Геологические и изотопно-газогеохимические критерии поиска залежей углеводородов континентальной окраины Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана

В географическом отношении район исследований представлен континентальной окраиной Восточно-Сибирского моря, Лаптево-Сибиромор-ской структурной зоной и прилегающим сектором Северного Ледовитого океана, которые отличаются достаточно слабой геологической и газогеохимической изученностью. При этом ряд геоструктур региона по данным [1–7] характеризуется геологическими признаками нефтегазоносности. Следует отметить, что прогнозирование нефтегазоносности по геологическим показателям в наименее изученной части акваториальной арктической территории России — континентальной окраине Восточно-Сибирского моря, Лаптево-Сибироморской структурной зоны и юго-восточного сектора Северного Ледовитого океана является сложной задачей. Здесь не всегда удается в полной мере использовать даже те имеющиеся геологические критерии [6, 7], которые разработаны для оценки нефтегазоносности слабоизученных крупных регионов.

Исходя из существующих представлений о фильтрационно-диффузионном массопереносе УВ-газов из газоматеринских источников в процессе природной диффузии и миграции по зонам тектонических нарушений в перекрывающие их отложения верхней части осадочного чехла [8], газогеохимические исследования донных отложений являются прямыми методами поиска залежей УВ, а значения изотопно-газогеохимических показателей УВ-газов — газогеохимическими критериями прогнозирования нефтегазоносности.

В настоящей статье показано, что совместное применение геологических и газогеохимических критериев, по своей сути, является комплексным методом поиска залежей УВ на стадии поисковооценочных геолого-разведочных работ, в том числе в пределах континентальной окраины ВосточноСибирского моря, Лаптево-Сибироморской структурной зоны и Северного Ледовитого океана.

Основная задача настоящей статьи — описание результатов обобщения и анализа имеющихся и новых данных геологических и газогеохимических исследований континентальной окраины Восточно-Сибирского моря, Лаптево-Сибироморской структурной зоны и прилегающего сектора Северного Ледовитого океана для оценки информативности геологических показателей нефтегазоносности и разработки изотопно-газогеохимических критериев идентификации УВ-газов различных материнских источников, определения площадей развития скоплений и залежей газового, конденсатного и нефтяного ряда, а также составления карт распределения прогнозных нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей региона. Актуальность исследований обусловлена государственным приоритетом научно-исследовательских и научно-прикладных работ в Арктическом регионе России.

Методы и материалы

Основным материалом исследований являлся керн донных отложений 79 станций, отобранный грунтоотборными трубками (длина колонок до 6,2 м) с борта НИС «Академик М.А. Лаврентьев» и гидрографических судов в 2014–2023 гг. на глубинах моря до 2572 м. В процессе исследований колонки керна с донных станций подвергались литологическому описанию и поинтервальному отбору осадков в стеклянные герметичные сосуды емкостью 120 мл с последующей их дегазацией и отбором газа при свободном и термовакуумном выделении. Дегазация и анализ газа из 140 герметических сосудов осуществлялись в аттестованной Росстандартом лаборатории газогеохимии ТОИ ДВО РАН на хроматографах КристалЛюкс-4000М и Хроматэк-Газохром 2000 в экспедиционных и лабораторных условиях. Методика опробования, дегазации, определения состава газов и газонасыщенности осадков соответствовали действующему Методическому руководству и ГОСТ 31371.3-2009 [9, 10].

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изучение изотопного состава (IRMS) δ13С–СН4 и С2Н6 выполнялось на масс-спектрометрах Finnigan MAT-253, Deltaplus XL в лабораториях стабильных изотопов ВСЕГЕИ, Университета Хоккайдо и ДВГИ ДВО РАН по аттестованным и оптимизированным для выполненных исследований методикам.

В процессе исследований для определения генезиса УВ-газов и идентификации их газоматеринских источников использовался комплекс количественных газогеохимических показателей: весовых концентраций (С_ув) и молекулярной массы (М_УВ) УВ-фракции [11], коэффициентов «сухости» ( К _сух) [12], «влажности» ( К _вл) [13] и преобразованности ( К _пр) [14] в виде отношений: К _пр = (С₂ × С₄): С₃ (усл. ед.); К вл = ΣС 2 –С 5 : ΣС 1 –С 5 × 100 (%); К сух = С 1 : ΣС 2 –С 5 (усл. ед.), где С₁–С₅ — весовые концентрации УВ гомологического ряда метан–пентан в долях целого на 1000 или г/кг УВ-фракции.

Дополнительным источником идентификации газоматеринских источников донных отложений континентальной окраины Восточно-Сибирского моря, Лаптево-Сибироморской структурной зоны и Северного Ледовитого океана являлись данные расчета вышеуказанных изотопно-газогеохимических показателей УВ-газов по ряду нефтегазоносных континентальных и акваториальных бассейнов, площадей, месторождений и проявлений газоги-дратов, газа, конденсата и нефти востока России [15, 16] с дополнениями авторов статьи, а также данные газогеохимических исследований скважин на шельфе Восточно-Сибирского моря [17, 18], донных осадков Лаптево-Сибироморской структурной зоны, Восточно-Сибирского моря, Северного Ледовитого океана [19–21] и материалы газогеохимической классификации УВ-газов угленефтегазоносных осадочных бассейнов Прибалканья [11].

В настоящей статье также приведены материалы сейсмических исследований [22–25], геологического картирования [1–5] и данные керноотборных трубок.

Оцифровка и пространственно-математическая интерпретация результатов исследований проводились в программном комплексе ESRI®ArcGIS с помощью модуля Geostatistical Analyst по методу обратных взвешенных расстояний (IDW).

Результаты и обсуждение

Геологические признаки нефтегазоносности

В.Д. Наливкин с соавторами в 1976 г. [6] выделил основные геолого-тектонические показатели нефтегазоносности — тектонотип, размер, максимальную мощность осадков, масштаб мезозой-кай-нозойского прогибания, объем отложений, погруженных на глубину 2 км, объем карбонатов в % от общего объема осадков, возраст продуктивного мегакомплекса, объем морских осадков в процентах к объему пород бассейна и числа мегациклов.

