CC BY
23
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
УДК 553.98:550.84
DOI 10.31087/0016-7894-2021-5-107-122
Газогеохимическое районирование донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур внешнего шельфа Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана
© 2021 г.|А.И. Гресов, А.В. Яцук, Н.С. Сырбу, А.К. Окулов
ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт имени В.И. Ильичева ДВО РАН, Владивосток, Россия; gresov@poi.dvo.ru; yatsuk@poi.dvo.ru; syrbu@poi.dvo.ru; okulov_ak@poi.dvo.ru
Поступила 30.03.2021 г.
Доработана 14.04.2021 г. Принята к печати 05.07.2021 г.
Ключевые слова: донные отложения; газонасыщенность; изотопно-газогеохимические показатели; генезис газов; геологические факторы; Восточно-Сибирское море; Северный Ледовитый океан.
Аннотация: В донных отложениях осадочных бассейнов и геоструктур центральной части внешнего шельфа ВосточноСибирского моря и Северного Ледовитого океана установлены метан и его гомологи, водород, гелий, оксид и двуоксид углерода, сероводород, аргон и азот. В процессе исследований определены газонасыщенность осадков и изотопно-геохимические показатели газов различных газоматеринских источников. Установлено, что в составе газовой фазы донных осадков доминируют эпигенетические газы подстилающих геологических образований — предполагаемых углегазонос-ных формаций, магматических образований, твердых битумов, конденсатно-газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных, нефтяных скоплений и залежей. Определено, что газонасыщенность и газогеохимическое районирование донных отложений зависят от комплексного влияния основных газоконтролирующих факторов — геологического строения, складчатой и разрывной тектоники, нефтегазоносности, литологического состава и органической насыщенности, геокриологических, гидродинамических и других условий образования, накопления газов или их дегазации. На основе анализа полученных данных оценена информативность газогеохимического метода поиска залежей углеводородов и определена нефтегазоперспективность района исследований.
Финансирование: Газогеохимические исследования выполнены при финансовой поддержке гранта РФФИ № 18-05-70038 «Ресурсы Арктики», в рамках гостемы № 0211-2021-0006 (121021500055-0). Морские экспедиционные работы (рейсы LV-77, LV-90) проведены при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ, Национального фонда естественных наук КНР NSFC-Shandong (гранты № U1606401 и № 41420104005), гранта Marine S&T Fund of Shandong Province (№ 2018SDKJ0104-3), а также проекта National Program on Global Change and Air-Sea Interaction (Project № GASI-GE0RGE-04).
I Для цитирования: Гресов А.И., Яцук А.В., Сырбу Н.С., Окулов А.К. Газогеохимическое районирование донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур внешнего шельфа Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана // Геология нефти и газа. — 2021. — № 5. — С. 107-122. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-5-107-122.
Gas-geochemical zoning of seafloor formations of sedimentary basins and geostructures of East Siberian Sea and Arctic Ocean outer shelf
© 2021 | A.I. Gresov, A.V. Yatsuk, N.S. Syrbu, A.K. Okulov
V.I.IHchev Pacific Oceanological Institute, Vladivostok, Russia; gresov@poi.dvo.ru; yatsuk@poi.dvo.ru; syrbu@poi.dvo.ru; okulov_ak@poi.dvo.ru
Received 30.03.2021
Revised 14.04.2021 Accepted for publication 05.07.2021
Key words: seafloor formations; gas saturation; isotope and gas-geochemical indicators; gas genesis; geological factors; East Siberian Sea; Arctic Ocean.
