Газогеохимические признаки нефтегазоносности осадочных бассейнов и геоструктур Лаптево-Сибироморской зоны Восточно-Арктического шельфа

Лаптево-Сибироморская зона является переходной территорией морей Лаптевых и Восточно-Сибирского, включающей Новосибирский островной архипелаг, континентальное обрамление и шельфы указанных морей. Лаптево-Си-бироморская зона ограничена с востока главным структурным швом, Решетниковским поднятием и Благовещенской террасой, с запада — Северо-Лап-тевским и Омолойским прогибами (рис. 1).

Геологическое строение геоструктур в границах Лаптево-Сибироморской зоны изучено неравномерно. Максимальной степенью геологической изученности характеризуются территория островного архипелага (Котельнического и Решетников-ского поднятий) и площадь прилегающего к нему шельфа, где материалы геологического картирования заверены данными бурения мелких скважин и геофизических работ. Геологическая информация по шельфу региона базируется на материалах сейсмических исследований КМПВ, МОВ ОГТ, бурения мелких скважин и данных керноотборных трубок для верхней части разреза [1–11].

В процессе вышеуказанных исследований установлено, что для осадочных бассейнов Лаптево-Си-бироморской зоны характерны следующие признаки нефтегазоносности [14]:

– больший объем слабодислоцированных осадочных пород и присутствие в них породных толщ, обогащенных органическим углеродом и битуминозными образованиями;

– глубина погружения осадочно-породных комплексов в пределах 3–12 км, достаточная для того, чтобы нефтепроизводящие толщи оказались в термобарических условиях главной зоны нефте-образования;

– присутствие в осадочной толще природных резервуаров, состоящих из пород-коллекторов и перекрывающих их флюидоупоров, а также УВ-ло-вушек, в которых возможно формирование залежей нефти и газа.

Данные ранее выполненных [1–3, 15–19] и настоящих газогеохимических исследований УВ-га-зов пород и донных отложений подтверждают перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Лаптево-Сибироморской зоны.

Основная цель настоящей статьи заключается в обобщении, систематизации и сравнительном научном анализе имеющихся и полученных данных геологических и газогеохимических исследований, позволяющих определить распределение залежей УВ-газов различных газоматеринских источни- ков и оценить перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов и геоструктур Лаптево-Си-бироморской зоны. Актуальность проведенной работы обусловлена слабой изученностью региона и приоритетом научно-прикладных исследований в арктической зоне России в соответствии с положениями «Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 года».

Методы и материалы

Основным материалом газогеохимических исследований являлись керны донных отложений 68 станций, отобранных грунтоотборными трубками, дночерпателями и мультикорами с НИС «Академик Лаврентьев», гидрографических и попутных судов Дальневосточного пароходства, а также прибрежными экспедициями. В процессе работ использовался метод поинтервального отбора керна осадков в герметические сосуды с последующей их дегазацией и анализом газа. Методика опробования, дегазации, хроматографического анализа и обработки данных газогеохимических исследований соответствовала действующему Руководству [20] и ГОСТу [21]. Изучение изотопного состава углерода δ13С–СН4 и С2Н6 осуществлялось в лабораториях стабильных изотопов ВСЕГИИ и ДВГИ ДВО РАН по аттестованным и оптимизированным для данных исследований методикам.

Для определения генезиса УВ-газов использовался комплексный метод расчета геохимических показателей: молекулярной массы УВ-фракции, массовых концентраций С₁–С₅, нормированных по отношению к М_УВ в долях целого на 1000 (или в г/кг газа УВ-фракции) [22], и их отношений — коэффициентов преобразованности ( К _пр) [23] и влажности ( К _вл) [24] УВ-фракции в виде:

К вл = Σ С 2 –С 5 / Σ С 1–5 ∙ 100,

К пр = (С 2 ∙ С 4 ) / С 3 , где С₁–С₅ — массовые концентрации УВ в долях на 1000.

В связи с развитием в ряде районов Лапте-во-Сибироморской зоны процессов сульфатредук-ции в верхней части разреза донных отложений, искажающих достоверные значения газогеохимических показателей, за основу генетического классифицирования УВ-газов принимались данные нижнего горизонта, характеризующегося обычно повышенными значениями их концентраций.