В 2001 г. А.Э. Конторовичем с соавторами [7] предложен краткий перечень критериев нефтега-

зоносности малоизученных крупных регионов России:

• –    большой объем слабодислоцированных осадочных пород и присутствие в их составе толщ, обогащенных органическим углеродом, которые способны обеспечить регион достаточным количеством УВ (газоматеринская толща);

• –    глубина погружения осадочно-породных бассейнов, достаточная для того, чтобы нефтепроизводящие толщи оказались в температурных условиях главной зоны нефтегазообразования;

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

В представленной работе предпринята попытка оценки информативности основных вышеуказанных геологических показателей нефтегазоносности геоструктур континентальной окраины Восточно-Сибирского моря, Лаптево-Сибиромор-ской структурной зоны и юго-восточного сектора Северного Ледовитого океана на основе результатов интерпретации данных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ [22–25], материалов геологического картирования [1–4] и работ ВНИИОкеанология [26, 27].

В результате оценки имеющихся геологических данных в пределах изученной части поднятий Ломоносова и Менделеева , впадин Амундсена и Подводников (рис. 1) установлено, что из 16 вышеуказанных геологических показателей [6, 7] на современном уровне геологической и геофизической изученности в этих структурах региона можно надежно определить не более половины показателей нефтегазоносности.

К установленным показателям относятся тектонотип, размер, максимальная мощность осадков, масштаб мезозой-кайнозойского прогибания, объем отложений, погруженных на глубину 2 км [6], большой объем слабодислоцированных осадочных пород, глубина погружения осадочно-породных бассейнов и наличие в осадочной толще пород-коллекторов, флюидоупоров и ловушек УВ [7].

Исходя из данных [2, 3, 22–25] и анализа установленных геологических показателей нефтегазоносности, можно сделать вывод, что изученные секторы западных склонов поднятия Ломоносова и впадины Амундсена с мощностью осадочного чехла менее 2 км характеризуются слабой нефтеперспективностью. Флексурно-разломный восточный склон поднятия Ломоносова и западное крыло впадины Подводников с мощностью осадочного чехла более 2 км, наличие пород-коллекторов, флю-идоупоров и ловушек УВ и других геологических показателей относятся к средней категории нефтеперспективности (рис. 2).

Центральная и восточная части впадины Подводников (Предвосточносибирского осадочного

122 METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 1. Геоструктурная карта [1–4] и схема газогеохимического опробования донных отложений континентальной окраины Лаптево-Сибироморской зоны, Восточно-Сибирского моря и юго-восточного сектора Северного Ледовитого океана

Fig. 1. Geostructural map [1–4] and scheme of gas-geochemical sampling of seafloor sediments on the Laptev-Siberian Sea continental margin, West Siberian Sea, and south-eastern segment of the Arctic Ocean

115° R -

115° R 120° R 125° R 130° R 135° R 140° R 145° R 150° R 155° R

81° С

80° С

125° В “

79° С -

170° З

78° С

75° С

165° З

74° С

150° R

155° R

-1

82° С

160° З

3 ® 4 1лЫ ⁵

6 йШ1И 7

5-АР

1 — геоструктуры I порядка ( впадины и осадочные бассейны : 1 — Амундсена, 2 — Подводников (Предвосточноси-бирский), 3 — Анисинский, 4 — Новосибирский, 5 — Северо-Чукотский); 2 — поднятия (6 — Менделеева, 7 — Ломоносова, 8 — Восточно-Лаптевское, 9 — Котельническое, 10 — Лонга); 3 — структурные террасы (11 — Северная, 12 — Северо-Западная); 4 — грабен-рифты (13 — Колючинский); 5 — разломы и нарушения (а — установленные, b — предполагаемые); 6 — изобаты, м; 7 — океанографические станции гидрографических экспедиций (a), рейсов НИС «Академик М.А. Лаврентьев» LV-45 (b), LV-77 (c), LV-83 (d) и LV-90 (e); 8 — изогипсы мощности осадочного чехла, км; профили ( 9 – 11 ): 9 — 5-АР, 10 — 90800, 11 — МАГЭ–2016; ЛМ — Ломоносово-Менделеевская флексурно-разломная зона.

На врезке — географическое расположение района исследований

1 — I-st order geological structures ( depressions and sedimentary basins : 1 — Amundsen, 2 — Podvodnikov (Predvostochnosibirsky), 3 — Anisinsky, 4 — Novosibirsky, 5 — North Chukotsky); 2 — uplifts (6 — Mendeleev, 7 — Lomonosov, 8 — East Laptevsky, 9 — Kotel’nichesky, 10 — De Long); 3 — structural terraces (11 — Northern, 12 — North Western); 4 — graben-rifts (13 — Kolyuchinsky); 5 — faults and disturbances (а — known, b — assumed); 6 — isobath, m; 7 — hydrographic stations of hydrographic expeditions (a), LV-45 (b), LV-77 (c), LV-83 (d) и LV-90 (e) of the Akademik Lavrent’ev research vessel; 8 — isopachs of sedimentary cover, km; survey lines ( 9 – 11 ): 9 — 5-АР, 10 — 90800, 11 — МАГЭ–2016; ЛМ — Lomonosov-Mendeleev flexural fault zone.

In the box: layout map of study area бассейна) по геологическим показателям характеризуются высокой нефтеперспективностью, восточное крыло и центральная часть впадины Амундсена (см. рис. 2) — средней.

Следует отметить важную роль Ломоносо-во-Менделеевской флексурно-разломной зоны в формировании и распределении перспективных нефтегазоносных площадей впадины Подводников (рис. 3, см. рис. 1). Исследованный южный сектор поднятия Менделеева по имеющимся геологическим данным относится к категориям средней и слабой нефтеперспективности.