Abstract: Methane and its homologues, hydrogen, helium, carbon monoxide and dioxide, hydrogen sulfide, argon and nitrogen are found in the seafloor formations of sedimentary basins and geostructures in the central part of the outer shelf of the East Siberian Sea and the Arctic Ocean. In the process of the research, gas saturation of sediments and isotope-geochemical indicators of gas genesis from various gas sources were determined. It is found that the gas phase of seafloor formations is mainly composed of epigenetic gases from underlying geological formations, namely: supposed coal and gas formations, igneous formations, solid bitumen, condensate and gas, gas and condensate, oil and gas, gas and oil, and oil accumulations and pools. It is determined that gas saturation and gas-geochemical zoning of seafloor formations depend on the mixed influence of the main gas-controlling factors, they are: geological structure; fold and fault tectonics; oil and gas occurrence; lithological composition and saturation with organic matter; permafrost-related, hydrodynamic and other conditions of formation; gas accumulation or draining-out of gas. Basing on the analysis of data obtained, the informative value of the gas-geochemical method for hydrocarbon exploration and petroleum potential of the study area were assessed.
Funding: Gas-geochemical studies funded by the Russian Foundation for Basic Research grant No. 18-05-70038 "Arctic resources" within the scope of the state-defined topic No. 0211-2021-0006 (121021500055-0). Marine fieldworks (cruises LV-77 and LV-90) are funded by the Ministry of Education and Science of the Russian Federation, China National Natural Science Foundation NSFC-Shandong (grants No. U1606401 and No. 41420104005), grant of Marine S&T Fund of Shandong Province (No. 2018SDKJ0104-3), and the National Program on Global Change and Air-Sea Interaction (Project No. GASI-GE0RGE-04).
■ For citation: Gresov A.I., Yatsuk A.V., Syrbu N.S., Okulov A.K. Gas-geochemical zoning of seafloor formations of sedimentary basins and geostructures of East Siberian Sea and Arctic Ocean outer shelf. Geologiya nefti i gaza. 2021;(5):107-122. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-5-107-122. In Russ.
Введение
Район исследований расположен в центральной части внешнего шельфа Восточно-Сибирского моря и прилегающем секторе Северного Ледовитого океана, практически круглогодично покрытом ледовым покровом и эпизодически открываемом в последний период времени, что обусловливает труднодоступ-ность проведения научных и поисково-разведочных работ. Основными методами изучения геологического строения района были аэрогеофизические, геофизические работы с ледовой базы (СП-24, СП-26, профили ГСЗ Трансарктика 89-91, Арктика 2000, 2005, 2007), сейсмические исследования МОВ-ОГТ с морских судов и ледоколов (профили 5АР, АР1401-1403, 1411, 1412, Агс-12-16 и др.) (рис. 1) и литологическое опробование донных осадков [1-3]. Первые сведения о содержании УВ-газов, изотопном составе углерода СН4 и С2Н6 в осадках восточной части района исследований получены при проведении профиля 5АР [4]. Наиболее полная информация о составе, генезисе, концентрациях природных газов, геологических условиях формирования газонасыщенности отложений и газогеохимических признаках нефтегазо-носности этого же района приведена в работах [5-7]. Изучение химического и газового состава донных осадков северо-западной части района исследований позволило авторам статьи выделить три группы химических элементов по значениям газогеохимических показателей. Результаты работ кратко изложены в работе [8].
Наряду с указанными исследованиями, установлено, что Предвосточносибирский [9], Северо-Чукот-ский, Новосибирский осадочные бассейны, Северная структурная терраса и другие геоструктуры района исследований [10-12] имеют геологические и структурно-геофизические признаки нефтегазоносности.
Целью настоящей статьи являлось описание исследования формирования в голоценовых и плейстоценовых отложениях сингенетических и эпигенетических газов, особенностей распределения природных газов и изотопно-газогеохимических показателей донных отложений в рамках влияния на эти процессы основных геологических факторов. Прикладные задачи заключались в оценке нефте-газоперспективности района исследований и информативности газогеохимического метода поиска скоплений и залежей УВ. Актуальность исследований обусловлена слабой газогеохимической изученностью района и необходимостью интенсификации поисково-разведочных работ в арктическом секторе
Российской Федерации в соответствии с основными положениями «Стратегии развития Арктической зоны РФ и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 года».