Оцифровка и пространственно-математическая интерпретация результатов исследований проводились в программном комплексе ESRI®ArcGIS с

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 1. Геоструктурная карта Лаптево-Сибироморской геоструктурной зоны [1, 2, 12] и литолого-стратиграфическая колонка Новосибирских островов [13]

Fig. 1. Map of geological structures of the Laptev-Siberian Sea geostructural zone [1, 2, 12] lithologic and stratigraphic chart for New Siberian Islands [13]

125° В        130° В        135° В        140° В        145° В         130° В         155° В

125° В

77° С

76° С

75° С

74° С

73° С

72° С

71° С

75° С

74° С

72° С

71° С b 4

25        26

140° В

•  8

155° В

76° С

73° С

1 — геоструктуры I порядка: прогибы (осадочные бассейны: 1 — Новосибирский, 2 — Бельковско-Святоносский, 3 — Омолойский, 4 — Анисинский, 5 — Северо-Лаптевский, 6 — Тастахский, 7 — Приморский, 8 — Северо-Омолойский грабен-рифт. Поднятия : 9 — Восточно-Лаптевское, 10 — Котельническое, 11 — Решетниковское, 12 — Лонга. Горсты : 13 — Столбовской, 14 — Бельковский. Структурные террасы : 15 — Шелонская, 16 — Благовещенская; 17 — Санниковская седловина); 2 — разломы и нарушения: a — установленные, b — предполагаемые; 3 — эпицентры землетрясений; 4 — месторождения: a — каменного угля, b — бурого угля; 5 — проявления: а — углей, б — битумов; 6 — скважины газового опробования; донные станции и их номера ( 7 , 8 ): 7 — рейсов НИС «Академик Лаврентьев» LV-83 и LV-90, 8 — прибрежных экспедиций и попутного судового опробования; 9 — изобаты, м; 10 — изопахиты осадочного чехла, км; 11 — конгломераты; 12 — пески, песчаники; 13 — алевриты, суглинки; 14 — алевролиты; 15 — глины; 16 — аргиллиты; 17 — уголь; известняк ( 18 – 20 ): 18 — чистый, 19 — глинистый, 20 — доломитизированный; 21 — доломит; 22 — известковая брекчия; 23 — туф риолитовый; 24 — обломки раковин; 25 — стратиграфическое несогласие; 26 — отсутствие отложений

Ю-А — Южно-Анюйская сутура, ГСШ — главный структурный шов

Legend for Fig. 1, end.

1 — I-st order geological structures: troughs (sedimentary basins: 1 — Novosibirsky, 2 — Bel’kovsky-Svyatonossky, 3 — Omoloisky, 4 — Anisinsky, 5 — North Laptevsky, 6 — Tastakhsky, 7 — Primorsky, 8 — North Omoloisky graben-rift. Highs: 9 — East Laptevsky, 10 — Kotelnichesky, 11 — Reshetnikovsky, 12 — Long. Horsts: 13 — Stolbovsky, 14 — Bel’kovsky. Structural terraces: 15 — Shelonsky, 16 — Blagoveschensky; 17 — Sannikovsky saddle); 2 — faults: a — identified, b — supposed; 3 — earthquake epicentres; 4 — fields: a — hard coal, b — pitch coal; 5 — a — coal shows, b — bitumen shows;

6 — gas sampling wells; seafloor stations and their numbers ( 7 , 8 ): 7 — LV-83 and LV-90 routes of Akademik Lavrent’ev research vessel, 8 — nearshore surveys and occasional shipboard sampling; 9 — isobath, m; 10 — sedimentary cover isopachs, km; 11 — conglomerate; 12 — sand, sandstone; 13 — silt, loam; 14 — siltstone; 15 — clay; 16 — claystone; 17 — coal; limestone ( 18 – 20 ): 18 — pure, 19 — argillaceous, 20 — dolomitized; 21 — dolomite; 22 — calcareous breccia; 23 — rhyolitic tuff; 24 — fragments of shells; 25 — nondepositional unconformity; 26 — absence of deposits

Ю-А — South Anyuisky suture, ГСШ — main structural suture помощью модуля Geostatical Analyst по методу обратных взвешенных расстояний (IDW).

Геологическая характеристика

В связи с отсутствием глубоких скважин, геологическая характеристика Лаптево-Сибироморской зоны основывается на данных геолого-съемочных и сейсморазведочных работ МОВ ОГТ лаборатории Региональной геодинамики треста «Севморнефте-геофизика», Федерального института геологии и природных ресурсов (Германия), ОАО «Севморгео-логия» и МАГЭ, а также бурения мелких скважин и керноотборных трубок в верхней части разреза в пределах Новосибирских островов и шельфа.

Стратиграфия и литология . Протерозойские образования Лаптево-Сибироморской зоны представлены кристаллическими сланцами и амфиболитами, палеозойские — кембрий-силурийским, девон-нижнекаменноугольным и среднекамен-ноугольно-пермским карбонатным и терриген-но-карбонатным комплексами, установленными в обнажениях островов Беннетта, Котельный и Бель-ковский. В мезозойских отложениях выделяются триас-среднеюрский терригенно-карбонатный и верхнеюрско-барремский терригенный комплексы, последний соответствует фазе активного рифтоге-неза. Меловой комплекс сложен осадочными и вулканогенными породами, вскрытыми скважинами на Новосибирских островах и шельфе. Литологический состав палеозой-мезозойских породных комплексов представлен на рис. 1.

