CC BY
38
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
УДК 553.98:550.84
DOI 10.31087/0016-7894-2020-4-83-96
Газогеохимические признаки нефтегазоносности юго-восточной части Восточно-Сибирского моря
© 2020 г. А.И. Гресов, А.В. Яцук
ФГБУН «Тихоокеанский океанологический институт имени В.И. Ильичева ДВО РАН», Владивосток, Россия; gresov@poi.dvo.ru, yatsuk@poi.dvo.ru
Поступила 19.04.2020
Доработана 24.05.2020 Принята к печати 01.06.2020
Ключевые слова: донные осадки; углеводородные газы; изотопно-геохимические показатели; газоматеринские источники; нефтегазоносность; Восточно-Сибирское море.
Аннотация: Представлены данные газогеохимических исследований керна донных отложений неглубоких скважин и кер-ноотборных трубок юго-восточного сектора Восточно-Сибирского моря. Определены состав и изотопно-геохимические показатели углеводородных газов в осадках различных литотипов и газоматеринских источников. На основе полученных данных и других материалов выполнена идентификация сингенетических и эпигенетических углеводородных газов донных осадков района исследований. Установлены площади распространения газов современных осадков, угленосных формаций, магматических образований, газовых и предполагаемых конденсатно-газовых, газоконденсатных, битумных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных скоплений и залежей. Определены основные геологические факторы, влияющие на процессы формирования в донных отложениях различных по генезису газов. Составлены схематические карты распределения газогеохимических показателей и прогнозных нефтегазоносных площадей. Выполнена оценка перспектив нефтегазоносности района исследований с геологических и газогеохимических позиций.
Финансирование: Исследования выполнены при финансовой поддержке гранта № 18-05-70038 «Ресурсы Арктики», в рамках гостемы № 0271-2019-0006 «Газогеохимические поля морей Востока Азии, геодинамические процессы и потоки природных газов, влияющие на формирование геологических структур с залежами углеводородов и аутигенной минерализации в донных осадках».
■ Для цитирования: 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.
Gas geochemical indicators of oil and gas occurrence in south-eastern part of East Siberian Sea
© 2020 I A.I. Gresov, A.V. Yatsuk
V.I. Il'ichev Pacific Oceanological Institute, Far East Branch of the Russian Academy of Sciences, Vladivostok, Russia; gresov@poi.dvo.ru, yatsuk@poi.dvo.ru
Received 19.04.2020
Revised 24.05.2020 Accepted for publication 01.06.2020
Key words: bottom sediments; hydrocarbon gases; isotope and geochemical indicators; gas sources; oil and gas potential; East Siberian Sea.
Abstract: Data of gas geochemical studies of core taken from bottom sediments in shallow wells and with the use of piston coring are presented for south-eastern sector of the East Siberian Sea. Composition and isotope and geochemical indicators of hydrocarbon gases are determined in sediments of different lithotypes and gas source rocks. Identification of syngenetic and epigenetic (migration) hydrocarbon gases is carried out for bottom sediments of the study area on the basis of the data obtained and other materials. Areas of gas occurrence in the present-day sediments, coal beds, igneous formations, gas and anticipated condensate-gas, gas-condensate, bitumen, oil-and-gas, gas-and-oil, and oil accumulations and pools are delineated. Key geological factors influencing the processes in bottom sediments, which cause formation of gases having different genesis are determined. The authors prepared the schematic maps of gas geochemical indicators distribution and expected oil and gas bearing areas. The authors evaluated the petroleum potential of the study area in geological and gas geochemical context.
Funding: The investigations were funded by the grant No. 18-05-70038 "Arctic resources" within the scope of the state-defined topic № 02712019-0006 "Gas geochemical fields of east Asian seas, geodynamic processes and natural gas flows influencing the formation of geological structures with hydrocarbon accumulations and authigenic mineralization in seafloor sediments".
■ For citation: Gresov A.I., Yatsuk A.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.
Введение
Район исследований является частью ВосточноСибирского моря, геологическое строение и состав газов газопроявлений и отложений которой наиболее изучены. Представления о геологическом строении юго-восточной части Восточно-Сибирского моря базируются на данных скважин, пробуренных на материковом и островном обрамлении — 1, 4, 16, 21-г, 22-г, 240, 882 и Р глубиной 150-670 м (рис. 1), в прибрежных и акваториальных частях — А-1, 1п, 2п, 3, 4, 5, 6 и др. глубиной 10-100 м [1-5], материалах геологической съемки [6-8], геофизических исследований ОАО «Мурманская арктическая геофизическая экспедиция», ОАО «Дальморнефтегеофизика» и ООО «НПА «Севморгеология» [9, 10], а также результатах сейсморазведочных работ и бурения глубоких скважин в американском секторе Чукотского моря [11-13]. Первые сведения о составе газа газопроявлений, пород, четвертичных прибрежных отложений и донных осадков района исследований получены в 1969-1989 гг. и представлены в отчетах1, 2 и работах [14, 15]. Обобщение результатов газогеохимических исследований донных осадков Восточно-Арктического шельфа за 1979-2007 гг. приведено в работах [2, 3, 16].
С 2008 г. до настоящего времени газогеохимические исследования в юго-восточной части Восточно-Сибирского моря выполняются в комплексе с геофизическим изучением на НИС «Академик Лаврентьев» (рейсы 1У-45 и LV-77) [4, 5, 10, 17, 18].
Обобщение, систематизация и сравнительный анализ имеющихся данных о распределении в донных осадках различных по генезису УВ-газов позволяют проводить газогеохимическое районирование шельфа юго-восточной части Восточно-Сибирского моря. Не менее важными задачами являются повышение информативности газогеохимических исследований и оценка нефтегазоперспективности района исследований.
Методы исследований
Газовое опробование угольных пластов, пород и четвертичных осадков материкового и островного обрамления района исследований проводилось в процессе бурения скважин. Пробы отбирались из керна в герметичные сосуды с последующей их дегазацией и извлечением газа. Изучение свободных газопроявлений из скважин (см. рис. 1) осуществлялось путем отбора проб газа в стеклянные герметичные сосуды с водно-солевым раствором согласно Руководству [19].
1 ЯшинД.С Органическое вещество и углеводородные газы донных отложений Арктических морей СССР : отчет о НИР. -Л. : НИИГА, 1981. - 215 с.
2 Гресов А.И. Изучение изменчивости распределения природных газов в угленосных толщах с целью разработки рекомендаций по повышению достоверности и газобезопасности геологоразведочных работ : отчет о НИР. - Владивосток : Дальвостуглеразведка, 1987. - 285 с.
Газогеохимическое опробование донных осадков выполнено дночерпателями (5 станций в интервале отбора 24-45 см) и керноотборными трубками (63 станции — 62-424 см) на глубине моря 3-48 м. Пробы осадков помещались в герметичные сосуды с последующей их дегазацией и извлечением газа. Методика исследований соответствовала действующему Руководству [19].
Хроматографический анализ газа производился в сертифицированных газовых лабораториях треста «Дальвостуглеразведка» и ТОИ ДВО РАН на хроматографах Газохром 3101, Газохром 2000, ЛХМ-8МД и КристалЛюкс-4000М в соответствии с ГОСТ 23781-79, ГОСТ 23781-83, ГОСТ 23 781-873, ГОСТ 31371.3-20084.