В процессе исследований установлено, что геоструктуры континентальной окраины Восточ-

но-Сибирского моря и Лаптево-Сибироморской структурной зоны характеризуются более высокой степенью изученности и информативности геологических показателей нефтегазоносности, что позволяет выделить на их площади области различных категорий нефтеперспективности.

Так, к высокоперспективным площадям западной части континентальной окраины относятся склоновые и осевые части Анисинского прогиба и северного замыкания — Новосибирского, к площадям II категории нефтеперспективности — восточный склон Котельнического поднятия и западный склон Восточно-Лаптевского поднятия, а также центральные участки Северо-Западной террасы и поднятия Де-Лонга (рис. 4, см. рис. 1).

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 2. Сейсмогеологический разрез впадины Амундсена, хребта Ломоносова и западной части котловины Подводников по профилям ARC-029 и ARC-Arctic-2011 [24]

Fig. 2. Geoseismic section across the Amundsen depression, Lomonosov ridge, and western part of the Podvodnikov basin, survey lines ARC-029 и ARC-Arctic-2011 [24]

1 — дно; предполагаемое положение основных несогласий в разрезе осадочного чехла ( 2 – 6 ): 2 — среднебрукское (палеоцен), 3 — нижнемеловое (готерив – баррем), 4 — юрское (плинсбах (?), оксфорд), 5 — пермское (верхняя пермь), 6 — миссисипское (карбон); 7 — поверхность акустического фундамента; 8 — разрывные нарушения (а — главные, b — прочие); 9 — оси линейных магнитных аномалий и их номера; предполагаемый возраст пород ( 10 , 11 ): 10 — осадочного чехла, 11 — акустического фундамента; 12 — генерализованная граница кристаллического фундамента и осадочного слоя земной коры по данным зондирований МОВ-МПВ и ГСЗ; 13 — значения скоростей сейсмических волн, км/с

1 — seafloor; supposed position of the major unconformities in sedimentary cover interval ( 2 – 6 ): 2 — Srednebruksky (Palaeocene), 3 — Lower Cretaceous (Hauterivian – Barremian), 4 — Jurassic (Pliensbachian (?), Oxfordian), 5 — Permian (Upper Permian), 6 — Mississippian (Carboniferous); 7 — acoustic basement surface; 8 — faults (а — major, b — other); 9 — axes of linear magnetic anomalies and their numbers; supposed age of rocks ( 10 , 11 ): 10 — sedimentary cover, 11 — acoustic basement; 12 — generalized interface of crystalline basement and sedimentary cover in the Earth’s crust according to CMP–Refraction and DSS sounding data; 13 — seismic velocity values, km/s

К высоко перспективным площадям центральной части континентальной окраины относятся северные склоны Новосибирского прогиба, к I категории нефтеперспективности — Северной структурной террасы (см. рис. 1, 3).

К высоко перспективным площадям также относятся участки мульдовой (осевой) части, южных и северных склонов Северо-Чукотского прогиба в восточной части континентальной окраины Восточно-Сибирского моря (рис. 5).

Изотопно-газогеохимические показатели

Первые наиболее представительные результаты анализа газогеохимических показателей Сув и Мув УВ-фракции получены В.Х. Велевым в конце ХХ в. в процессе изучения состава природных газов (ПГ) осадочных бассейнов Прибалканья [11]. Им установлено, что УВ-газы бассейнов разных генетических типов обладают специфическим характером распределения этих показателей для каждого типа (табл. 1).

В 2006–2012 гг. автором статьи выполнены широкомасштабные исследования газогеохимических

показателей угленефтегазоносных бассейнов, площадей и месторождений северо-востока России [15, 16] по данным скважинного опробования, результаты которых приведены в табл. 2 с дополнениями данных из работ [17, 18].

В связи с отсутствием глубоких скважин с газовым опробованием, за исключением мелких скважин Чаунской, Приморской, Хромской угленосных площадей, месторождений Дальнего и Долгожданного, Новосибирских островов, проливов Дежнева и Санникова, данные табл. 2 являются основной информационной базой идентификации УВ-газов различных газоматеринских источников в донных отложениях континентальной окраины Восточно-Сибирского моря, Лаптево-Сибироморской структурной зоны и Северного Ледовитого океана.

В составе УВ-газов донных отложений района исследований обнаружены: метан в концентрациях 0,0004–0,0730 %, этан и этилен (суммарно) — 0,00002–0,0102 %, пропан и пропилен — 0–0,0022, n -бутан и i -бутан — 0–0,0018, n -пентан и i -пентан — 0–0,0014 %. Концентрации ∑С₂–С₅ изменяются от 0,0002 до 0,0142 %.

124 METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 3. Сейсмогеологический разрез МАГЭ-2016 [22] восточной части впадины Подводников (Предвосточносибирского осадочного бассейна)

Fig. 3. Geoseismic section along МАГЭ-2016 Line [22] in the eastern part of the Podvodnikov depression (Predvostochnosibirsky sedimentary basin)

9 t , c

Демидовская седловина

Котловина Подводников

ЛомоносовоМенделеевская флексурноразломная зона

Предвосточносибирский осадочный бассейн

Северная структурная терраса

ESS1

ESS3

ESS11

ESS5

ESS5, ESS3, ESS1, ESS11, LCU, JU, PU — отражающие горизонты, А — акустический фундамент. Положение сейсмопрофиля см. на рис. 1

ESS5, ESS3, ESS1, ESS11, LCU, JU, PU — seismic reflectors; A — acoustic basement. Position of the seismic line is shown in Fig. 1

Рис. 4. Сейсмогеологический разрез Лаптево-Сибироморской геоструктурной зоны по профилю 90800 ([23] с дополнениями [24])

Fig. 4. Geoseismic section along 90800 Line, the Laptev-Siberian Sea geostructural zone ([23] complemented [24])

СЗ

K 2

4 P 2 -T 6

км

2.9 K 1 K₂

I1

3.8

II

C 2 -P 1 4.5

C -K ^III

MZ-PZ

PZ 1 -C

N-Q     _л

II PZ-MZ

Восточно-Лаптевское

поднятие

II3

II 3.4

4.1

IV

KZ

2.2 K2

K1      2.8 J

_K2      3.4

II3

1 II

P 2 -T        ^.