К осадочному чехлу шельфа относятся аптско-верхнемеловые, палеогеновые, неогеновые отложения и четвертичные осадки, образующие по материалам сейсморазведочных работ три сейсмокомплекса: нижне-верхнемеловой, палеоцен-сред-немиоценовый и среднемиоцен-плейстоцен-го-лоценовый, представленные (по данным буровых работ на шельфе) корой выветривания, галечниками, песками, алевритами, глинами, линзами и пластами бурого угля и торфа, гравелитами, песками, алевритами и илами [1–11].

Структура земной коры. Лаптево-Сибиро-морская зона представлена тремя блоками, различающимися строением и геодинамическими условиями формирования. Восточно-Лаптевский блок — область деструкции земной коры в палео- зое – мезозое с позднекиммерийской складчатостью и мел-кайнозойским рифтогенезом. Толщина земной коры блока — 25‒32 км. Новосибирский блок представляет собой континентальный террейн с докембрийским фундаментом и толщиной коры 30‒32 км. Ляховско-Святоносский блок слабо затронут процессами позднемел-палеогенового рифто-генеза и вместе с Новосибирским блоком представляет стабильный массив с толщиной земной коры более 32 км [2].

Тектоника и магматизм. Глобальный раздвиг арктического сегмента Земли в западной части Лаптево-Сибироморской зоны ознаменовался образованием Лаптевоморской грабен-рифтовой системы, базальтовым магматизмом и цепочками эпицентров землетрясений магнитудой до 7 баллов на глубинах 4–36 км (см. рис. 1). Среди структур, характеризующих раздвиг земной коры, выделяются Котельнический и Ляховско-Святоносский жесткие блоки (Котельнический срединный массив). В тектонической структуре Лаптево-Сибиромор-ской зоны также выделяются Решетниковское, Восточно-Лаптевское поднятия, Столбовской и Бельковский горсты, Бельковско-Святоносский, Новосибирский, Омолойский, Анисинский, Тастах-ский и Приморский прогибы (осадочные бассейны с толщиной осадочного чехла 2–10 км), Северо-Омолойский грабен-рифт, Санниковская седловина, Благовещенская и Шелонская структурные террасы, сформированные в пределах Верхояно-Колымской и Новосибирско-Чукотской складчатых областей. Последнюю с юга ограничивает Южно-Анюйская сутура, являющаяся северо-западным окончанием Раучано-Олойской складчато-надвиговой системы. Северо-восточная часть Лаптево-Сибироморской зоны граничит по главному структурно-тектоническому шву (граница областей позднемезозойской и каледонской складчатости) с поднятием Лонга. В целом территория Лаптево-Сибироморской зоны является частью эпипозднекиммерийской платформы, в строении которой выделяется позд-немел-кайнозойский плитный чехол, повсеместно развитый в осадочных бассейнах (прогибах) на шельфе.

В районе выделяются продольные, диагональные и поперечные по отношению к складчатости разломы. Продольные разломы, судя по струк-

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

турно-фациальной зональности палеозойских отложений этого же простирания, являются кон-седиментационными, заложенными в палеозое. Формирование диагональных и поперечных разломов относится к мелу – кайнозою. Движения по разломам, судя по геоморфологическим, газогеохимическим и сейсмическим данным, продолжаются и в настоящее время.

Магматические образования района представлены от ультрабазитов до гранитов. В распределении интрузивных образований намечаются достаточно четкие возрастные и структурно-тектонические закономерности. Средне-позднепалеозойские дайки, силы долеритов и габбродоле-ритов приурочены к Котельническому поднятию. Раннемезозойские(?) ультрабазиты характерны для Южно-Анюйской шовной зоны. Раннемеловые гра-нитоиды образуют поперечный ряд, связанный с субмеридиональной зоной тектономагматической активизации. Позднемеловой магматизм привел к образованию даек основного состава [1, 2, 4–6, 8–11, 25, 26].

Органическая насыщенность. На островах Котельный и Беннетта установлено от 2 до 9 нижнемеловых пластов каменного угля толщиной от 1 до 25 м стадии катагенеза МК₁ со средним содержанием С_орг 73 %. В отложениях верхнего мела, эоцена, олигоцена и миоцена островов Котельный, Фадеевский, Новая Сибирь и Большой Ляховский (Анжуйского угленосного бассейна) установлено до 10 пластов бурого угля стадий катагенеза ПК_1-2мощ-ностью 1–12 м со средним содержанием С_орг 71 %. В пределах Тастахского и Приморского угленосных бассейнов выявлено несколько десятков пропластков и пластов бурого угля стадий катагенеза ПК_1-2 толщиной 0,1–4 м с содержанием С_орг 68–80 %. В верхних частях разреза установлены линзы и слои торфов толщиной до 2 м, а также миоцен-четвертичных глин с содержанием С_орг до 9–12 %. Кроме того, среди изученных литотипов пород выделяются слои пермотриасовых, юрско-меловых и палеоген-неогеновых углистых сланцев, аргиллитов и глин с содержанием С_орг до 42 % и толщиной до 38 м. Содержание С_орг в донных осадках Лаптево-Сибиро-морской зоны не превышает 2,5 % [1–3].