Методы исследований
Опробование донных осадков осуществлялось гидростатическими трубками в процессе экспедиционных работ на научно-исследовательском судне «Академик М.А. Лаврентьев» на 32 донных станциях 3 меридиональных профилей рейсов LV-45 (5АР — 2008 г.), LV-77 (I-I, II-II — 2016 г.) и LV-90 (станции 3, 4, 5 — 2020 г.) на глубинах моря 45-2565 м и опробования 0,45-5,25 м (см. рис. 1). В результате опробования из керна осадков отобрано 70 герметических сосудов и 178 проб газа, извлеченных на разных стадиях дегазации. Анализ состава газов донных осадков осуществлялся в лаборатории газогеохимии ТОИ ДВО РАН на хроматографах Газохром-2000 и Кри-сталЛюкс-4000М. Методика определения состава газа осадков и их газонасыщенности соответствовала действующему нормативному руководству [14].
Изотопные исследования 513С-СН4, С2Н6 и СО2 выполнены в лабораториях стабильных изотопов ДВГИ ДВО РАН, ВСЕГЕИ и Университета Хоккайдо [4, 5, 6] на масс-спектрометрах Finnigan MAT-252, Deltaplus XL, GC Combustion III по аттестованным и оптимизированным для выполненных исследований методикам.
В процессе интерпретации результатов исследований значения молекулярной массы УВ-фракции (Мув), массовых концентраций УВ в долях на 1000, коэффициентов «влажности» (Квл), преобразованности УВ-фракции (Кпр) и данные изотопных анализов использовались как индикаторы генезиса газов в различных газоматеринских источниках. Значения Квл и Кпр рассчитаны по формулам: Квл = £С2-С5 / £Cj-C5 х х 100 % [15] и Кпр = (С2 • С4) / С3 [16], где Q-Q — массовые концентрации УВ в долях на 1000. Установлено, что коэффициент Кпр достаточно тесно связан с возрастом нефтегазоносного коллектора, т. е. его значение свидетельствует о продолжительности нахождения газа в ловушке [16, 17].
Изучение осадков ОВ осуществлялось в лаборатории аналитической химии ДВГИ ДВО РАН. Общий органический и неорганический углерод определялся методом ИК-детектирования на анализаторе ТОС-V (Shimadzu) по аттестованным и оптимизированным для выполненных исследований методикам.
Статистическая обработка результатов выполнена с использованием программного пакета
Рис. 1. Структурно-тектоническая карта [10, 13] и схема газогеохимического опробования района исследовании Fig. 1. Structural and tectonic map [10, 13] and scheme of gas-geochemical sampling in the study area
170" B
76" C 175" З
Ф
1 ш 2 а „ ✓'б 3 ____А — 4 5 а(sW /•б 6 Убб 7 8 О 9 к
10
1 — осадочные бассейны: (I — Предвосточносибирский, II — Северо-Чукотский, III — Новосибирский); 2 — геоструктуры (1 — прогиб Вилькицкого, 2 — Северо-Чукотский прогиб, 3 — Новосибирский прогиб, 4 — поднятие Кучерова, 5 — поднятие Де-Лонга, 6 — Северная структурная терраса, 7 — Ломоносово-Менделеевская флексуро-разломная зона, 8 — Колючинский грабен-рифт); 3 — тектонические нарушения (а — установленные, b — предполагаемые); 4 — изолинии мощности осадочного чехла, км; 5 — изобаты, м; донные станции и их номера (6, 7): 6 — газогеохимического опробования экспедиций: LV-45 (а), LV-77, LV-90 (b), 7 — возраст осадков (а — по [2], b — по [3]); 8 — сейсмические профили МОВ-ОГТ [1, 12]; 9 — район исследований; 10 — глубокие скважины в американском секторе Чукотского моря 1 — sedimentary basins: (I — Predvostochnosibirsky, II — North Chukotsky, III — Novosibirsky); 2 — geostructures (1 — Vil'kitsky Trough, 2 — North Chukotsky Trough, 3 — Novosibirsky Trough, 4 — Kucherova Uplift, 5 — De Long Uplift, 6 — Northern structural terrace, 7 — Lomonosovo-Mendeleevsky fault-flexure zone, 8 — Kolyuchinsky graben-rift); 3 — faults (а — known, b — assumed); 4 — contour lines of sedimentary cover thickness, km; 5 — isobath, m; bottom stations and their numbers (6, 7): 6 — gas geochemical sampling of the expeditions: LV-45 (а), LV-77, LV-90 (b), 7 — age of sediments (а — according to [2], b — according to [3]); 8 — seismic lines of CMP Reflection Survey [1, 12]; 9 — study area; 10 — deep wells in the American Sector of the Chukchi Sea
55" B
160" B
165" B
175" B
180
79 C
75" З
70" З
78" C
78" C
77" C
78 C
77" C
75 C
76" C
74 C
75" C
160" B
65" B
70 B
175 B
180
«STATISTICA» 10.0. Оцифровка и интерпретация результатов исследований производились в программном комплексе ArcGIS® компании ESRI с помощью модуля Geostatistical Analyst по методу обратных взвешенных расстояний (IDW).