Изотопные исследования газов выполнены в лабораториях стабильных изотопов ДВГИ ДВО РАН (А.В. Игнатьевым), МГРИ (О.И. Кропотовой) и Университета Хоккайдо (Urumu Tsunogai) на масс-спектрометрах Finnigan MAT-252, Deltaplus XL и GC Combustion III по аттестованным для выполненных исследований методикам.
Для определения генезиса УВ-газов газоматеринских источников использован комплекс количественных геохимических показателей: молекулярной массы УВ-фракции, массовых концентраций индивидуальных УВ и их соотношений, а также учитывались данные изотопного состава углерода метана и этана.
Молекулярная масса УВ-фракции (М— величина средневзвешенной по массе ее индивидуальных членов ряда метан - пентан (Q-Q, г/моль) и массовая концентрация УВ, нормированная по отношению к МУВ в долях целого на 1000 [21, 22], приняты как единый количественный показатель генетических особенностей УВ-газов.
Коэффициент преобразованности (Кпр) УВ-фрак-ции использован для оценки степени преобразования гомологов метана в виде выражения [23]
Кпр = (С2 • С) / с3.
Коэффициенты обогащенности УВ-фракции (Ксух — сухости и Квл — влажности) представлены соотношениями
С / ЕС2-С5 [24], (£С2-С5 / ^-С5) • 100 % [25, 26], где С!-С5 — массовые концентрации УВ в долях целого на 1000.
Результаты газогеохимических исследований
В составе УВ-газов газопроявлений, пород, угольных пластов, четвертичных континентальных и дон-
Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава. - М. : Госстандарт, 1979, 1983, 1987. - 12 с.
4 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. - М. : Стандарт-информ, 2009. - 16 с.
Рис. 1. Структурно-тектоническая карта юго-восточной части Восточно-Сибирского моря [2] (с дополнениями [3]) Fig. 1. Structural and tectonic map of the south-eastern part of the East Siberian Sea [2] (complemented [3])
ф i 2 ш 3
5 6 7 К f
8 - 9 ^ь 10 ®5
13 * 14 0 L 50 1
100 км _J
1 — осадочные бассейны (I — Айонский, II — Пегтымельский, III — Лонгский); 2 — границы бассейнов [9]; 3 — геоструктуры;
4 — тектонические нарушения (а — достоверные, b — предполагаемые, c, d — сброс, e, f — взбросы, g, h — неустановленного типа);
5 — разломы; 6 — изолинии гетерогенного фундамента, км [3]; 7 — погребенные долины палеорек [2, 3]; 8 — углепроявления (а — бурого угля, b — каменного угля); 9 — битумопроявления; 10 — газопроявления из (а — скважин, b — водных источников [15]); 11 — скважины; 12 — станции отбора донных осадков (a — 1976-2007 гг., b — 2008-2017 гг.); 13 — батиметрические отметки; 14 — зоны активной разгрузки газов (газовые факелы).
Геоструктуры: 1 — Чаунская впадина, 2 — Айонская впадина, 3 — Айонское поднятие, 4 — впадина Лонга, 5 — поднятие Врангеля, 6 — Северо-Шелагское поднятие, 7 — Пегтымельская впадина, 8 — Пегтымельское поднятие, 9 — Шелагское поднятие, 10 — Медвежинское поднятие, 11 — Барановское поднятие, 12 — Северо-Врангелевский грабен.
Разломы: 1 — Шелагский, 2 — Чаунский, 3 — Нейтлин-Наглейненский, 4 — Северо-Айонский, 5 — Врангелевский, 6 — Северо-Чаунский, 7 — Северо-Врангелевский, 8 — Восточно-Раучуанский. Площади проявления каменного угля: 1 — Чаунская, 2 — Кукевеемская [20]. ВНЗ — взбросонадвиговая зона Врангеля-Геральда
1 — sedimentary basins (I — Ayonsky , II — Pegtymelsky , III — Longsky ); 2 — basin boundary [9]; 3 — geostructures; 4 — tectonic deformations (а — proved, b — supposed, c, d — normal fault, e, f — reverse fault, g, h — unknown type); 5 — faults; 6 — contour lines of heterogenous basement, km [3]; 7 — buried paleoriver valleys [2, 3]; 8 — coal shows (а — brown coal, b — hard coal); 9 — bitumen shows; 10 — gas manifestations (а — wells, b — water bodies [15]); 11 — wells; 12 — station of bottom sediment sampling (a — 1976-2007, b — 2008-2017); 13 — seafloor depth; 14 — zones of active discharge of gas (gas flares).
Geostructures: 1 — Chaunsky depression, 2 — Ayonsky depression, 3 — Ayonsky uplift, 4 — Longa depression, 5 — Wrangel uplift,
6 — North Shelagsky uplift, 7 — Pegtymelsky depression, 8 — Pegtymelsky uplift, 9 — Shelagsky uplift, 10 — Medvezhinsky uplift, 11 — Baranovsky uplift, 12 — North Wrangel graben.
Faults: 1 — Shelagsky, 2 — Chaunsky, 3 — Neitlin-Nagleinensky, 4 — North Ayonsky, 5 — Wrangel, 6 — North Chaunsky, 7 — North Wrangel, 8 — East Rauchuansky.
Areas of hard coal shows: 1 — Chaunsky, 2 — Kukveemsky [20]. VNZ — Wrangel-Herald oblique-thrust zone
165" B
170° B
175" B
180" B
70" C
70" C
180" C
165" B
170" B
175" B
ных отложений района исследований установлены метан и его предельные и непредельные гомологи до пентана включительно.
Содержание метана в составе газопроявлений из скважин и водных источников побережья района исследований (см. рис. 1) достигает 77,5 %, этана —
0,71 %, пропана — 0,14 %, бутана — 0,06 % и пентана — 0,002 %. Суммарная концентрация гомологов метана не превышает 0,85 % [4, 14, 15].
Концентрации метана в четвертичных отложениях и торфяниках материкового и островного обрамления изменяется в пределах 0,03-0,55
Табл. 1. Результаты определения изотопно-газогеохимических показателей литотипов и газоматеринских источников УВ-газов материкового обрамления юго-восточной части Восточно-Сибирского моря
Tab. 1. Determinations of isotope and geochemical indicators of lithotypes and HC gas source formations in the continental framing of the southeastern part of the East Siberian Sea
Литотипы, источники газа (число определений) Массовые концентрации метана и его гомологов, доли целого на 1000 МуВ, г/ моль Коэффициенты б13С СН4, /о
Ci С2 Сз С4 Сз Кпр Квл, % и **сух
Четвертичные осадки (21) 999 1 Сл. 0 0 16,05 0,1 0,1 898 -84,6
Торфяники (7) 991 7 2 0 0 16,12 0,4 0,9 110 -79,9
Подземные воды (3) 990 7 2 Сл. 0 16,13 1,2 1 99 -61,7
Залежи свободного газа (9) 989 7 3 1 0 16,15 2,3 1,1 90 -61
Лигниты (21) 985 10 4 1 0 16,17 2,5 1,5 66 -69,6
Бурые угли (21) 981 14 3 2 Сл. 16,19 9,3 1,9 52 -60,4
Каменные угли (7) 967 22 7 3 1 16,34 11,6 3,4 29 -49,9
Магматические породы (6) 939 40 15 6 0 16,58 16,6 6,1 15 -27,5
Антраксолиты (3) 856 53 40 47 4 17,56 64,1 14,4 6 -42,8
Примечание. Всего в выборке 98 определений состава УВ-газов и их газогеохимических показателей и 40 - изотопного состава углерода метана. Note. The sample contains total of 98 measurements of HC gas composition and gas geochemical indicators, and 40 measurements of methane carbon isotopic signature.