Битумопроявления островов Котельный и Бель-ковский (см. рис. 1) характеризуются возрастным диапазоном от ордовика до мела. Выход хлороформенного битумоида А в породах достигает 5,5 %, углерода — 89 %, водорода — 12 %. Отношение С/Н в диапазоне от 7 до 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, сформировавшиеся по метаморфогенной линии преобразования, и до асфальтитов и гуминокеритов под воздействием ги- пергенных факторов. В районе исследований преобладают смолистые битумоиды с содержанием масел около 50 % и асфальтенов 2–5 % [1, 2, 27].

Геокриологические и гидрогеологические условия . В границах Лаптево-Сибироморской зоны выделяются Котельническо-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 многолетней мерзлоты. Толщина зоны многолетней мерзлоты на о-ве Котельный по данным электроразведочных работ и бурения достигает 450–500 м, прибрежной зоны Восточно-Сибирского моря (по данным буровых работ) — 60–120 м. В гидрогеологическом разрезе Лаптево-Сибироморской зоны выделяется три этажа: нижний, сложенный метаморфизованными докембрийскими и частично палеозойскими, нижнемезозойскими породами и магматическими образованиями, содержащими трещинно-жильные скопления вод; средний — со скоплениями пластово-трещинных вод в мезозойских и частично в палеозойских дислоцированных отложениях и верхний, содержащий пластовые скопления подземных вод в верхнемел-кайнозойских слаболитифициро-ванных отложениях, общая газонасыщенность вод которого достигает 70 см³/л [1, 2].

Результаты и обсуждение

В составе УВ-газов газовой фазы подземных вод верхнего гидрогеологического горизонта содержание метана и суммы его гомологов в интервале глубин 26–94 м скважин 41, 42, 43, 63, 77 и 78 (см. рис. 1) изменяется от 0,04 до 51,7 и от 0,00001 до 0,049 % соответственно [2, 15, 18]. Исходя из значений М_УВ, К _вл, К _пр и δ¹³С–СН₄, УВ-газы газовой фазы подземных вод скважин 42, 43 и 77 характеризуются газогеохимическими показателями, типичными для предполагаемых конденсатных, конденсатно-газовых и газовых залежей Восточно-Сибирского моря [3, 15, 16]. Геохимические показатели УВ-га-зов подземных вод остальных скважин приведены в табл. 1.

УВ-газы газопроявлений и выбросов газа из скважин в интервале глубин 36–112 м представлены метаном с содержанием до 94,72, этаном — 0,71, пропаном — 0,13, бутаном — 0,06 и пентаном — до 0,0002 %. Газопроявления из скважин 1г и 2г в устье р. Хрома обусловлены влиянием тектонических нарушений и наличием таликов гидрогеологического происхождения в зонах формирования кайнозойских газовых залежей. Газопроявления из скважин 13, 14, 34 и 41 связаны со вскрытием трещин многолетнемерзлых пород миоцен-четвертичных отложений и дегазацией подземных вод; выбросы газа из скважин 6, 82 и 87 — подмерзлотного горизонта, сложенного алевритистыми песками (коллектор газа), которые перекрыты мерзлыми аргиллитоподобными глинами («экран» для газа) [2, 15, 18].

Табл. 1. Средние значения газогеохимических показателей УВ-газов литотипов и газоматеринских источников Лаптево-Сибироморской геоструктурной зоны по данным скважинного опробования

Tab. 1. Average values of HC gas geochemical parameters of lithotypes and gas sources in the Laptev-Siberian Sea geostructural zone according to well testing data

Литотипы, источники газа (номера скважин)	Массовые концентрации в долях целого на 1000					МУВ, г/моль	Коэффициенты		δ13С–СН4, ‰
	С1	С2	С3	С4	Cs		К пр	К вл
Четвертичные осадки (5, 13, 14, 25, 27–30, 32, 34, 41, 63)	999	1	Сл.	0	0	16,05	0	0,1	-79,2
Кайнозойские газовые залежи (1г, 2г, 77)	985	13	2	Сл.	0	16,15	2	1,5	-67,2
Торфяники (1, 12, 78)	989	10	1	″	0	16,13	1,3	1,1	-70,4
Бурые угли (83)	978	16	5	2	Сл.	16,23	5,7	2,2	Н. д.
Каменные угли (14)	970	23	6	2	″	16,29	8,7	3	″
Магматические породы (1, 12)	940	38	16	6	0	16,58	16	6	-27,5
Газогидраты (18)	996	1	2	2	0	16,1	0,7	0,4	Н. д.
Конденсатно-газовые залежи (42)	882	109	7	2	0	17,02	27,3	11,8	″
Конденсатные залежи (43)	745	128	88	39	0	18,74	57,1	25,5	″
Газонефтяные залежи (80)	510	452	22	12	3	21,01	290,4	48,6	″