Геологическая характеристика
В связи с отсутствием глубоких скважин, информация о геологическом строении района иссле-
дований основана на материалах сейсморазведочных работ ОАО «МАГЭ» и АО «Севморгео» [12, 18], а также сейсморазведочных работ и бурения глубоких скважин в американском секторе Чукотского моря [19]. Важным источником являлись данные геологического картирования островной и океанической серий [10].
Стратиграфия. Допалеозойские образования района исследований представлены верхней мантией, базитовым слоем нижней коры и диоритовым
Рис. 2. Схематический сейсмогеологический разрез восточной части внешнего шельф а Восточно-Сибирского моря по профилю 5АР [18]
Fig. 2. Schematic geoseismic section of the eastern part of East Siberian Sea outer shelf along 5АР Line [18]
400
420 440 460 480
520
540 560 57L KM
L0
L5
20
25 H, км
® 1 I 2 ы 1 1
1 — геоструктуры (1 — Колючинский грабен-рифт, 2 — Северо-Чукотский прогиб);
2 — допалеозойские образования (I — бази-товый слой нижней коры, II — диоритовый слой верхней коры, III — архей-верхнепро-терозойский гранитно-метаморфический слой верхней коры); 3 — тектонические нарушения (а — установленные, b — предполагаемые)
1 — geostructures (1 — Kolyuchinsky graben-rift, 2 — North Chukotsky Trough); 2 — pre-Palaeozoic formations (I — basite layer of lower crust, II — diorite layer of upper crust, III — Archean-Upper Proterozoic granite-metamorphic layer of upper crust); 3 — faults (а — known, b — assumed)
слоем верхней коры. Глубина залегания мантии в восточной части района составляет 29-30 км, бази-тового и диоритового слоев — 17-20 и 13-17 км соответственно. Архей-протерозойский гранитно-метаморфический слой верхней коры в данном районе (станции 440-560, рис. 2; см. рис. 1) отсутствует [17]. В западной части района исследований архей-проте-розойские породы наиболее близко подходят к поверхности на поднятии Де-Лонга и островах Генриетты и Жаннетты [10].
В вышезалегающих палеозойских, мезозойских и кайнозойских образованиях, по аналогии с американской частью Чукотского моря и Северной Аляски, выделяется пять структурно-стратиграфических сей-смокомплексов, разделенных между собой поверхностями региональных несогласий Еи, Ри, JU, Ви, тВи: нижнеэлсмирский (девон-нижнепермский), верхне-элсмирский (верхнепермотриас-нижнеюрский), риф-товый (верхнеюрско-барремский), нижнебрукский и верхнебрукский (апт-верхнемеловой и кайнозойский комплексы, рис. 3; см. рис. 2). Указанные комплексы идентифицируются в американской акватории Чукотского моря (см. рис. 1) по данным бурения скважин [19] и прослеживаются к западу в российском секторе Чукотского и Восточно-Сибирского морей [10, 20], что дает основание полагать синхронность развития и сходство строения этих площадей и района исследований [21].