и 1,12-1,25 %; в эффузивных породах — 0,3-1,6 %; в песчаниках — 3,9-4 %; в лигнитах и бурых углях — 2,4-40,4 %. Содержание этана и этилена в четвертичных осадках и торфяниках достигает в сумме 0,0004 и 0,0074 %; в эффузивных породах — 0,0144 %; в песчаниках — 0,0234 %; в лигнитах и бурых углях — 0,13 и 0,33 %. Аналогичные значения для пропана и пропилена составляют в сумме 0,00001 и 0,0013 %; 0,0022 %; 0,0038 %; 0,037 и 0,075 % соответственно. Содержание бутана в торфяниках не превышает 0,00006 %; в эффузивах — 0,0009 %; в песчаниках — 0,0019 %; в лигнитах и бурых углях — 0,019 и 0,042 %. В пластах бурого угля выявлен пентан (0,0002 %). Установлено, что угольные пласты Чаунской и Кукевеемской угленосных площадей (см. рис. 1) до глубины 150 м находятся в зоне газового выветривания (СН4 < 80 %), а горизонты полной деметанизации отсутствуют. Концентрации СН4 до 0,24 % фиксируются на глубине 1-5 м. С увеличением глубины залегания угольных пластов содержание метана в углях закономерно возрастает и достигает 40-75 % на глубине 140-150 м [5, 22]. Значения газогеохимических показателей различных литотипов и газоматеринских источников материкового обрамления района исследований приведены в табл. 1.
В процессе исследований установлено, что концентрации метана в донных осадках юго-восточной части Восточно-Сибирского моря варьируют в пределах 0,0003-0,76 %, этана и этилена (в сумме) — 0,00001-0,007 %; пропана и пропилена — 0,000001-0,0015 %; п-бутана и /-бутана — 0-0,017 %; /-пентана — 0-0,00014 %. При этом значения изотопного состава углерода метана (513С СН4, VPDB) изменя-
ются от -23,2 до -87 %о. В результате интерпретации данных газогеохимических исследований авторами статьи выделены сингенетические УВ-газы современных осадков и эпигенетические УВ-газы подстилающих газоматеринских источников, поступающие в донные отложения в процессе природной диффузии и миграции по зонам тектонических нарушений.
Эпигенетические УВ-газы представлены в осадках миграционными газами торфяников, угленосных отложений, твердых битумов (антраксолитов), газовых залежей, магматических образований и предполагаемых газогидратных, конденсатно-газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей, близких к аналогам угленефтега-зоносных бассейнов востока России [22].
Исходя из значений изотопно-газогеохимических показателей, сингенетические газы современных осадков и миграционные УВ-газы торфяников являются биохемогенными и представляют I и II генетические группы газов донных отложений юго-восточной части Восточно-Сибирского моря, сформированных в процессе биохимических реакций и жизнедеятельности бактерий. Это же, вероятно, относится к УВ-газам газогидратных залежей, выделенных в III генетическую группу газов. Генетическая близость УВ-газов данных групп подтверждается низкой степенью преобразованности УВ-фракции (0,4-1,5) и обогащенности гомологами метана (менее 1 %), высокими показателями коэффициентов сухости, а также средними значениями изотопного состава углерода метана в пределах -67,3... -81,9 %о, МУВ, равным 16,05-16,12 г/моль (табл. 2, 3).
Табл. 2. Средние значения геохимических показателей УВ-газов донных осадков юго-восточной части Восточно-Сибирского моря Tab. 2. Average values of geochemical indicators of HC gas taken from bottom sediments in the south-eastern part of the East Siberian Sea
Генетическая группа, подгруппа газоматеринского источника (число определений) Массовые концентрации, доли целого на 1оо0 МуВ, г/моль Коэффициенты
Ci С2 Сэ С4 С5 Кпр Квл, % Ксух
1. Современные осадки (10) 998 1 Сл. Сл. 0 16,05 0,4 0,2 901
2. Торфяники (9) 991 7 2 То же 0 16,12 1,5 0,9 109
3. Газогидраты (?) (3)* 993 5 1 То же 0 16,1 1,1 0,7 155
4. Угольные залежи (51) 979 13 5 3 Сл. 16,22 6,9 2,4 49
лигнитов (9) 984 9 6 1 0 16,17 1,7 1,4 62
бурых углей (27) 981 13 4 2 Сл. 16,2 6,7 1,9 52
каменных углей (15) 974 15 7 4 То же 16,29 10,2 2,6 37
5. Газовые скопления и залежи (24) 980 13 5 2 1 16,23 5,4 2,1 70
кайнозойского возраста (15) 988 7 4 1 Сл. 16,15 2,7 1,2 89
мезозойского возраста (9)* 957 29 9 4 2 16,42 12,1 4,3 22
6. Магматические породы (6) 943 31 15 11 Сл. 16,57 22,7 5,7 17
7. Твердые битумы (?) (3)* 845 58 41 56 То же 17,66 79,2 15,5 5,5
8. Конденсатно-газовые залежи (7)* 884 59 23 18 16 17,19 46,2 11,6 7,6
9. Газоконденсатные залежи (4)* 797 82 47 54 21 18,24 79,5 20,3 4,1
10. Нефтегазовые залежи (7)* 718 83 59 68 72 19,57 95,7 28,2 2,5
11. Газонефтяные залежи (6)* 624 111 79 89 97 21,34 125,1 37,6 1,6
12. Нефтяные залежи (6)* 494 161 117 93 135 23,53 128 50,6 1
* Предполагаемые газоматеринские источники.
* Anticipated gas source formations.
Газогеохимические показатели миграционных газов лигнитов, бурых и каменных углей свидетельствуют о доминировании в их составе метаморфо-генной составляющей. В лигнитах и бурых углях Айонского и Лонгского осадочных бассейнов присутствует значительная примесь биохимических газов. В целом газы лигнитов, бурых и каменных углей выделены в IV генетическую группу.
Эпигенетические газы донных осадков V генетической группы представлены УВ-газами газовых скоплений и залежей кайнозойского и мезозойского возраста. Первые характеризуются смешанным составом газов биохимического и метаморфического происхождения, вторые соответствуют метаморфо-генным газам (см. табл. 2, 3).
Характерной особенностью УВ-газов вышеуказанных генетических групп является крутонисходящее распределение массовых долей индивидуальных УВ в сторону высокомолекулярных членов. С увеличением порядкового номера гомолога закономерно убывает его концентрация и соблюдается правило С„ > C„+j. Эта особенность интерпретируется как признак генетической связи между членами УВ-фрак-ции. Учитывая правомерность этого допущения,
можно рассматривать УВ-газы торфяников, лигни-тов, угольных, газовых и газогидратных (?) залежей района исследований как совокупность взаимосвязанных и расположенных в определенном порядке элементов некоторого целостного газогеохимического образования. Это подтверждается значениями изотопного состава углерода метана (< -50 %о) и других газогеохимических показателей (см. табл. 2, 3).
Эпигенетические газы донных осадков VI генетической группы представлены УВ-газами магматических образований. Газы этой группы характеризуются аномально тяжелым изотопным составом углерода метана (-27 %о), индивидуальными газогеохимическими показателями (см. табл. 2) и установлены как в керне магматических пород скважин материкового обрамления района исследований, так и в донных осадках Чаунской впадины, прогиба Лонга, взбросонадвиговой зоны Врангеля-Геральда и Колючинском грабен-рифте (рис. 2, 3).