²      _4.5 C 2 -P 1

D 3

VI

N-Q

л                       II

K 2   1.95 _I        ^{1.9 II}

K 1    2.7        2.5

K 2

II

PZ-MZ

СВ

II

III

IV

PZ 1-2

AR-PR p

Анисинский прогиб

PZ-MZ

Котельническое поднятие

I3 J-K1  3.4 II

4.4I^KI2² C 2 -P 1^PII²1^{-T II}K1⁴a^._I-^I5_Ia^I0l

Новосибирский прогиб

0         40 км

Поднятие Де-Лонга

км

K 2     1      2.1    2           3     J-K 1     4

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 5. Сейсмогеологический разрез Северо-Чукотского прогиба по профилю 5АР [22]

Fig. 5. Geoseismic section across the North Chukotsky trough, 5АР Line [22]

1 — геоструктуры (1 — Колючинский грабен-рифт, 2 — Северо-Чукотский прогиб (осадочный бассейн)); 2 — допалео-зойские образования (I — базитовый слой нижней коры, II — диоритовый слой верхней коры, III — архей-позднепро-терозойский гранитно-метаморфический слой верхней коры); 3 — тектонические нарушения (а — установленные, b — предполагаемые)

1 — geostructures (1 — Kolyuchinsky graben-rift, 2 — North Chukotsky trough (sedimentary basin)); 2 — pre-Palaeozoic formations (I — basite layer of lower crust, II — diorite layer of upper crust, III — Archean-Late Proterozoic granite-metamorphic layer of upper crust); 3 — faults (а — known, b — assumed)

Табл. 1. Средние значения весовых концентраций и молекулярной массы УВ-фракции УВ-газов осадочных бассейнов и месторождений Прибалканья [11]

Tab. 1. Average values of weight concentration and molecular mass of HC fraction of HC gases in sedimentary basins and fields of the Balkans [11]

Расчет и интерпретация полученных значений газогеохимических показателей С_ув, М_ув, К _вл, К _пр, К _сух, δ¹³С–СН₄ и δ¹³С–С₂Н₆, с учетом данных табл. 2 позволили выделить в донных отложениях района исследований 11 групп УВ-газов, относящихся к различным газоматеринским источникам, в том числе — газогидратным и газовым залежам, угленосным формациям, магматическим образованиям, твердым битумам и предполагаемым залежам конденсатного и нефтяного ряда, характеризующимся индивидуальными значениями вышеуказанных показателей.

При этом молекулярная масса УВ-фракции — значение средневзвешенной по массе ее индивидуальных членов ряда метан-пентан (С1–С5, г/моль) — и весовая концентрация УВ, нормированная на Мув,

в долях целого на 1000 (г/кг УВ-фракции), использовались в настоящей статье как единый количественный показатель генетических особенностей УВ-газов различных газоматеринских источников (табл. 3).

Исходя из данных табл. 4, значения изотопного состава углерода δ13С–СН4 и δ13С–С2Н6 являются генетическими показателями УВ-газов для всех газоматеринских источников и характеризуются закономерной тенденцией возрастания средних значений от (-60…-58 и -28…27 ‰) 1-го–4-го газоматеринских источников до (-44…-36 и -23… -17 ‰) — 9-го–11-го.

Коэффициент преобразованности УВ-фракции использовался в представленной статье как показатель степени преобразования и превращенности

Генетический тип	Компоненты объемные , %					Весовые компоненты , г/кг					М УВ , г/ моль
	С 1	С 2	С 3	С 4	С 5	С 1	С 2	С 3	С 4	С 5
Современные осадки (200)	99,99	0,01	сл.	сл.	сл.	1000	сл.	сл.	сл.	сл.	16,04
Угольные залежи (30)	97,68	1,78	0,36	0,11	0,06	951	33	10	4	2	16,4
Газовые залежи (31)	99,37	0,44	0,12	0,06	0,01	996	8	3	2	1	16,17
Газонефтяные залежи (34)	76,26	7,28	7,88	5,23	3,36	543	94	130	130	104	23,26
Нефтяные залежи (348)	63,66	12,88	12,67	7,56	3,23	384	146	210	165	95	26,57

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Табл. 2. Средние значения газогеохимических показателей УВ-газов различных материнских источников континентальных и акваториальных угленефтегазоносных бассейнов, площадей и месторождений северо-востока России по данным скважинного опробования ([16] с дополнениями [17, 18])

Tab. 2. Average values of gas-geochemical indicators of HC gases from different sources in continental and offshore coal, oil, and gas bearing basins, areas, and fields of north-eastern Russia according to well testing data ([16], complemented [17, 18])