Девон-среднепермский породный комплекс района исследований представлен известковистыми, кварц-полевошпатовыми песчаниками, известняками, алевролитами, аргиллитами, глинистыми сланцами и конгломератами общей мощностью 3-10 км;
верхнепермотриас-нижнеюрский — песчаниками, алевролитами, филлитами, глинистыми и углисто-глинистыми сланцами, конгломератами и интрузиями габбро-диабазов мощностью 2-6 км (см. рис. 2, 3).
Образования верхнеюрско-барремского комплекса сложены алевролитами, аргиллитами, песчаниками, андезитами, дацитами, риолитами и их туфами общей мощностью до 3 км. Верхний горизонт (подкомплекс) соответствует фазе активного рифтоге-неза, имеет ступенчатый характер изменения мощностей отложений, контролируемых разломами и крупными тектоническими нарушениями.
Апт-верхнемеловой комплекс представлен аргиллитами, песчаниками, алевролитами, филлитами, риолитами, дацитами, андезитами и их туфами. Общая мощность отложений комплекса в сводовой части поднятия Де-Лонга составляет 0,3 км, в зоне периклинали поднятия — 0,7-2 км, в котловине Подводников — 2,3-2,4 км [10, 12, 18, 20].
Кайнозойский комплекс представлен палеоцен-четвертичными отложениями (см. рис. 3). Образования палеогена сложены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, конгломератами, пластами бурых углей, переслаиванием песков, глин, алевритов, в ряде случаев — базальтами и их туфами мощностью от 50 до 1800 м. В сводовой части поднятия Де-Лонга они полностью выклиниваются в результате предолигоценового размыва. Отложения неогена представлены переслаиванием песков, алевритов, глин, бурых углей, лигнитов, а также галечниками, гравийниками, песками с прослоями алевритов, лиг-нитов и торфов в верхней части разреза. Мощность отложений в надразломном прогибе вдоль границы
380
500
0
3
5
Рис. 3. Сейсмогеологический разрез МАГЭ-2016 западной части района исследований [12] Fig. 3. Geoseismic section МАГЭ-2016 in the western part of the study area [12]
Северная структурная терраса
Демидовская седловина
Ломоносово-Менделеевская
флексуро-разломная зона
Предвосточносибирский осадочный бассейн
Котловина Подводников
9-1 t, c
PU TA
z
i
ESS5, ESS3, ESS1, ESS11, LCU, JU, PU — ОГ сейсмогеологических комплексов; A — акустический фундамент. 1 — тектонические нарушения
ESS5, ESS3, ESS1, ESS11, LCU, JU, PU — reflectors of geoseismic rock associations; 1 — faults
0
периклинали поднятия Де-Лонга и Ломоносово-Мен-делеевской флексурно-разломной зоны изменяется от первых сотен метров до 2 км [10, 12, 18].
Четвертичные осадки. Нижнеплейстоценовые отложения содержат разнообразные литологические разности от гравия до пелита, образованные в процессе длительного трансгрессивно-регрессивного периода в плиоцене и раннем неоплейстоцене. Позднеплейсто-ценовые и голоценовые осадки представлены алев-ритопелитами и пелитами. Содержание псаммитовой фракции не превышает 10 %, в среднем составляя на поднятии Де-Лонга и в Новосибирском бассейне 1,8-2,6 %, на остальной площади — 0,1-0,3 %. Каменный материал представлен незначительным количеством гравия и гальки. Общая мощность четвертичных осадков не превышает 200 м [2, 10, 13, 18].
Возраст позднеплейстоценовых осадков внешнего шельфа (поднятия Де-Лонга, станция 20GC, см. рис. 1) в сегменте керна 54-60 см составляет 12,04 тыс. лет, в сегменте 72-81 см — 12,52-13,21 тыс. лет, бровки шельфа (подножья Северной структурной террасы, станция АФ-07-29) в сегменте 47-52 см — 181 тыс. лет. На континентальном склоне возраст раковин в пелитовых осадках станций 23 и 24GС (глубина моря 508 и 964 м, мощность керна
406 и 405 см соответственно) составлял в интервалах керна 176-178 и 190-192 см — 37 и 46,3 тыс. лет соответственно [2, 3].