В донных осадках района исследований также выделяются миграционные метаморфогенные УВ-газы битумов (антраксолитов) VII генетической группы. Специфической особенностью УВ-газов этой группы является их распространение меж-
Табл. 3. Средние значения изотопного состава и концентраций УВ-газов в донных осадках юго-восточной части Восточно-Сибирского моря
Tab. 3. Average values of HC gas isotopic composition and concentration in bottom sediments of the south-eastern part of the East Siberian Sea
Литотип и источник газа (число определений) Концентрация газов, % б13С (VPDB), %%
СН4 (Ci) УВ-газов £С2-С5 СН4 С2Н6
Современные осадки (10) 0,0213 0,00002 -81,9 Не опр.
Торфяники (9) 0,1114 0,00096 -68,9 То же
Газогидраты (?) (3)* 0,1872 0,00061 -67,3 -31,8
Лигниты (9) 0,174 0,00153 -63,2 Не опр.
Угольные залежи (42) 0,2515 0,00247 -58,3 -29,1
бурых углей (27) 0,2365 0,00168 -59,8 -29,1
каменных углей (15) 0,2785 0,00409 -56 Не опр.
Газовые скопления и залежи (24) 0,1548 0,00099 -57,1 -29,6
кайнозойского возраста (15) 0,244 0,00151 -61 -31,2
мезозойского возраста (9) 0,006 0,00012 -50,6 -27
Магматические породы (6) 0,002 0,00007 -27 Не опр.
Твердые битумы (?) (3)* 0,0026 0,00017 -46,1 -26,1
Конденсатно-газовые залежи (7)* 0,005 0,00093 -43,5 -26,9
Газоконденсатные залежи (4)* 0,009 0,00171 -42,7 -26,7
Нефтегазовые залежи (7)* 0,0041 0,0009 -42,3 -24,7
Газонефтяные залежи (6)* 0,0035 0,0079 -39,5 -24,2
Нефтяные залежи (6)* 0,0012 0,00072 -37,8 -21,8
* Предполагаемые газоматеринские источники.
* Anticipated gas source formations.
ду участками развития в осадках газов угольных и предполагаемых нефтегазовых залежей (см. рис. 3). При этом УВ-газы этой группы имеют значения 513С
СН4 - -46,1 %о, С2Н6 - -26,1 %0; МУВ - 17,66 г/моль;
Кпр — 79,2; Квл — 15,5 %; Ксух — 5,5. Данные значения близки к показателям для конденсатно-газовых и га-зоконденсатных залежей (см. табл. 2, 3). Установлено, что газоматеринскими источниками миграционных УВ-газов твердых битумов являются средне-верхнепалеозойские карбонатные породы и пермотриасо-вые песчаники [27]. В целом процесс газообразования в твердых битумах Восточно-Арктического региона изучен слабо, поэтому необходимо проведение детальных исследований.
Миграционные УВ-газы предполагаемых кон-денсатогазовых и газоконденсатных залежей характеризуются метаморфогенным образованием и представляют VIII и IX генетические группы УВ-газов донных осадков. Эпигенетические метаморфоген-ные газы предполагаемых нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей выделены в X, XI и XII генетические группы.
Специфической особенностью УВ-газов данных групп и газоконденсатных залежей является незакономерное распределение массовых долей индивидуальных УВ (С„ = С„+1, С„ > С„+1, С„ < С„+1) в сочетании с
«тяжелыми» значениями 513С СН4, С2Н6 и МУВ, Кпр, Квл (см. табл. 2, 3). Необходимо отметить, что выделение генетических групп УВ-газов основывается на тесной взаимосвязи газогеохимических показателей. Авторами статьи выявлена высокая положительная корреляционная связь между группой показателей МУВ и Квл (Я2 = 0,97), Квл и Кпр (Я2 = 0,75); умеренная корреляция между МУВ и Кпр (Я2 = 0,65); умеренная обратная корреляция между Ксух и Кпр, КвЛ (Я2^ = -0,52).
Установлено, что информативность применения газогеохимических методов поиска УВ-зале-жей в значительной мере зависит от плотности сети опробования донных осадков. В настоящее время представительное и достоверное газогеохимическое районирование донных осадков района исследований возможно только в Айонском осадочном бассейне (см. рис. 2). Построение карт газогеохимического районирования УВ-газов из-за недостаточного опробования для Лонгского бассейна затруднительно, а Пегтымельского — невозможно.
Перспективы нефтегазоносности
На основе представленного материала и данных [10, 28, 29] осадочный чехол юго-восточной части Восточно-Сибирского моря разделяется на три нефтегазоперспективных этажа, которые состоят из пяти потенциально нефтегазоносных ком-
Рис. 2. Схематическая карта геохимического районирования УВ-газов донных отложений Айонского осадочного бассейна и Чаунской впадины [5]
Fig. 2. Schematic map of HC gas geochemical zoning in bottom sediments of the Ayonsky sedimentary basin and Chaunsky depression [5]
1 2 а , b 3 а b
5 6 7 а ь
4,0- 9 О5 10
Газы (1-7): 1 — современных осадков, 2 — торфяников, 3 — угольных залежей (a — фактических, b — предполагаемых), 4 — газовых залежей (а — кайнозойских, b — мезозойских), 5 — магматических пород, 6 — конденсатно-газовых и газоконденсатных залежей, 7 — нефтегазовых залежей; 8 — тектонические нарушения: а — сбросы, b — взбросы; 9 — изолинии мощности кайнозойского осадочного чехла, км; 10 — станции отбора донных осадков. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Gases of (1-7): 1 — present-day sediments, 2 — peatlands, 3 — coalfields (a — actual, b — supposed), 4 — gas pools (а — Cenozoic, b — Mesozoic), 5 — igneous rocks, 6 — condensate-gas and gas-condensate pools, 7 — oil and gas pools; 8 — tectonic deformations: а — normal fault, b — reverse fault; 9 — isopach of Cenozoic sedimentary cover, km; 10 — station of bottom sediment sampling. For other Legend items see Fig. 1
плексов (ПНГК). Каждый из них по времени отвечает геотектоническим этапам формирования осадочного чехла: преимущественно карбонатный — верхнерифей-нижне-среднепалеозойский этаж (верхнерифей-кембрийский и девон-каменноугольный ПНГК, см. рис. 3) — режиму древней платформы; преимущественно терригенный — верхнепалеозой-мезозойский (пермотриасовый и юрско-меловой) — режиму подвижной платформы и терригенный (апт-кайнозойский) — койлогенному режиму.
Перспективы верхнерифей-нижнепалеозойского этажа района исследований достаточно сложно рассматривать с газогеохимических позиций. Исходя из полученных данных, в терригенно-карбонатных и карбонатных породах верхнерифей-кембрийского ПНГК предполагается формирование нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей в пределах бортов Пегтымельской и Лонгской впадин, склонов и сводов Пегтымельского и Северо-Шелагско-
го поднятий (станции 12, 14, 70, 170, 190, 220-240; рис. 4, см. рис. 1, 3), осложненных пликативной тектоникой, глубинными разломами и их апофизами. Для местоположения станций характерны минимальные расстояния кровли комплекса от донной поверхности в пределах резкого поднятия архей-протерозойского фундамента, осложненного зонами разломов (см. рис. 3). С геохимических позиций УВ-газы донных осадков характеризуются средними показателями: МУВ — 19,6-23,5 г/моль, Кпр — 96-128, Ксух — 1-2,5, Квл — 28-51 %, 513С СН4 — -37,8..-42,3 %о и 513С С2Н6 — -21,8.-24,7 %о. Данные показатели достаточно близки к верхнерифей-кембрийскому ПНГК Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы [22].