Материнский источник (группа УВ-газов)	Бассейн, площадь, месторождение (число определений)	Весовые компоненты , доли целого на 1000 (г/кг УВ-фракции)					М УВ , г/моль	Газогеохимические коэффициенты
		С 1	С 2	С 3	С 4	С 5		К вл	К пр	К сух
Газогидратные залежи	Охотоморский (24)	994	3	2	1	0	16,1	0,6	1,5	166
	Мессояхское (8)	993	4	2	1	0	16,1	0,7	1,6	142
	Новосибирский (2)	996	1	2	2	0	16,09	0,4	0,7	249
Газовые залежи, KZ	Камчатский (12)	984	9	4	2	1	16,18	1,6	4,5	62
	Анадырский (20)	983	10	3	3	1	16,2	1,7	7	58
	Чаунская (9)	984	13	2	1	0	16,17	1,6	3,9	62
	Хромская (4)	985	13	2	сл	0	16,15	1,5	2,6	66
Залежи бурого угля	Анадырский (48)	978	11	7	4	сл	16,24	2,2	7,7	43
	Чаунская (24)	978	18	3	1	0	16,22	2,2	5,8	45
	Приморская (6)	979	16	4	1	0	16,21	2,1	4,8	47
	Хромская (3)	983	10	5	2	0	16,19	1,7	5	57
Залежи каменного угля	Беринговский (88)	969	23	5	2	1	16,29	3,1	8,9	31
	Новосибирский (4)	973	20	4	2	1	16,27	2,7	8	36
	Дальнее (12)	967	23	6	3	1	16,33	3,3	12,1	29
Газовые залежи, МZ	Ленский (48)	956	29	9	5	1	16,43	4,4	16,2	22
	Буреинский (5)	955	28	9	6	2	16,45	4,5	18	21
	Анадырский (6)	957	33	6	3	1	16,39	4,3	16	22
Магматические образования	Омсукчанский (12)	940	37	17	6	0	16,58	6	14,3	16
	Чаунская (4)	934	44	12	4	0	16,55	6,6	15,7	14
	Дальнее (8)	939	48	9	3	0	16,54	6,1	15,8	15
Конденсатно-газовые залежи	Ленский (24)	876	69	32	16	7	17,23	12,4	34,2	7,1
	Новосибирский (4)	882	109	7	2	0	17,02	11,8	27,3	7,5
Твердые битумы	Ленский (20)	839	87	36	28	10	17,63	16,1	67,6	5,2
	Чаунская (4)	853	60	40	42	5	17,58	14,7	64,4	5,8
Конденсатные залежи	Ленский (15)	786	107	59	33	15	18,3	21,4	59,8	3,7
	Сахалинский (6)	831	66	40	31	32	17,9	16,9	51,2	4,9
Нефтегазовые залежи	Ленский (20)	728	144	74	36	18	18,97	27,2	70,2	2,7
	Новосибирский (3)	690	147	91	56	16	19,46	31	91,1	2,2
	Иркутский (12)	722	148	72	38	20	19,05	27,8	78,1	2,6
Газонефтяные залежи	Ленский (32)	505	149	166	130	50	23,19	49,5	116,7	1
	Буреинский (28)	516	142	153	121	68	23,02	48,4	112,3	1,1
	Новосибирский (3)	535	180	147	102	35	22,15	49	125	1,2
Нефтяные залежи	Ленский (8)	372	184	227	156	61	26,35	62,8	126,5	0,6
	Буреинский (8)	393	158	178	147	124	26,26	60,7	130,5	0,6
	Сахалинский (12)	446	183	135	137	99	24,46	55,4	185,7	0,8

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Табл. 3. Результаты определения весовых концентраций и молекулярной массы УВ-фракции газоматеринских источников донных отложений района исследований

Tab. 3. The results of weight concentration and molecular mass determination in HC fraction of gas sources in seafloor sediments of the study area

Газоматеринский источник, группа УВ-газов, номера станций	Весовые концентрации УВ-фракции , в долях целого на 1000 (г/кг УВ-фракции)					М УВ , г/моль
	С 1	С 2	С 3	С 4	С 5
1 . Газогидратные скопления и залежи: 45370; 83-11, 12, 14; 90-12, 13, 22	990–996 993	0,7–9,5 5	0,0–2,9 1,6	0–2 0,8	0–2 0,4	16,08–16,11 16,1 (9)
2. Газовые скопления и залежи, KZ : 87; 83-11, 12, 90-12, 13, 15, 22	981–992 986	4,7–17,6 11	0,0–6 2,7	0,0–3,7 1	0–сл. сл.	16,12–16,19 16,16 (11)
3. Угленосные формации: 85, 45-450, 83-7, 90-28	965–978 972	17,4–30,3 21	3,6–6,4 5,2	0,6–2,8 1,7	0–1,3 0,3	16,2–16,3 16,27 (8)
4. Газовые скопления и залежи, МZ : 88, 45-450, 500; 83-9, 10; 90-7, 8, 15, 23, 24	948–969 959	6–39,7 23	2,2–16 7,9	0,1–17,7 6,5	0–23,6 4	16,35–16,48 16,42 (13)
5. Магматические образования: 71, 86; 83-15, 17; 90-14	911–942 931	21,5–76 50	9,5–22,5 14,1	2,2–10,1 4,6	0–0,5 0,1	16,53–16,74 16,63 (6)
6. Конденсатногазовые скопления и залежи: 45-380, 490, 510, 530, 715; 77-22; 83-8, 10; 90-4	851–904 883	35,6–104,1 59	18,3–52,6 32,2	2,7–53,4 21,4	0–22,3 4,2	16,94–17,34 17,17 (14)
7 . Твердые битумы: 45-390; 77-23; 90-6	838–858 848	38,2–103,3 70	24,5–37,7 30,1	31,1–55,8 42,1	0,1–23,9 9,8	17,56–17,65 17,6 (3)
8. Газоконденсатные скопления и залежи: 45-430, 460, 470, 520, 540; 90-10, 11, 25, 29	775–846 820	11,5–136,8 62	6,7–39,6 26,1	18,8–93,4 42,3	20,6–112,4 49,3	17,95–18,5 18,09 (9)
9. Нефтегазовые скопления и залежи: 77, 84, 91; 45-400, 410, 420, 440; 77-24, 26, 31; 90-5, 5вс, 9, 16, 17	575–809 714	12,5–253,6 95	5,9–82,4 47	5,8–158,1 70,5	1,2–239,6 65,1	18,63–20,83 19,48 (15)
10. Газонефтяные скопления и залежи: 72, 76, 83; 45-480, 550, 560; 77-27, 28, 29, 30, 32, 33; 90-18, 19, 20	450–659 527	47,2–298,6 197	27–185,5 97,5	40,3–163 109,6	2,9–216,2 69,2	21,04–23,78* 22,46 (15)
11. Нефтяные скопления и залежи: 77-25	303 303	303 303	211,7 211,7	216,9 216,9	10 10	27,53 27,53

Примечание. KZ и MZ — кайнозойские и мезозойские отложения.

*Числитель — от–до, знаменатель — число определений (15); сл. — следы (менее 0,05 г/кг).

Note. KZ and MZ — Cenozoic and Mesozoic deposits.