Тектоническая структура района представлена тремя прогибами — Вилькицкого, Северо-Чукотским и Новосибирским, в пределах которых сформировались два крупных окраинно-шельфовых осадочных бассейна — Предвосточносибирский и Северо-Чукот-ский, и один — внутришельфовый — Новосибирский. Осадочные бассейны разделены между собой Северной структурной террасой, поднятиями Де-Лонга и Кучерова (см. рис 1).
Важным структурно-тектоническим элементом, объединяющим прогибы Вилькицкого и Севе-ро-Чукотский, является Ломоносово-Менделеевская флексуро-разломная зона. В Новосибирском прогибе аналогичным элементом является одноименная раз-ломная зона, осложненная оперяющими ее нарушениями.
Необходимо отметить, что все структурные зоны характеризуются блоковым строением земной коры и ограничены крутопадающими сбросами. Амплитуда смещения по сбросам достигает 2 км. При этом ведущим процессом формирования зон являлся риф-тогенез. Начальная стадия рифтогенеза проявилась
в глубокопогруженных структурах котловины Подводников, которая постепенно разрастаясь, привела к формированию в центральной части западного сектора района исследований зон сквозных структур дробления [10]. Основанием для их выделения послужили гравиметрические данные и результаты сейсмопрофилирования МОВ-ОГТ Агс-2012-16, Агс-1402, МАГЭ-2016 и др. (см. рис. 1), где эти зоны представлены системой односторонних грабенов и горстов с амплитудами смещения по сбросам до 1-2 км. Установлено, что в течение кайнозоя происходило резкое ослабление рифтогенного процесса [10, 18].
Магматические образования района исследований представлены силлами и дайками метадиоритов и метадолеритов, залегающими в туфоаргиллитах, туфогравелито-песчаниковой и базальтовой толщах островного архипелага Де-Лонга и зонах сквозных структур дробления. В последних доминируют базальты апт-альбского возраста. Помимо апт-альб-ских, установлены и миоценовые базальты, образующие два небольших покрова в северо-западной части Ломоносово-Менделеевской зоны [10].
Органическая насыщенность. К наиболее древним органически насыщенным литотипам островного обрамления района исследований (островов Котельный и Врангеля) относятся твердые битумы палеозой-мезозойского возраста. Содержание би-тумоида находится в тесном соответствии с содержанием ОВ — от долей до первых единиц процента. В групповом составе твердых битумов (антраксоли-тов) преобладают смолы, асфальтены и ароматические фракции [22, 23].
В породах норийского и карнийского ярусов континентального обрамления восточной части района исследований установлены углистые сланцы с содержанием Сорг = 16-29 % и прослои каменных углей — 85-87 %. В нижнемеловой кукевеемской свите одноименной угленосной площади содержится 8-12 пластов каменных углей стадий катагенеза МК5-АК! мощностью 1,4-4 м. Аналогами нижнемеловых углей западной части района исследований являются угли Анжуйского угольного бассейна, в ба-лыктахской свите которого установлено до 9 пластов каменных углей стадий катагенеза М^-МК мощностью 1,2-25 м и с содержанием Сорг = 83-90 %.
В палеогеновых и неогеновых отложениях района исследований также установлены пропластки и пласты бурого угля (стадии катагенеза ПК1-ПК3), линзы лигнитов мощностью от 0,1 до 8 м и с содержанием Сорг = 60-85 %. В нижнеплейстоценовых осадках наблюдаются пласты торфа мощностью до 1-2 м [6, 7, 10, 24].
Исследованные донные отложения Новосибирского и Северо-Чукотского бассейнов характеризуются содержаниями Сорг = 0,6-1,8 %, поднятия Де-Лонга и Северной структурной террасы — 0,6-1,2 %, Пред-
восточносибирского бассейна (котловины Подводников) — 0,1-0,4 %.