Примечание . С₁–С₅ — метан и его гомологи до пентана включительно. М_УВ — молекулярная масса УВ-фракции. К _пр, усл. ед. и К _вл, % — коэффициенты преобразованности и влажности УВ-фракции. δ¹³С–СН₄ — изотопный состав углерода метана. Жирным шрифтом выделены предполагаемые газоматеринские источники.

Note . С₁–С₅ — methane and its homologues up to and including pentane. МHC — molecular weight of HC fraction. К _matur, c.u. and К _{water_cont}, % — maturation and water content coefficients of HC fraction. δ¹³С–СН₄ — isotopic composition of methane carbon. Anticipated gas source formations are shown bold.

Табл. 2. Средние значения изотопно-геохимических показателей генетических групп УВ-газов донных отложений района исследований

Tab. 2. Average values of isotopic-geochemical indicators of HC gas genetic groups from seafloor deposits of the study area

Генетическая группа УВ-газов (номера донных станций)	δ13С–СН4, ‰	Массовые концентрации в долях целого на 1000					МУВ, г/ моль	Коэффициенты
		С1	С2	С3	С4	Cs		К пр	К вл
Современных осадков (57, 62, 64, 90, 83-34)	-78	998	2	Сл.	0	0	16,06	0,2	0,2
Газогидратов (70, 83-14, 83-16)	-67,2	993	6	1	Сл.	0	16,09	0,3	0,7
Торфяников (55, 59)	-69,4	989	9	2	″	0	16,13	2,2	0,7
Угольных залежей:
бурых углей (58, 60, 63, 66, 80, 89, 92, 96, 83-7, 83-16, 83-28)	-60,1	980	16	3	1	0	16,2	4,9	2
каменных углей (49, 51, 53, 85)	58,9	973	20	5	2	Сл.	16,27	9,8	2,7
Газовых залежей:
кайнозойских (61, 78, 87)	-60,2	987	11	2	Сл.	0	16,15	2,2	1,4
мезозойских (74, 88, 83-32)	-56	954	34	10	2	1	16,41	11,2	4,6
Магматических образований (52, 56, 71, 86, 83-15, 83-17, 83-24, 83-30, 90-25)	-27,5	927	54	15	4	0	16,64	14,4	7,3
Конденсатногазовых залежей* (67, 79, 81, 83-4, 83-25, 83-26, 83-29, 83-31)	-53	874	79	39	8	Сл.	17,15	20,8	12,6
Твердых битумов* (50, 54, 69, 73, 83-6, 83-23, 83-35, 83-36)	-49,8	840	94	41	20	5	17,6	41,3	16,6
Конденсатных залежей* (68, 75, 82, 91, 94)	-48,4	765	154	53	25	3	18,30	72,2	23,5
Нефтегазовых залежей* (65, 77, 84)	-48,6	677	187	67	63	6	19,48	176,2	32,3
Газонефтяных залежей* (72, 93, 95)	-43,9	548	274	82	84	12	21,25	280,3	45,2
Нефтяных залежей* (76, 83)	-41,9	500	287	99	104	10	22,14	306,8	50

* — предполагаемые залежи, Сл. — менее 0,5.

* — supposed accumulations, Сл. — less than 0.5.

Содержание сорбированного метана в четвертичных осадках скважин 5, 13, 14, 25, 27–30, 32, 34, 41, 63 изменяется в пределах 0,015–7,89 %, эффузивных породах скважин 1, 12 — 0,12–1,24, торфяниках, бурых и каменных углях скважин 1, 12, 14, 83 — 0,72– 79,6 % в интервале глубин 6–130 м от поверхности Земли и дна моря. Содержания этана и пропана в четвертичных отложениях достигают 0,006 и 0,003, торфяниках — 0,04 и 0,01, эффузивных породах — 0,026 и 0,004, лигнитах и бурых углях — 0,26 и 0,121, каменных углях — 0,902 и 0,202 %. Содержание бутана в торфяниках не превышает 0,0001, эффузивах — 0,0012, лигнитах и бурых углях — 0,0302, каменных углях — 0,0809 %. В УВ-газах угольных залежей наблюдаются следы пентана.

Установлено, что газогеохимические показатели УВ-газов миоцен-четвертичных песчано-глинистых отложений скважин 18 и 80 имеют значения М УВ — 16,1 и 21,01 г/моль, К вл — 0,4 и 48,6 %, К пр — 0,7 и 290 усл. ед., характерные для газогидратных и газонефтяных скоплений и залежей Восточно-Сибирского моря [3, 15, 16], а также осадочных угленефтегазоносных бассейнов востока России [28]. Геохимические показатели УВ-газов остальных литотипов и газоматеринских источников скважинного опробования приведены в табл. 1.