*numerator — from–to, denominator — number of measurements (15); сл. — traces (less than 0.05 g/kg).

гомологов метана. По данным [12], с повышением температуры недр происходит перераспределение в содержании гомологов метана — превращение пропана в этан и бутан, а также пропана и этана в пентан. Значительные вариации значений К _пр (см. табл. 4) связаны как с поступлением в скопления газа новых УВ, так и с выносом их водами и диффузией имеющихся компонентов. При этом значения К _пр указывают на продолжительность нахождения УВ-газов в ловушке.

Коэффициент «влажности» является показателем обогащенности УВ-фракции гомологами метана и важным критерием поиска залежей УВ. Так, средними значениями К _вл< 1 % характеризуются УВ-газы газогидратов, > 28 % — залежи нефтяного ряда.

Коэффициент «сухости» указывает на степень обогащенности УВ-фракции метаном и изменяется в регионе от 249 усл. ед. газогидратов до 0,4 усл. ед. нефтяных залежей (см. табл. 4). Исходя из данных [27], для каждой акватории значения этого коэффициента могут существенно изменяться. Так, для осадков Каспийского моря его средние значения 238 усл. ед. рассматриваются как критерий разделения биогенных УВ-газов от метаморфогенных. В море Лаптевых (Усть-Ленском грабене) это отношение в среднем составляет 90 усл. ед.

Исходя из вышеизложенных сведений, УВ-га-зы кайнозойских газогидратных и газовых залежей представлены в УВ-фракции донных отложений метаном с примесью этана и микропримесями пропана, бутана и пентана (< 5 г/кг). Эти группы УВ-га-

128 METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS зов характеризуются средними значениями Ксух — 142 и 70 усл. ед.; Квл — 0,7 и 1,4 %; Кпр — 1,5 и 2,6 усл. ед.; МУВ — 16,10 и 16,16 г/моль и δ13С–СН4 — (-59,9 и -59,8 ‰), что указывает на паритетное распределение в них биогенной и метаморфогенной составляющей.

Для миграционных УВ-газов угленосных формаций и мезозойских газовых залежей типично доминирование метаморфогенной составляющей, о чем свидетельствуют значения их изотопно-газогеохимических показателей (см. табл. 3, 4).

Проявления эпигенетических УВ-газовых магматических образований в донных осадках региона, установленных в зонах тектономагматической активизации, представлены метаном с примесью этана и пропана, микропримесью бутана и практически следовыми концентрациями пентана. Данная группа УВ-газов характеризуется индивидуальными газогеохимическими показателями и магмато-генным происхождением.

УВ-газовые конденсатогазовые залежи по значениям изотопно-газогеохимических показателей, представленных в табл. 3 и 4, соответствуют мета-морфогенным газам.

Важно отметить, что УВ-газы первых шести групп характеризуются плавно нисходящей тенденцией в распределении средних значений весовых концентраций индивидуальных углеводородов УВ-фракции в виде: С₁ > С₂ > С₃ > С₄ > С₅, ΣС₂–С₅< 120 г/кг, М_УВ< 17,3 г/моль, δ¹³С–СН₄ и С₂Н₆< -54 и -26‰, К вл < 12 %, К сух — 7,5–249 усл. ед., К пр < 40 усл. ед. и образованием в верхней части геологического разреза района исследований.

Миграционные УВ-газы предполагаемых твердых битумов , газогеохимическим аналогом которых являются данные их газового опробования из скважин побережья Чаунской губы [17], по газогеохимическим показателям относятся к метамор-фогенным газам со специфической особенностью неравномерного распределения средних значений

весовых концентраций углеводородов УВ-фракции: С₁> С₂> С₃< С₄ > С₅. В аналогичных по генезису УВ-га-зах газоконденсатных залежей данное распределение представлено в виде: С₁ > С₂ > С₃<  С₄ < С ₅ (см. табл. 3), что явно указывает на перераспределение гомологов метана в содержании УВ-фракции вследствие повышения температур недр в период их образования.

Исходя из установленных значений К _пр, образование этих групп УВ-газов связано с мезозойским и верхнепалеозойским породными комплексами региона, что подтверждается данными геологического картирования [1, 4] и работой [28].

Эпигенетические УВ-газы нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных скоплений и залежей характеризуются аналогичным неравномерным распределением УВ в УВ-фракции, максимальными средними значениями С_ув, М_ув, К _пр, δ¹³С–СН₄ и С₂Н₆, а также минимальными — К _сух (см. табл. 3, 4). В табл. 5 приведены результаты определения значений осредненных доверительных индивидуальных интервалов изотопно-газогеохимических показателей для УВ-газов нефтяного ряда.

В целом УВ-газы 7-й–11-й групп характеризуются изменчивыми показателями распределения средних значений весовых концентраций С₂–С₅, где любой из УВ (от пропана до пентана) может иметь максимальные показатели в составе УВ-фракции, средние значения ΣС₂–С₅ >150 г/кг, М_УВ > 17,5 г/моль; К вл >15 %, К пр > 85 усл. ед., δ¹³С–СН 4 и С 2 Н 6 > -51 и -25 ‰ и К _сух — 0,4–5,6 усл. ед. (см. табл. 3, 4).