Установлено, что содержание Сорг в осадках связано обратной корреляционной связью с глубиной моря (-0,69), что соответствует общерегиональной закономерности уменьшения в осадках содержаний органического углерода в направлении шельф - пе-лагиаль.
Геокриологические условия. В процессе морских экспедиционных работ (рейсы научно-исследовательского судна «Академик М.А. Лаврентьев» — 1У-45, 77, 90) установлено, что температуры донных отложений осадочных бассейнов характеризуются преимущественно отрицательными значениями (-0,4...-1,8 °С), что обусловлено развитием в районе исследований зоны многолетнемерзлых пород. Наряду с этим, в пределах исследованных бассейнов и геоструктур наблюдались участки донных осадков с положительными температурами (0,3-1 °С).
Результаты и обсуждение
Состав и генезис газов. В составе газов донных осадков установлены метан (в концентрациях 0,001-0,037 см3/кг), УВ-газы (в сумме до С5 — 0,00010,0055 см3/кг), СО2 (0,5-17,4 см3/кг), СО (0,009-0,064 см3/ кг), Н2 (0,015-0,122 см3/кг), Не (0,0003-0,0853 см3/кг), редко — Н^ (0,003-0,025 см3/кг). Содержания N3 и Аг изменяются в сумме от 81 до 91,5 %.
В процессе исследований установлено, что формирование газовой фазы донных отложений подчиняется правилам аддитивности, т. е. последовательного накопления газов различного генезиса с доминированием газовой составляющей и газогеохимических показателей более газонасыщенного газоматеринского источника. Исходя из полученных значений МУВ, массовых концентраций индивидуальных УВ, Квл, Кпр, 513С-СН4, С2Н6, СО2 и данных работ [17, 25, 26], в изученных отложениях доминируют эпигенетические газы восьми предполагаемых газоматеринских источников, в том числе нефтегазовых, газонефтяных, нефтяных скоплений и залежей (табл. 1). Важно отметить, что осадочные бассейны и геоструктуры района исследований относятся к наиболее перспективным нефтегазоносным площадям Восточно-Сибирского моря [12, 27]. Исходя из существующих представлений о наличии фильтра-ционно-диффузионного массопереноса и миграции УВ-газов из нефтегазовых скоплений и залежей в перекрывающие их отложения, изотопно-газогеохимические показатели донных осадков являются прямыми признаками нефтегазоносности.
В процессе исследований установлено, что идентифицировать сингенетические УВ-газы в изученных осадках достаточно сложно из-за незначительных объемов их образования в условиях отрицательных температур и процессов их смешивания с миграционными газами. Существенный объем сингенети-
Табл. 1. Средние значения геохимических показателей УВ-газов донных осадков района исследований Tab. 1. Average values of geochemical indicators of HC gas from seafloor sediments of the study area
Генетическая группа, газоматеринский источник (донные станции) Массовые концентрации (в долях целого на 1000) Мув, г/моль Геохимические показатели
Ci С2 С3 С4 С5 Квл, % Кпр б13С-СН4, %0 [8]
1. Углегазоносные формации (450, 490, 500) 974 9 7 6 4 16,31 2,6 9 -60,1
2. Магматические образования (3) 920 37 29 14 0 16,79 8,0 18 н. о.
3. Конденсатно-газовые залежи (4, 22, 715) 892 38 24 45 1 17,16 10,8 72 -51,1
4. Твердые битумы (5, 23, 460, 470) 853 54 24 57 12 17,63 14,7 156 -48
5. Газоконденсатные залежи (440, 510, 520, 540) 818 34 26 73 49 18,20 18,2 85 -50
6. Нефтегазовые залежи (24, 27, 31, 34, 35, 480, 530, 560) 663 122 113 83 19 20,09 33,7 160 -42,3
7. Газонефтяные залежи (30, 32) 531 177 119 120 26 22,17 46,9 232 -42,8
8. Нефтяные залежи (25, 26, 28, 29, 33, 550) 482 202 113 115 88 24,04 51,8 276 -39,4
Примечание: н. о. — не определялся.