В составе УВ-газов донных отложений Лап-тево-Сибироморской зоны установлены: метан с содержанием 0,0006–2,976, этан и этилен (суммарно) — 0,00001–0,0105, пропан и пропилен — 0–0,0022, n -бутан и i -бутан — 0–0,0017, n -пентан и i -пентан — 0–0,0002, в сумме до 0,0145 %.

Интерпретация и анализ полученных значений изотопно-газогеохимических показателей УВ-газов позволили выделить в донных отложениях Лаптево-Сибироморской зоны 12 генетических групп газов различных литотипов и газоматеринских источников, в том числе современных осадков, торфяников, газогидратов, угольных и газовых залежей, твердых битумов антраксолитов(?) и предполагаемых залежей конденсатного и нефтяного ряда, характеризующихся индивидуальными значениями показателей (табл. 2).

Сингенетические УВ-газы современных осадков характеризуются средними значениями δ¹³С– СН₄-78 ‰, М_УВ — 16,06 г/моль, К _пр — 0,2 усл. ед., К _вл — 0,2 % и отсутствием С₄ и С₅, что указывает на биохимическую природу их образования. Исходя из средних значений массовых концентраций УВ (см. табл. 2), М УВ — 16,09 г/моль, К вл — 0,7 %, К пр — 0,3 усл. ед. и δ¹³С–СН₄(-67,2 ‰), УВ-газы гидратных скоплений и залежей относятся к полигенезисной группе газов с доминированием биохимической составляющей.

Для миграционных УВ-газов миоцен-четвер-тичныхторфяниковтакже характерно преобладание биохемогенной составляющей (δ¹³С-СН₄-69,4 ‰) с примесью метаморфогенной ( К _вл — 0,7 %, К _пр — 2,2 усл. ед., М_УВ — 16,13 г/моль и Σ С₂–С₅ — 11 г/кг)

УВ-фракции. В УВ-газах кайнозойских газовых залежей наблюдается практически аналогичное распределение биохимической и метаморфической составляющей, о чем свидетельствуют значения Σ С₂–С₅ — 13 г/кг, М_УВ — 16,15 г/моль, К _вл — 1,4 %, К _пр — 2,2 усл. ед. и δ¹³С–СН₄ (-61 ‰), что является основанием их объединения в одну генетическую группу УВ-газов.

Исходя из установленных средних изотопно-газогеохимических показателей эпигенетических УВ-залежей неоген-палеогеновых и верхнемеловых бурых углей Σ С₂–С₅ — 20 г/кг УВ-фракции, М_УВ — 16,20 г/моль, К _вл — 2 %, К _пр — 4,9 усл. ед., δ¹³С– СН₄ — (-60,1 ‰), миграционные газы этой группы относятся к метаморфогенным газам с примесью биогенной составляющей. Аналогичные показатели УВ-газов нижнемеловых каменных углей составляют 27 г/кг, 16,27 г/моль, 2,7 %, 9,8 усл. ед., δ¹³С–СН₄ и С₂Н₆ — (-58,9 и -26,3 ‰), что в целом указывает на их метаморфогенное происхождение.

Миграционные УВ-газы мезозойских газовых скоплений и залежей имеют средние значения Σ С₂–С₅ — 46 г/кг УВ-фракции, М_УВ — 16,41 г/моль, К вл — 4,6 %, К пр — 11,2 усл. ед., δ¹³С–СН 4 -56 ‰ и соответствуют по показателям метаморфогенным газам.

Эпигенетические УВ-газы мезозойских магматических образований характеризуются средними показателями Σ С₂–С₅ — 73 г/кг УВ-фракции, М_УВ — 16,63 г/моль, К _вл — 7,3 %, К _пр — 13,3 усл. ед., значениями δ¹³С–СН₄-27,5 ‰ [3, 15] и магматогенным происхождением.

Миграционные УВ-газы мезозой-палеозойских твердых битумов антраксолитов(?), газогеохимическим аналогом которых являются данные их газового опробования из скважин побережья Чаунской губы [3, 15, 16], по показателям Σ С₂–С₅ — 160 г/кг УВ-фракции, М_УВ — 17,6 г/моль, К _вл — 16,6 %, К _пр — 41,3 усл. ед. и δ¹³С–СН₄ — (-49,8 ‰) относятся к ме-таморфогенным газам.

Для УВ-газов предполагаемых мезозой-палео-зойских конденсатно-газовых и конденсатных залежей типичны средние значения Σ С₂–С₅ — 126 и 235 г/кг УВ-фракции, М_УВ — 17,15 и 18,30 г/моль, К вл — 12,4 и 23,5 %, К пр — 18,6 и 72,2 усл. ед., δ¹³С– СН 4 , С 2 Н 6 (-53 и -48,4, -25,2 и -22,9 ‰), что согласно этим показателям соответствует метаморфоген-ным газам.