Газогеохимическое районирование

Специфической особенностью исследований является отсутствие в донных отложениях УВ-газов с газогеохимическими показателями сингенетических газов современных осадков , что, по-видимому, связано с низкими значениями С_орг, скорости седиментации, газонасыщенности в пределах континентальной окраины и Северного Ледовитого океана [20] и процессами их смешивания с мигра-

Табл. 4. Значения изотопно-газогеохимических показателей УВ-газов донных отложений в зонах развития различных групп материнских источников

Tab. 4. Values of isotope gas-geochemical indicators of HC gases from seafloor sediments in the zones of different source group occurrence

Номера групп УВ-газа	Газогеохимические коэффициенты			Изотопный состав углерода , δ13С, ‰
	К вл , %	К пр , усл. ед.	К сух , усл.ед.	СН 4	С 2 Н 6
1	0,4–1 0,7 (9)	0,01–2,7 1,5	110,11–249 141,86 (9)	-60,8…-58,8 -59,8 (2)	Нет данных
2	0,8–1,8 1,4 (11)	1,3–5,6 2,6	51,63–124 70,43	-60,2…-59,6 -59,9 (2)	Нет данных
3	2,1–3,5 2,8 (8)	4,7–8,7 6,3	27,57–44,45 34,71	-59…-58 -58,5 (2)	-27,6…-28 -27,8 (2)
4	3,1–5,2 4,1 (13)	4,7–29,6 18,5	18,23–31,26 23,39	-60…-56 -58 (2)	-27 -27
5	5,8–8,9 6,9 (6)	15,1–17,3 16,2	10,24–16,21 13,49	Нет данных	Нет данных

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ционными УВ-газами из более газонасыщенных материнских источников. Кроме того, не исключается возможность их образования в верхнем неопробованном слое донных осадков толщиной 5–20 см.

Углеводородные газы газогидратных скоплений и залежей распространены в пределах Колючинско-го грабен-рифта (станция 45-370), юго-западного крыла Анисинского прогиба (станция 83-14), слож-нодислоцированного южного (станции 83-11, 12), флексурно-разломного восточного (станции 90-12, 13) и западного (станция 90-22) склонов поднятия Ломоносова (см. рис. 1, 2, 4), кайнозойских газовых скоплений и залежей — западного склона поднятия Де-Лонга (станция 87) и вышеуказанных участков поднятия Ломоносова.

Наличие миграционных УВ-газовых угленосных формаций установлено в осадках Северо-Чукотского прогиба (станции 45-450, 90-28, см. рис. 1, 5), поднятия Де-Лонга в пределах прибрежной зоны о-ва Беннетта (станция 85) и Северо-Западной террасы (станция 83-7); мезозойских газовых скоплений и залежей — Северо-Чукотского прогиба (станция 45-500), поднятия Де-Лонга (станция 88), впадины Амундсена (станция 83-9), северо-западной террасы (станции 83-10), западного крыла впадины Подводников (станции 90-7, 8) и поднятия Ломоносова (станции 90-15, 23, 24). Присутствие УВ-газов магматических образований установлено в осадках зон тектономагматической активизации поднятия Де-Лонга (станция 86), Восточно-Лаптевского (станции 83-15, 17) и Ломоносова (станция 90-14) поднятий.

Углеводородные газы предполагаемых конденсатогазовых скоплений и залежей распространены в осадках Колючинского грабен-рифта (станция 45380) и Северо-Чукотского прогиба (станции 45-490, 510, 530), Новосибирского прогиба (станция 77-22) и Северо-Западной террасы (станция 83-10), впадины Амундсена (станция 83-8), поднятий Де-Лонга (станция 90-4) и Менделеева (станция 45-715); твердых битумов — Колючинского грабен-рифта (станция 45-390), Северной (станция 77-23) и Северо-Западной (станция 90-6) структурных террас.

В донных отложениях Северо-Чукотского прогиба (станции 45-430, 460, 470, 520, 540), Ко-лючинского грабен-рифта (станция 90-29), флексурно-разломного восточного склона поднятия Ломоносова (станции 90-10, 11) и западного крыла впадины Подводников (станции 90-17, 25, см рис. 1) установлено развитие миграционных УВ-газов газоконденсатных залежей.

Миграционные УВ-газы прогнозных нефтегазовых скоплений и залежей установлены в донных отложениях Новосибирского (станции 77, 84, 91) и Северо-Чукотского (станции 45-420, 440 ) прогибов, Колючинского грабен-рифта (станции 45-400, 410), поднятия Де-Лонга (станции 77-31, 90-5, 90-5вс), впадины Подводников (станции 77-26, 90-9), Северной (станция 77-24) и Северо-Западной (станция 90-6) структурных террас, а также флексурно-разломного восточного склона поднятия Ломоносова (станции 90-16, 17), где наблюдается формирование геохимических полей этой группы УВ-газов — обычно в виде внешней оторочки поля газонефтяных газов.

Формирование геохимических полей УВ-газов газонефтяных скоплений и залежей установлено в пределах Анисинского (станции 72, 76), Новосибирского (станции 83, 77-33) и Северо-Чукотского (станции 480, 550, 560) прогибов, поднятия Де-Лонга (станция 77-32), Северной террасы (станция 77-30), флексурно-разломной Ломоносово-Менделеевской зоны (станция 77-29), впадины Подводников (станции 77-27, 28; 90-9) и флексурно-разломного склона поднятия Ломоносова (станции 90-18, 19, 20).

В пределах района исследований обнаружено единственное локальное геохимическое поле УВ-газов нефтяных залежей (станция 77-25), формирование которого связано с флексурно-разломной Ломоносово-Менделеевской зоной.

Для решения поставленных в данной работе задач результаты газогеохимических исследований позволили составить карты распространения в донных отложениях УВ-газов нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных скоплений и залежей по данным М_УВ и К _пр (рис. 6 А, B), К _вл и К _сух (рис. 7 А, B).

Табл. 5. Значения осредненных интервалов изотопно-газогеохимических показателей прогнозных залежей нефтяного ряда района исследований

T^ab^. 5^. Mean range values of isotope gas-geochemical indicators for predicted petroleum-series deposits in the study area

Показатели	Значения осредненных интервалов газогеохимических показателей прогнозных залежей нефтяного ряда
	Нефтегазовые	Газонефтяные	Нефтяные
МУВ , г/моль	18,78–20,95	20,96–24,49	> 24,5
К вл , %	23–35,9	36–49,9	> 50
К пр , усл. ед.	116,0–177,9	178–234,9	> 235
К сух , усл. ед.	1,89–3,6	0,81–1,9	< 0,8
δ13С–СН 4 , ‰	-42,6…-39,1	-42,6…-39,1	< -39
δ13С–С 2 Н 6 , ‰	-24…-22,9	-22,8…-19,1	< -19

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 6. Карты распределения прогнозных нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных скоплений и залежей континентальной окраины Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана по данным газогеохимических показателей по состоянию изученности на 01.01. 2025 г.