Среднепалеозойский ПНГК представлен девон-каменноугольными отложениями, которые содержат порово-трещинные коллекторы преимущественно карбонатного состава и покрышки, сложенные слоями аргиллитов (см. рис. 3). Формирова-
Рис. 3. Сейсмогеологический разрез юго-восточной части Восточно-Сибирского моря по линии профиля 5-АР [10]
с результатами определения геохимических показателей УВ-газов донных осадков и выделенными участками распространения предполагаемых нефтегазовых и газонефтяных залежей
Fig. 3. Geoseismic section across the south-eastern part of the East Siberian Sea along 5-АР line [10]
with the results of determination of HC gas geochemical indicators in bottom sediments and identified areas of the supposed oil-and-gas and gas-and-oil polls occurrence
125 ■
100 -
75 -
50
25
0
24 23 22 21 20 19 18 17 16
М в, г/моль
Южно-Чукотский мегапрогиб
Геральдско-Врангелевский массив
55 50
- 45
- 40 35 30
'1-25
- 20 15 10
- 0
К., %
г
0,1
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 км
20 H, км
ШЯМ II и
W
l| Д | \2 1 3 I 2 4 \ 3 5 | Q 6 I © 7 | © 8
1 — генетические типы газов (см. табл. 2); 2 — нижний предел газогеохимических показателей нефтегазовых залежей; слои верхней коры (3, 4): 3 — диоритовый, 4 — гранитно-метаморфический; 5 — супракрустальный комплекс (рифей - венд - кембрий); 6 — впадина Лонга; 7 — Северо-Врангелевский грабен; 8 — Колючинский грабен-рифт
1 — genetic type of gas (see Table 2); 2 — lower limit of gas geochemical indicator values for oil and gas pools; members of upper crust (3, 4): 3 — diorite, 4 — metamorphic granite; 5 — supracrustal series (Riphean - Vendian - Cambrian); 6 — Longa depression; 7 — North Wrangel graben; 8 — Kolyuchinsky graben-rift
0
5
10
15
ние ловушек относится к пермотриасовому рифтингу и плиоцен-четвертичной активизации [3]. Основной нефтегазоматеринской толщей являются глинисто-карбонатные отложения с сапропелевым веществом, преобразованные в пределах южного крыла прогиба Лонга, Северо-Врангелевского прогиба и Северо-Шелагского поднятия (станции 60, 180, 200, 210, 250, 300; см. рис. 3, 4) до стадий А^-АКз, генерирующие газ и газоконденсат. Исходя из данных газогеохимического опробования, скопления миграционного конденсатного газа в осадках характеризу-
ются средними показателями МУВ — 17,2-18,2 г/моль, Кф — 46-80, Квл — 12-20 %, Ксух — 4-8. Средние значения 513С СН4 и С2Н6 составляют -42,7...-43,5 и -26,7.-26,9 %о соответственно.
Установлено, что УВ-газы донных станций 180, 250, 300 достаточно близки по значениям изотопно-газогеохимических показателей к газам твердых битумов материкового обрамления района исследований (см. табл. 1-3). Следует отметить, что в слож-нодислоцированной зоне поперечных структуре нарушений южного крыла Колючинского грабен-рифта
Рис. 4. Схематическая карта распределения геохимических показателей УВ-газов донных осадков на площадях распространения
прогнозных нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей Айонского, Лонгского и Пегтымельского осадочных бассейнов юго-восточной части Восточно-Сибирского моря
Fig. 4. Schematic map of HC gas geochemical indicators distribution in bottom sediments over the areas of the predicted oil-and-gas, gas-and-oil, and oil pools occurrence in the Ayonsky, Long, and Pegtymelsky sedimentary basins, south-eastern part of the East Siberian Sea
170° B 175° B
—П---
0 50 100 км
Tt
ШЛ
Ff ' ^
шгст^У
Распределение: A — MyB, B — C — К^, D — К^. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Distribution: A — MyB, B — Кпр, C — К^, D — Квл. For other Legend items see Fig. 1
165°B
165° B
170° B
175° B
180° B
70° C
70° C
70° C
70° C 180° C
-180° C
165° B
170° B
175° B
165° B
170° B
175° B
165° B
170° B
175° B
180° B
165° B
170° B
175° B
180° B
70° C
■70° C
70° N
70° C 180° C
180° C
165° B
170° B
175° B
165° B
170° B
175° B
(станция 300, см. рис. 1, 3) зафиксированы участки активной газовой разгрузки верхней части разреза донных отложений (газовые факелы). Значения изотопного состава углерода СН4 и С2Н свидетельствуют о притоке глубинного флюида в данной зоне. Аналогичные газовые факелы зафиксированы А.С. Са-ломатиным в разломных и приразломных зонах Пегтымельского осадочного бассейна (см. рис. 1). Единственная прогнозная нефтяная залежь среднепа-леозойского ПГНК с показателями Мув = 23,2 г/моль и Кпр = 58 установлена в пределах замыкания северного крыла впадины Лонга (станция 110, см. рис. 3, 4).
Верхнепалеозой-мезозойский этаж содержит высококачественные коллекторы и надежные по-
крышки. В этом стратиграфическом диапазоне развиты основные коллекторские горизонты, нефте-газоносность которых не вызывает сомнений из-за повсеместной продуктивности этих толщ во всем Арктическом регионе — от Баренцева до Чукотского моря и провинции арктического склона Аляски. Входящий в состав этажа комплекс Верхний Эллесмери-ан является главной нефтегазовмещающей толщей Аляски.
Промышленная нефтегазоносность установлена на шельфе и материковой части Северной Аляски, где разрабатывается месторождение Прадхо-Бей. Продуктивными являются миссисипские (каменноугольные), пермские, триасовые и юрско-меловые
угленосные толщи. Запасы месторождения Прадхо-Бей оцениваются от 3 до 5,5 млрд т нефти, всего бассейна — 10 млрд т в нефтяном эквиваленте. На сегодняшний день в пределах провинции Северной Аляски открыто более 50 нефтяных и газовых месторождений, в том числе и в шельфовой части бассейна [30].
Верхнепермско-триасовый ПНГК. Отложения комплекса в районе исследований имеют преимущественно терригенный состав морского генезиса. Мощность ПНГК достигает 3 км. Отсутствие геохимических показателей верхнепермских отложений крайне затрудняет их оценку. Однако данные по Чукотско-Аляскинскому региону позволяют предполагать участие этих отложений в УВ-потенциале района исследований. В глинистых отложениях нижнего и среднего триаса содержание Сорг изменяется от 2-3 до 10-21 %. В верхнетриасовых породах, включающих углистые сланцы и прослои каменных углей, содержание Сорг достигает 29 и 87 % соответственно. В пределах о-ва Врангеля и материкового обрамления установлена битуминозность триасовых отложений (см. рис. 1). Геохимический анализ показал, что породы, содержащие одинаковое количество Сорг, существенно различаются по содержанию битумои-дов. Эта принципиальная разница свидетельствует об эмиграции УВ. В групповом составе содержание масел достигает 64 %, а в УВ преобладает метанонаф-теновая фракция. Тип ОВ гумусово-сапропелевый (II тип керогена). По литолого-геохимическим показателям триасовые отложения можно рассматривать как наиболее продуктивный источник нефтяных УВ. В большей степени это относится к слабоизученному Пегтымельскому осадочному бассейну (станции 14, 15; см. рис. 1, 4), где триасовая толща представлена, по-видимому, переслаиванием глинистых нефтема-теринских и песчаниковых коллекторских толщ.