Эпигенетические УВ-газы предполагаемых нефтегазовых залежей характеризуются средними значениями Σ С₂–С₅ — 323 г/кг УВ-фракции, М УВ —19,48 г/моль, К вл — 32,3 %, К пр — 176 усл. ед., δ¹³С–СН₄ и С₂Н₆ (-42,3 и -22,4 ‰); газонефтяных и нефтяных — 452–500 г/кг, 21,25 и 22,18 г/моль, 45,2 и 50 %, 280 и 307 усл. ед., δ¹³С–СН 4 и С 2 Н 6 (-43,8… -41,9 ‰ и -22…-21,9 ‰), что указывает на их ме-таморфогенное происхождение и достаточно высокие глубины образования ( К _пр > 150 усл. ед.).

Рис. 2. Схематическая карта распределения прогнозных перспективных конденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей Лаптево-Сибироморской геоструктурной зоны по данным газогеохимических показателей М_УВ и К _вл донных отложений

Fig. 2. Schematic map of the predicted promising condensate, oil and gas, gas and oil, and oil pools in the Laptev-Siberian Sea geostructural zone in accordance with the gas-geochemical indicators М_HC and К _{water_cont} of seafloor sediments

125° В           130° В           135° В           140° В           145° В            130° В           155° В

125° В

155° В

77° С

76° С

75° С

73° С

72° С

74° С

71° С

76° С -

75° С -

74° С -

73° С -

72° С -

130° В-

71° С -

125° В           130° В           135° В           140° В           145° В            130° В           155° В

125° В

77° С-

76° С -

75° С -

74° С-

73° С -

72° С

130° В-

71° С-

155° В

77° С

76° С

75° С

74° С

73° С

72° С

71° С

140° В

145° В

135° В

< 20

К вл , %

I 20-28      28-39      39-48

М у_В , г/моль

< 18       18-18,9    18,9-20,4  20,4-21,7       > 21,7

> 48

2          3         4

А — распределение показателя МУВ, г /моль, В — распределение показателя Квл, %

Площади развития прогнозных залежей ( 1 – 4 ): 1 — нефтяных, 2 — газонефтяных, 3 — нефтегазовых, 4 — конденсатных.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

А — distribution of indicators МHC , g /mol; В — distribution of indicators МHC К _{water_cont}, %

Areas of the predicted accumulation occurrence ( 1 – 4 ): 1 — oil, 2 — gas and oil, 3 — oil and gas, 4 — condensate.

See also Legend in Fig. 1

Исходя из полученных данных, максимальные значения средних концентраций метана 3,0164 см³/кг имеют донные осадки на участках развития УВ-газов гидратных залежей, 0,1747 и 0,4789 см³/кг — бурых и каменных углей; минимальными — 0,0074 см³/кг — магматических образований. Промежуточные показатели — 0,0231 см³/кг характерны для современных осадков, 0,0371 и 0,0237 см³/кг — кайнозойских и мезозойских газовых залежей, 0,0528 — твердых битумов, 0,0681 — торфяников, 0,0321 и 0,0742 см³/кг — предполагаемых конденсатно-газовых и конденсатных залежей, 0,0578–0,0856 см³/кг — нефтяного ряда. Необходимо отметить, что метанонасыщенность донных отложений Лаптево-Сибироморской зоны является в большей мере геохимическим признаком газоносности недр.

Установлено, что максимальные средние концентрации Σ С₂–С₅ донных осадков типичны для площади развития УВ-газов предполагаемых нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей —

0,0186, 0,02627 и 0,02818 см3/кг, минимальными — современных осадков — 0,00003, магматических образований — 0,00026, кайнозойских газовых залежей и торфяников — 0,00027 и 0,00081 см3/кг; промежуточными — твердых битумов — 0,00124, гидратов — 0,00295, бурых и каменных углей — 0,00197 и 0,00599, конденсатно-газовых и конденсатных залежей — 0,00208 и 0,01062 см3/кг. Исходя из этих данных, газонасыщенность осадков по Σ С2-С5явля-ется информативным геохимическим признаком нефтегазоносности недр.