Fig. 6. Maps of predicted oil and gas, gas and oil, and oil accumulations on the continental margin of the East Siberian Sea and the Arctic Ocean in accordance with gas-geochemical data as on 01.01.2025

115° В 120° В 125° В 130° В 135° В 140° В 145° В 150° В 155° В 160° В 165° В 170° В     175° В     180° В        175° З            170° З               165° З

115° В

83° С

A

МУВ, г/моль

155° З

82° С

81° С

80° С

5° В

79° С

78° С

77° С

180 км

160° З

75° С

165° З

74° С

170° З

73° С

72° С

130° В               1

115° В 120° В 125°

135°

В

115° В

83° С

82° С

81° С

80° С

125° В

79° С

78° С

77° С

130° В

В

130° В

140° В             145° В             150° В

135° В 140° В 145° В 150° В 155° В 160° В 165° В

155° В

170° В     175° В

160° В                165° В

180° В        175° З            170° З

170° В      74° С

165° З

175° В        73° С

160° З       78° С

180°    72° С

155°З      76°С

135° В

140° В

145° В

150° В

155° В

160° В

165° В

170° В      74° С

B

180 км

175° В

К пр , усл. ед.

< 116

116 - 178

178 - 235

> 235

73° С

180°    72° С

155° З

160° З

75° С

165° З

74° С

170° З

73° С

72° С

A — М УВ , B — К пр .

Усл. обозначения см. на рис. 1

A — М УВ , B — К пр

For legend see Fig. 1

Нефтеперспективность

В пределах изученной территорий Северного Ледовитого океана и континентальной окраины Восточно-Сибирского моря и Лаптево-Сибиромор-ской структурной зоны наиболее высокой нефтеперспективностью по данным газогеохимических критериев М_УВ, К _пр (см. рис. 6 А, B), К _вл и К _сух (см. рис. 7 А, B) характеризуются участки геоструктур центрального сектора региона — восточной части Предвосточносибирского бассейна (впадины Подводников), Ломоносово-Менделеевской флек-

сурно-разломной зоны, Северной террасы, северной части поднятия Де-Лонга и северо-восточного склона Новосибирского осадочного бассейна, где УВ-газы нефтяных, газонефтяных и нефтегазовых скоплений и залежей установлены на 12 донных станциях, или 39 % их общего числа станций с газогеохимическими показателями УВ-газов нефтяного ряда.

Участки Анисинского и северо-западного склона Новосибирского бассейна западного сектора региона по всем газогеохимическим критериям

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 7. Карты распределения прогнозных нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных скоплений и залежей континентальной окраины Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана по данным газогеохимических показателей по состоянию изученности на 01.01. 2025 г.

Fig. 7. Maps of predicted oil and gas, gas and oil, and oil accumulations on the continental margin of the East Siberian Sea and the Arctic Ocean in accordance with gas-geochemical data as on 01.01.2025

д _ g В — R вл,            сух.

Усл. обозначения см. на рис. 1

А — вл ,             сух .

For legend see Fig. 1

отличаются высокой категорией нефтеперспективности, а также наличием УВ-скоплений и залежей нефтегазового и газонефтяного ряда на шести донных станциях (19 %).

Южный склон, центральная часть Северо-Чукотского прогиба и северное крыло Колючинского грабен-рифта восточного сектора региона по газогеохимических критериям относятся к землям высокой нефтеперспективности. Здесь на семи станциях установлены УВ-газы с показателями нефтегазовых и газонефтяных залежей, что составляет

23 % общего числа станций с газогеохимическими показателями, типичными для УВ-газов нефтяного ряда (см. рис. 6, 7).

Участки западной части Ломоносово-Менделе-евской флексурно-разломной зоны, южного склона поднятия Ломоносова и западного крыла впадины Подводников северо-западного сектора региона по значениям показателей М_УВ, К _вл и К _сух отнесены к I категории нефтеперспективности, К _пр — малоперспективным (см. рис. 6 B). Следует отметить, что в пределах сектора по данным М_УВ, К _вл и К _сух УВ-газов

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS нефтегазовых и газонефтяных скоплений и залежей наблюдаются в донных отложениях шести станций или в 19 % от их числа с аналогичными показателями.

К малоперспективным площадям в настоящий момент относятся слабоизученные территории южных частей впадины Амундсена и поднятия Менделеева с единичными станциями газового опробования с показателями УВ-газов конденсатогазовых залежей.

В процессе исследований установлено, что максимальной встречаемостью УВ-газов конденсатогазовых и газоконденсатных скоплений и залежей характеризуется район южного крыла Северо-Чукотского осадочного бассейна и Колючинского грабена — 10 станций, южного склона поднятий Ломоносова и западного — впадины Подводников — по 2, Новосибирского бассейна, поднятий Де-Лонга, Менделеева, Северо-Западной террасы и впадины Амундсена — по 1.

Важно отметить высокую частоту встречаемости УВ-газов с показателями газогидратных и газовых скоплений и залежей в пределах склонов поднятия Ломоносова, что указывает на достаточно высокий газовый потенциал этой геоструктуры.

Заключение

В результате анализа имеющихся данных геологического строения исследованного региона установлено, что из 16 рекомендованных геологических показателей, используемых для прогноза нефтегазоносности слабоизученных крупных регионов России, на современном уровне его геологической и геофизической изученности можно надежно определить не более половины этих показателей.

Комплексное применение геологических и изотопно-газогеохимических критериев оценки нефтегазоносности геоструктур юго-восточного сектора Северного Ледовитого океана и континентальной окраины Восточно-Сибирского моря и Лаптево-Сибироморской структурной зоны позволяет повысить информативность прогнозных оценок за счет достаточной эффективности как в научно-теоретическом плане, так и в приложении к прямым поискам нефти и газа в изученном Арктическом регионе, что подтверждается результатами, приведенными в статье.