Нефтегазоматеринская толща юго-восточной части Восточно-Сибирского моря преобразована до средних стадий катагенеза (М^-МК3), что определяет ее повышенную потенциальную нефтегазо-носность. В то же время на ряде участков развития подводных извержений габбро-диабазов породы нефтегазоматеринской толщи преобразованы до стадии катагенеза АКЬ что привело к переформированию палеоскоплений УВ нижне-среднетриасовых толщ Айонского, Лонгского бассейнов и формированию антраксолитов.
Углеводородные газы осадков Айонского бассейна в пределах одноименного прогиба и зоны Се-веро-Айонского разлома (станция 18, см. рис. 1, 2) характеризуются показателями: МУВ — 18,9 г/моль, Кпр — 64, Ксух — 3, Квл — 27 %, что, по-видимому, свидетельствует о формировании в этом районе локальной нефтегазовой залежи с газоконденсатной оторочкой. В непосредственной близости от станции 18 выявлены ранее предполагаемые залежи и скопления кон-
денсатного газа (станции 9, 12, 13, см. рис. 2) с показателями: МУВ — 17,1-17,2 г/моль, Кпр — 37-42, Ксух — 7-8 и Квл — 11-12 %.
В Лонгском осадочном бассейне с триасовым комплексом связано формирование предполагаемой нефтегазовой залежи (станция 10, вне профиля 5-АР, см. рис. 1), нефтяных скоплений (станция 30) и залежей (станция 50, см. рис. 3) с показателями: МУВ — 19,4 и 23,1-23,7 г/моль, Кпр — 91-120, Ксух — 0,9-2,5, Квл — 29-51 %. Здесь же, на станции 60 (см. рис. 3), выявлена прогнозная залежь конденсатного газа с показателями: МУВ — 17,1 г/моль, Кпр — 47, Ксух — 10, Квл — 9 % и 513С СН4 — -49 %о.
Юрско-нижнемеловой ПНГК юго-восточной части Восточно-Сибирского моря — типичная угленосная молассовая формация, представленная ритмично чередующимися пачками вулканогенно-оса-дочных пород: песчаных, алевритовых, глинистых и пластов каменных гумусовых углей неокома, которые осложнены внедрением раннемеловых интрузий, связанных с периодом активной тектоно-магматической активизации. Газогеохимические показатели УВ-газов и метанонасыщенность перекрывающих комплекс донных отложений (> 1 см3/кг) свидетельствуют о благоприятных газоматеринских свойствах комплекса, генерирующего не только сухие газы угленосных толщ (станции 20, 90 Лонгского бассейна; 10, 14, 15 — Айонского) и предполагаемых юрско-нижнемеловых газовых залежей (станции 19, 23 и 120 Айонского и Лонгского бассейнов), но и газо-конденсатных и конденсатно-газовых залежей (станции 40, 80 Лонгского бассейна).
Важно также отметить, что пласты каменных углей с метаноносностью до 10-12 м3/т являются аккумулятивными хранилищами, перспективными для извлечения сорбированного угольного метана в районе исследований [22]. Геохимические и изотопные показатели УВ-газов в осадках различных лито-типов и газоматеринских источников ПНГК приведены в табл. 2, 3.
Бассейновый апт-кайнозойский комплекс района исследований представлен УВ-газами магматических образований, буроугольных и газовых залежей. С газогеохимических позиций — это залежи и скопления свободного и сорбированного сухого газа (см. табл. 2, 3).
Таким образом, по состоянию изученности геологического строения и газогеохимическим показателям юго-восточной части Восточно-Сибирского моря нефтегазоматеринскому комплексу соответствуют верхнерифей-кембрийские и пермотриасовые образования, газоконденсатоматеринскому — девон-каменноугольные и нижнемеловые, газоматеринскому — апт-кайнозойские.
Исходя из полученных результатов, установлено, что высокими перспективами нефтегазоносности характеризуется площадь Пегтымельского бассейна,
средними — Лонгского, относительно низкими — Айонского.
Заключение
В донных осадках юго-восточной части Восточно-Сибирского моря установлены как сингенетические УВ-газы современных осадков, так и эпигенетические — подстилающих газоматеринских источников.
Формирование состава УВ-газов донных отложений и газогеохимических полей района исследований в большинстве случаев связано с процессами смешивания различных по генезису УВ-газов, подчиняющихся правилам аддитивности, т. е. путем последовательного накопления мигрирующих УВ. Это наблюдается в осадочных бассейнах, где продукты генерации разных газоматеринских источников вследствие вышеуказанного процесса суммируются, а генетические особенности газовой фазы донных осадков сглаживаются. В этом случае отмечается доминирование геохимических показателей УВ-газов более газонасыщенного газоматеринского источника. При этом стратиграфическая и абсолютная глубина газоматеринского источника значительно влияет на геохимические и изотопные показатели УВ-газов в донных осадках.
В основе определения генезиса и идентификации УВ-газов в осадках различных литотипов и газоматеринских источников использовался комплекс количественных геохимических показателей: молекулярной массы УВ-фракции, массовых концентраций индивидуальных УВ и их соотношений, а также данные изотопного состава углерода метана и этана.
Результаты настоящих газогеохимических исследований доказывают, что молекулярная масса, массовая форма выражения состава фракции С1 —С5 и значения газогенетических коэффициентов являются достаточно характерными показателями разнотипных УВ-газов в донных осадках. Применение данных показателей в комплексе с результатами изотопных исследований позволяет не только теоретически вы-
делять основные газоматеринские источники, но и использовать в прикладном отношении — при типизации газоматеринских пород, прямых поисков нефти и газа, прогнозировании качественного состава газа и фазового типа залежей в ловушках, газометрии скважин и в других целях.
В донных осадках района исследований установлено 12 генетических групп УВ-газов, представленных биогенными газами современных осадков и торфяников, метаморфогенными — угленосных формаций, газовых залежей, твердых битумов, предполагаемых газогидратных, конденсатно-газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей, а также магматогенных — магматических образований.
Осадочный чехол юго-восточной части Восточно-Сибирского моря разделяется на три нефтега-зоперспективных этажа, включающих пять потенциально нефтегазоносных комплексов. Каждый из них по времени отвечает геотектоническим этапам формирования чехла: преимущественно карбонатный — верхнерифей-нижне-среднепалеозойский этаж (верхнерифей-кембрийский и девон-каменноугольный ПНГК) — режиму древней платформы, преимущественно терригенный — верхнепалеозой-мезозойский (пермотриасовый и юрско-меловой) — режиму подвижной платформы и терригенный (апт-кайнозойский) — койлогенному режиму.
При существующей степени изученности района исследований понятию нефтегазоматеринских отложений по комплексу геологических и газогеохимических признаков наиболее близко соответствуют образования верхнерифей-кембрийского и пермотриасового ПНГК, газоконденсатоматерин-ских — девон-каменноугольного, конденсатогазома-теринских — юрско-нижнемелового и газоматеринских — бассейнового апт-кайнозойского.