Перспективы нефтегазоносности. Исходя из граничных значений показателей М_УВ предполагаемых конденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей ( 18,0; 18,9; 20,4 и 21,7 г/моль), К вл — ( 20, 28, 39 и 48 % ), К пр — ( 55, 120, 220 и 280 усл. ед.) и концентраций Σ С₂–С₅ предполагаемых газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей ( 0,0085; 0,0125; 0,0165 и 0,0220 см³/кг), на площади Лаптево-Сиби-

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 3. Схематическая карта распределения прогнозных перспективных конденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей Лаптево-Сибироморской геоструктурной зоны по данным газогеохимических показателей К _пр и концентраций Σ С₂–С₅ донных отложений

Fig. 3. Schematic map of the predicted promising condensate, oil and gas, gas and oil, and oil pools in the Laptev-Siberian Sea geostructural zone in accordance with the gas-geochemical indicators К _matur and Σ С₂–С₅ concentrations in seafloor sediments

130° В

135° В

140° В

145° В

130° В

77° С-

75° С-

74° С-

73° С-

155° В

- 76° С 76° С-

- 75° С 75° С-

- 73°С 73°С

- 72° С 72° С

- 74° С 74° С

76° С

72° С

130° В

71° С-

135° В

140° В

145° В

< 55

55-120

> 280

120-220    220-280

К пр

125° В

130° В

135° В

140° В

145° В

130° В

155° В

- 77° С

- 76° С

- 75° С

- 74° С

- 73° С

- 72° С

125° В

77° С

130° В

71° С 71° С-

135° В

140° В

145° В

Концентрация 2 С2-С5, см3/кг

< 0,0085

0,0085-0,0125 0,0125-0,0165  0,0165-0,0220    > 0,0220

А — распределение показателя К _пр, усл. ед., В - распределение концентрации суммы УВ-газов С₂-С₅, см³/кг.

Усл. обозначения см. на рис. 1, 2

А — distribution of indicators К _matur, с. u., В - distribution of Σ С2–С5 concentrations, сm³/kg

See Legend in Fig. 1, 2

роморской зоны выполнено выделение и оконтуривание прогнозных залежей конденсатно-нефтяного ряда (рис. 2, 3).

Установлено, что к наиболее высокоперспективным нефтеносным и газонефтеносным прогнозным территориям Лаптево-Сибироморской зоны по газогеохимическим критериям относится площадь Анисинского и северные части Новосибирского и Омолойского осадочных бассейнов (прогибов), оконтуренная нефтегазовой и конденсатной оторочкой (см. рис. 2, 3). К перспективным нефтегазоносным (помимо вышеуказанных площадей) относится центральная часть Омолойского бассейна (см. рис. 3).

Исходя из геологических и газогеохимических признаков нефтегазоносности [1, 2, 10, 17, 24], к перспективной нефтегазоносной прогнозной площади также относится центральная часть Северо-Лаптев-ского осадочного бассейна с толщиной осадочного чехла 10–12 км (см. рис. 1). Кроме того, в проливе Дмитрия Лаптева выделен Бастахский перспективный нефтегазоносный район, нефтеперспективность которого подтверждена геологическими [2] и газогеохимическими показателями УВ-газов скв. 80 (см. табл. 1).

В пределах Бельковско-Святоносского, Омолой-ского прогибов по аналогичным критериям выделены перспективные прогнозные конденсатоносные площади, в центральных частях Шелонской и Благовещенской структурных террас — локальные зоны.

Распределение перспективных залежей угольного метана, твердых битумов, газовых и конденсатногазовых залежей по данным донных станций Лаптево-Сибироморской зоны представлено в табл. 2.

Необходимо отметить наличие высокогазонасыщенных донных отложений Северо-Омолойско-го грабен-рифта, характеризующихся газогеохимическими показателями УВ-газов газогидратных залежей с концентрациями СН4 и Σ С2–С5 до 8,3047 и 0,00682 см3/кг.

Заключение

В качестве основы определения генезиса и идентификации УВ-газов донных отложений Лап-

GEOCHEMICAL SURVEYS

тево-Сибироморской структурной зоны использовался комплекс количественных геохимических показателей: молекулярной массы УВ-фракции, массовых концентраций индивидуальных УВ и их соотношений, данные изотопного состава углерода метана, а также прямого их определения по керну литотипов скважинного газового опробования.

В результате изотопно-газогеохимических исследований в донных осадках установлено 12 газогенетических групп УВ-газов, в том числе: сингенетических УВ-газов современных осадков, эпигенетических — торфяников, газовых залежей и углегазоносных формаций верхнемел-кайнозой-ского плитного осадочного чехла (бассейнового комплекса), магматических образований, твердых битумов и предполагаемых залежей газа, конден- сата и нефти мезозой-палеозойского комплекса (фундамента), характеризующихся индивидуальными значениями изотопно-газогеохимических показателей.

В процессе настоящих исследований установлено, что наиболее высокими перспективами нефтегазоносности в пределах Лаптево-Сибиромор-ской структурной зоны характеризуются площади северных частей Новосибирского, Анисинского и Омолонского осадочных бассейнов.

Установлено, что применение изотопно-газогеохимических исследований для выявления залежей УВ-сырья на слабоизученных территориях является достаточно информативным и относительно малозатратным поисково-разведочным методом.