleniyu i prognozu gazonosnosti vmeshchayushchikh porod pri geologorazvedochnykh rabotakh [Guidelines for determining and forecasting the gas content of host rocks during exploration]. Rostov-on-Don: VNIIGRIugol; 1985. 96 p. In Russ.
18. Neizvestnov Ya.V., Voinov O.N., Postnov I.S. Solevoy i gazovyy sostav podzemnykh vod rayona Novosibirskikh ostrovov [Salt and gas composition of groundwater in the area of the Novosibirsk Islands.]. In: Geologiya shel'fa Vostochnosibirskikh morey. Leningrad; 1976. pp. 78-89. In Russ.
19. Malyshev N.A., Obmetko V.V., Borodulin A.A., Barinova E.M., Ikhsanov B.I. Tektonika osadochnykh basseinov rossiiskogo shel'fa Chukotskogo morya [Tectonics of sedimentary basins of the Russian shelf of the Chukchi Sea]. In: Tektonika i geodinamika skladchatykh poyasov i platform fanerozoya: materialy XXIII Tektonicheskogo soveshchaniya. Moscow: GIN RAN; 2010. Vol. 2. pp. 23-29. In Russ.
20. Sherwood K.W., Craig J.D., Cook L.W. et al. Undiscovered oil and gas resources. Alaska Federal Offshore. As of January 1995. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Alaska OCS Monograph, MMS 980054; 1998. 531 p.
21. Stein R., Matthiessen J., Niessen F., Krylov A., Seung-il Nam, Bazhenova E. Towards a better (litho-) stratigraphy and reconstruction of Quaternary paleoenvironment in the Amerasian Basin (Arctic Ocean). Polarforschung. 2009;(79):97-121.
22. Astakhov A.S., Sattarova V.V., Shi Xuefa, Hu Limin, Aksentov K.I., Alatortsev A.V., Kolesnik O.N., Mariash A.A. Distribution and sources of rare earth elements in sediments of the Chukchi and East Siberian Seas. Polar Science. 2019;(20):148-159. DOI: 10.1016/j.polar.2019.05.005.
23. Gusev E.A., Rekant P.V., Bol'shiyanov D.Yu., Lukashenko R.V., Popko A.O. Psevdoglyatsial'nye struktury podvodnykh gor podnyatiya Mendeleeva i kontinental'noi okrainy Vostochno-Sibirskogo morya [Pseudoglacial structures of Mendeleev Rise seamounts and East Siberian continental margin]. ProblemyArktikiiAntarktiki. 2013;98(4):43-55. In Russ.
24. Klubov B.A. Prirodnye bitumy Severa [Natural bitumen of the North]. Moscow: Nauka; 1983. 205 p. In Russ.
25. Flyuidogeodinamika i neftegazonosnost' severo-vostochnoi okrainy Azii. Masshtab 1 : 2 500 000 [Fluid geodynamics and oil and gas potential of the North-Eastern of Asia Scale 1: 2 500 000]. In: Yu.A. Kosygin, ed. Khabarovsk: Dal'aehrogeodeziya GUGK; 1989. 102 p. In Russ.
26. Gresov A.I., Yatsuk A.V Geological implications for gas saturation of bottom sediments in sedimentary basins in the southeastern sector of the East Siberian sea. Russian Geology and Geophysics. 2021;62(2):157-172. DOI: 10.2113/RGG20194075.
27. Fandyushkin G.A. Zakonomernosti ugleobrazovaniya na Severo-Vostoke Rossii [Patterns of coal formation in the North-East of Russia]. Gubkin: OAO «Gubkinskaya tipografiya»; 2006. 344 p. In Russ.
28. Degtyarenko Yu.P., Puminov A.P., Blagoveshchenskiy M.G. Beregovyye linii vostochno-arkticheskikh morey v pozdnem pleystotsene i golotsene. Kolebaniya urovnya morey i okeanov za 15 000 let [Coastlines of the East Arctic Seas in the Late Pleistocene and Holocene. Fluctuations in the level of the seas and oceans for 15,000 years]. Moscow: Nauka; 1982. pp. 179-185. In Russ.
29. Yakushev V.S., Perlova Ye.V., Krivushin K.V. et al. Gazovyye gidraty v otlozheniyakh materikov i ostrovov [Gas hydrates in sediments of continents and islands]. RossiyskiiKhimicheskiiZhurnal. 2003;XLVII(3):80-90. In Russ.
Информация об авторах Гресов Александр Иванович
Доктор геолого-минералогических наук,
главный научный сотрудник
ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт
имени В.И. Ильичева ДВО РАН,
690041 Владивосток, ул. Балтийская, д. 43
e-mail: [email protected]
ORCID ID: 0000-0002-2133-411X
SCOPUS ID: 37104185100
Яцук Андрей Вадимович
Кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт имени В.И. Ильичева ДВО РАН,
690041 Владивосток, ул. Балтийская, д. 43 e-mail: [email protected] ORCID ID: 0000-0003-3975-5438 SCOPUS ID: 55189937800
Information about authors Alexander I. Gresov
Doctor of Geological and Mineralogical Sciences,
Chief researcher
V.I.Il'ichev Pacific
Oceanological Institute,
43, Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia
e-mail: [email protected]
ORCID ID: 0000-0002-2133-411X
SCOPUS ID: 37104185100
Andrey V. Yatsuk
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Senior Researcher V.I.Il'ichev Pacific Oceanological Institute,
43, Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia e-mail: [email protected] ORCID ID: 0000-0003-3975-5438 SCOPUS ID: 55189937800