Установлено, что наиболее высокой нефтегазо-перспективностью характеризуются геоструктуры Пегтымельского осадочного бассейна, средней — Лонгского, относительно низкой — Айонского.
Литература
1. Иванов В.В. Осадочные бассейны Северо-Восточной Азии. - М. : Наука, 1985. - 208 с.
2. Геология и полезные ископаемые шельфов России. Арктические моря России. Атлас. Лист 3-14. - М. : Научный мир, 2003. - 278 с.
3. Геология и полезные ископаемые России. Арктические моря / Под ред. И.С. Грамберга, В.Л. Иванова, Ю.Е. Погребицкого. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2004. - Т. 5. - Кн. 1. - 468 с.
4. Гресов А.И., Обжиров А.И., Яцук А.В., Мазуров А.К., Рубан А.С. Газоносность донных осадков и геохимические признаки нефтегазонос-ности шельфа Восточно-Сибирского моря // Тихоокеанская геология. - 2017. - Т. 36. - № 4. - С. 77-84. DOI: 10.1134/S1819714017040030.
5. Гресов А.И., Яцук А.В. Геохимия и генезис углеводородных газов Чаунской впадины и Айонского осадочного бассейна Восточно-Сибирского моря // Тихоокеанская геология. - 2020. - Т. 39. - № 1. - С. 92-101. DOI: 10.30911/0207-4028-2020-39-1-92-101.
6. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (новая серия). Лист R-60-(2) — остров Врангеля. Объяснительная записка. - СПб. : ВСЕГЕИ, 1999. - 128 с.
7. Государственная геологическая карта России и прилегающих акваторий. Масштаб 1 : 2 500 000. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2016.
8. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 200 000. Серия Анюйско-Чаунская, лист R-59-XXXI, XXXII. Объяснительная записка. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2016. - 102 с.
9. Петровская Н.А., Савишкина М.А. Сопоставление сейсмокомплексов и основных несогласий в осадочном чехле шельфа Восточной Арктики // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9. - № 3. - С. 1-26. DOI: 10.17353/2070-5379/39_2014.
10. Казанин Г.С., Верба М.Л., Иванов Г.И., Кириллова-Покровская Т.А., Смирнов О.Е. Тектоническая карта Восточно-Сибирского моря: роль палеозойского комплекса осадочного чехла (по сейсмическим данным МАГЭ) // Разведка и охрана недр. - 2017. - № 10. - С. 61-67.
11. Thurston D.K., Theiss L.A. Geologic Report for the Chukchi Sea Planning Area, Alaska. Regional Geology, Petroleum Geology, and Environmental Geology. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Alaska OCS Region. Anchorage, 1987. - 193 c.
12. 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.
13. Franke D., Hinz K., Reichert Ch. Geology of the East Siberian Sea, Russian Arctic, from seismic images: structures, evolutions, and implications for the evolution of the Arctic Ocean Basin // Journal of Geophysical Research. - 2004. - Т. 109. - B07106. DOI: 10.1029/2003JB002687.
14. Никитин С.П., Тихонов А.П., Филиппов Ю.В. О перспективах гидратоносности восточной Якутии // Влияние механических и температурных полей на процессы аккумуляции углеводородов. - Якутск : СО АН СССР, 1985. - С. 111-120.
15. Флюидогеодинамика и нефтегазоносность северо-восточной окраины Азии. Масштаб 1 : 2 500 000 / Под ред. Ю.А. Косыгина. - Хабаровск : Дальаэрогеодезия ГУГК, 1989. - 102 с.
16. Яшин Д.С., Ким Б.И. Геохимические признаки нефтегазоносное™ Восточно-Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. -2007. - № 4. - С. 24-35.
17. Шакиров Р.Б., Сорочинская А.В., Обжиров А.И. Геохимические аномалии в осадках Восточно-Сибирского моря // Вестник камчатской региональной организации «Учебно-научный центр». Серия: Науки о Земле. - 2013. - № 1. - С. 98-110.
18. 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.
19. Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород при геологоразведочных работах. - Ростов-на-Дону : ВНИИГРИуголь, 1985. - 96 с.
20. Угольная база России. - М. : Геоинформмарк, 1999. - Т. V. - Кн. 2. - 638 с.
21. Гресов А.И. Геохимическая классификация углеводородных газов угленефтегазоносных бассейнов Востока России // Тихоокеанская геология. - 2011. - Т. 30. - № 2. - С. 87-103.
22. Гресов А.И. Метаноресурсная база угольных бассейнов Дальнего Востока и перспективы ее промышленного освоения. Том II. Углеме-тановые бассейны Якутии и северо-востока России. - Владивосток : Дальнаука, 2012. - 468 с.
23. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. - М. : Недра, 1969. - 334 с.
24. Высоцкий И.В. Геология природного газа. - М. : Недра, 1979. - 392 с.
25. 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.
26. Abrams M.A. Evaluation of Near-Surface Gases in Marine Sediments to Assess Subsurface Petroleum Gas Generation and Entrapment. -Geosciences. - 2017. - Т. 7. - № 2. DOI:10.3390/geosciences7020035.
27. Клубов Б.А. Природные битумы Севера. - М. : Наука, 1983. - 205 с.
28. Виноградов В.А., Горячев Ю.В., Гусев Е.А., Супруненко О.И. Возраст и структура осадочного чехла Восточно-Арктического шельфа России // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. - СПб. : ВНИИОкеанология, 2004. - Вып. 5. - С. 202-212.
29. Ким Б.И., Яшин Д.С., Евдокимова Н.К. Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов Восточно-Арктических морей России (Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского) // Геология нефти и газа. - 2008. - № 2. - С. 4-13.
30. Morrel G.R., Fortier M., Price P.R., Polt R. Petroleum exploration in Northern Canada: A guide to oil and gas exploration and potential // Northern oil and gas directorate Indian and Northern affairs Canada. - Chap. 5. - [S. I.], 1995. - 116 c.
References
1. Ivanov V.V. Osadochnyye basseyny Severo-Vostochnoy Azii [Sedimentary basins of Northeast Asia]. Moscow: Nauka; 1985. 208 p. In Russ.
2. Geologiya i poleznye iskopaemye shel'fov Rossii. Arkticheskie morya Rossii. Atlas. List 3-14. [Geology and mineral resources of the Russian shelf area. Arctic seas of Russia. Atlas, sheet 3-14]. Moscow: Scientific World; 2003. 278 p. In Russ.
3. Geologiya i poleznye iskopaemye Rossii. Arkticheskie morya [Geology and mineral resources of Russia. Arctic and Far East Sеаs. Arctic seas]. In: I.S. Gramberg, V.L. Ivanov, Yu.Ye. Pogrebitsky, eds. St. Petersburg: VSEGEI; 2004. V. 5. Book 1. 468 р. In Russ.
4. GresovA.I., YatsukA.V., ObzhirovA.I., MazurovA.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.
5. Gresov A.I., Yatsuk A.V. Geochemistry and Genesis of Hydrocarbon Gases of the Chaun Depression and Ayon Sedimentary Basin of the East Siberian Sea. Russian Journal of Pacific Geology. 2020;14(1):87-96. DOI:10.1134/s1819714020010042.
6. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta Rossiiskoi Federatsii. Masshtab 1 : 1 000 000 (novaya seriya). Lict R-60-(2) - ostrov Vrangelya. Ob"yasnitel'naya zapiska [State geological map of the Russian Federation. Scale 1 : 1 000 000 (new series). Sheet R-60-(2) - Wrangel Island. Explanatory note]. St. Petersburg: VSEGEI; 1999. 128 p. In Russ.
7. 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.
8. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta Rossiiskoi Federatsii. Masshtab 1:200 000. Seriya Anyuisko-Chaunskaya, list R-59-XXXI, XXXII. Ob'Vasnitel'naya zapiska [State geological map of the Russian Federation. Scale 1 : 200 000. Anyui-Chaunskaya series. Sheet R-59-XXXI, XXXII. Explanatory note]. St. Petersburg: VSEGEI; 2016. 102 p. In Russ.
9. Petrovskaja N.A., Savishkina M.A. Sedimentary cover of the eastern arctic shelf - comparison of seismic complexes and main unconformity. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies. 2014;9(3):1-26. DOI: 10.17353/2070-5379/39_2014. In Russ.
10. Kazanin G.S., Verba M.L., Ivanov G.I., Kirillova-Pokrovskaya T.A., Smirnov O.E. The tectonic map of the East Siberian Sea: the undisturbed paleozoic cover (according to the data acquired by MAGE). Razvedka i okhrana nedr = Prospect and protection of mineral resources. 2017;(10):61-67. In Russ
11. Thurston D.K., Theiss L.A. Geologic Report for the Chukchi Sea Planning Area, Alaska. Regional Geology, Petroleum Geology, and Environmental Geology. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Alaska OCS Region. Anchorage; 1987. 193 p.
12. Sherwood K.W., Craig J.D., Cook L.W. et al. Undiscovered oil and gas resources In: Alaska Federal Offshore. As of January 1995. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Alaska OCS Monograph, MMS 980054; 1998. 531 p.
13. Franke D., Hinz K., Reichert Ch. Geology of the East Siberian Sea, Russian Arctic, from seismic images: structures, evolutions, and implications for the evolution of the Arctic Ocean Basin. Journal of Geophysical Research. 2004;109(B07106). DOI: 10.1029/2003JB002687.
14. NikitinS.P., TikhonovA.P., Filippov Yu.V. O perspektivakh gidratonosnosti vostochnoy Yakutii. Vliyaniye mekhanicheskikh i temperaturnykh poley na protsessy akkumulyatsii uglevodorodov [On the prospects of hydrate in eastern Yakutia. The influence of mechanical and temperature fields on the processes of hydrocarbon accumulation]. In: Vliyanie mekhanicheskikh i temperaturnykh polei na protsessy akkumulyatsii uglevodorodov. Yakutsk, Sibirskoye otdeleniye AN SSSR; 1985. pp. 111-120. In Russ.
15. Flyuidogeodinamika i neftegazonosnost' Severo-vostochnoy 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: Daliaerogeodesy GUGK; 1989. 102 p. In Russ.
16. 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.
17. ShakirovR.B., SorochinskayaA.V., Obzhirov A.I. Geokhimicheskie anomalii v osadkakh Vostochno-Sibirskogo morya [Gas geochemical anomalies in the sediments of East-Siberian Sea]. Vestnik kamchatskoi regional'noi organizatsii uchebno-nauchnyi tsentr. Seriya: nauki o zemle. 2013;(1): 98-110. In Russ.
18. Gresov A.I., Shakhova N.E., Sergiyenko V.I., Yatsuk A.V., Semiletov I.P. Isotope and Geochemical Parameters of Hydrocarbon Gases in Bottom Sediments of the Shelf of the East Siberian Sea. Doklady Earth Sciences. 2016;469(2):864-866. DOI: 10.1134/S1028334X16080225.
19. 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.
20. Ugol'naya baza Rossii. [Coal base of Russia]. V.5. Book 2. Moscow: Geoinformmark; 1999. 638 p. In Russ.
21. Gresov A.I. Geochemical classification of hydrocarbon gases of the coal basins of Eastern Russia. Russian Journal of Pacific Geology. 2011;5(2):164-179. DOI: 10.1134/S1819714011020047.
22. Gresov A.I. Methane resources of coal basins in the Far East Russia and their perspective industrial development perspectives. V. II. Coal methane basins of Sakha Republic (Ykutia) and Nord-East. Vladivostok: Dal'nauka; 2012. 468 p. In Russ.
23. Nesterov I.I. Kriterii prognozov neftegazonosnosti [Criteria for oil and gas forecasts]. Moscow: Nedra; 1969. 334 p. In Russ.
24. Vysotsky I.V. Geologiya prirodnogo gaza [The geology of natural gas]. Moscow: Nedra; 1979. 392 p. In Russ.
25. Abrams M.A. Significance of hydrocarbon seepage to petroleum generation and entrapment. Marine and Petroleum Geology. 2005;22(4): 457-477. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.08.003.
26. Abrams M.A. Evaluation of Near-Surface Gases in Marine Sediments to Assess Subsurface Petroleum Gas Generation and Entrapment. Geosciences. 2017;7(2). DOI:10.3390/geosciences7020035.
27. KlubovB.A. Prirodnye bitumy Severa [Natural bitumen of the North]. Moscow: Nauka; 1983. 205 p. In Russ.
28. Vinogradov V.A., Goryachev Yu.V., Gusev E.A., Suprunenko O.I. Age and structure of the sedimentary cover of the East Russian Arctic shelf. In: Geologo-geofizicheskie kharakteristiki litosfery Arkticheskogo regiona St. Petersburg: VNIIOkeanologiya; 2004. Issue 5. pp. 202-212. In Russ.
29. Kim B.I., Yashin D.S., Evdokimova N.K. Hydrocarbon potential of sedimentary cover deposits of offshore East Arctic Seas of Russia (Laptev, East Siberian and Chukotsk). Geologiya nefti i gaza. 2008;(2):4-13. In Russ.
30. Morrel G.R., Fortier M., Price P.R., Polt R. Petroleum exploration in Northern Canada: A guide to oil and gas exploration and potential. In: Northern oil and gas directorate Indian and Northern affairs Canada: Chap. 5. [S. I.]; 1995. 116 p.
Информация об авторах Гресов Александр Иванович
Доктор геолого-минералогических наук,
ведущий научный сотрудник
ФГБУН «Тихоокеанский океанологический институт
имени В.И. Ильичева ДВО РАН»
690041 Владивосток, ул. Балтийская, д. 43
e-mail: gresov@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0002-2133-411X
Information about authors Alexander I. Gresov
Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Leading Researcher
V.UTichev Pacific Oceanological Institute 43, ul. Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia e-mail: gresov@poi.dvo.ru ORCID ID: 0000-0002-2133-411X
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: yatsuk@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0003-3975-5438
Andrey V. Yatsuk
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Senior Researcher
VllTichev Pacific Oceanological Institute 43, ul. Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia e-mail: yatsuk@poi.dvo.ru ORCID ID: 0000-0003-3975-5438
ATYRAU
OIL&GAS KAZAKHSTAN
20th Anniversary North Caspian Regional Atyrau Oil&Gas Exhibition
7-9 April 2021
Atyrau, Kazakhstan
Find out more at
www.oil-gas.kz
~ flk 1 _
> К V i« tfl
Àfiti:-
Mi jM
ВЦ
j (hmi
HcSHs
НА ПРАВАХ РЕКЛАМЫ