Табл. 2. Средние значения концентраций и изотопный состав газов донных отложений на участках развития предполагаемых геологических образований (газоматеринских источников)
Tab. 2. Average values of gas concentration and isotopic signature in seafloor sediments of the areas of the assumed geological formations occurrence (gas sources)
Газоматеринский источник Концентрация газов, см3/кг б13С, %% [8]
СН4 ТУ СО2 Н2 Не С2Н6 СО2
Угленосные формации 0,021 0,0013 0,65 0,015 0,0024 -31 -24,8
Магматические образования 0,006 0,0002 0,81 0,018 0,0098 н. о. н. о.
Конденсатно-газовые залежи 0,016 0,0010 1,56 0,048 0,0109 н. о. -22,7
Твердые битумы 0,015 0,0007 3,19 0,067 0,0242 -23,1 -21,1
Газоконденсатные залежи 0,004 0,0002 3,26 н. о. н. о. -21 -23,1
Нефтегазовые залежи 0,013 0,0024 7,04 0,031 0,0018 -21 -20,5
Газонефтяные залежи 0,008 0,0034 3,45 0,007 0,0020 -21,5 -19,7
Нефтяные залежи 0,005 0,0024 3,50 0,015 0,0019 -18 -20,1
Примечание: н. о. — не определялся.
ческих газов, вероятно, присутствует в газовой фазе донных отложений в пределах развития предполагаемых угольных залежей (Квл — 2,6 %, 513С-СН4 и С2Н6: -60 и -31 %о соответственно), конденсатно-газовых и газоконденсатных залежей (513С-СН4: -50..-51 %о), в меньшей мере — в остальных генетических группах УВ-газов (см. табл. 1).
Исходя из полученных данных, в УВ-фракции донных осадков района исследований доминируют УВ-газы различных газоматеринских источников, образование которых связано с процессами катагенеза, в единичных случаях (магматогенные) — с областями развития магматических образований. Подтверждением миграционной природы УВ-газов в осадках являются высокие значения массовых концентраций УВ-фракции С2-С5, газогеохимических показателей, а также изотопного состава углерода в
СН4 и С2Н6 (табл. 2; см. табл. 1). Образование метана и этана биогенного и биохимического происхождения в донных осадках имеет ограниченный характер. Отрицательная корреляция концентраций метана и его гомологов с содержанием Сорг (Я2 = -0,07 и -0,36) косвенно подтверждает сделанное заключение и свидетельствует о доминировании эпигенетических УВ-газов в изученных донных отложениях. Здесь же следует отметить, что наличие прямой корреляционной связи (Я2 = 0,7) концентраций метана и его гомологов свидетельствует об общих условиях и источниках их образования.
Углекислый газ, с одной стороны, является продуктом окисления ОВ в донных осадках, с другой — постоянным газом подстилающих их геологических образований. Наличие прямой корреляционной связи концентраций СО2 с содержанием С (Я2 = 0,56)
Табл. 3. Средние значения газонасыщенности и изотопного состава УВ-газов донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур района исследований
Tab. 3. Average values of HC gas saturation and isotopic signature in seafloor formations of sedimentary basins and geostructures of the study area
Осадочные бассейны, геоструктуры Газонасыщенность, см3/кг б13С, %0
СН4 УВ-газы СО2 СО Н2 Не СН4 С2Н6
Северо-Чукотский 0,007 0,0006 2,99 0,015 0,025 0,0031 -49,2 -19
Колючинский грабен-рифт 0,013 0,0015 1,03 0,014 0,037 0,0032 -52,1 -31
Предвосточносибирский 0,005 0,0024 1,83 0,049 0,045 0,0025 -38,2 -18,1
Поднятие Де-Лонга 0,007 0,0015 4,43 0,036 0,057 0,0183 -41,8 -20,4
Новосибирский 0,011 0,0024 11,36 0,047 0,010 0,0046 -41,9 -20,4
Северная структурная терраса 0,023 0,0024 2,46 0,045 0,027 0,0065 -46,2 -21,9
и отрицательной (-0,53) — с глубиной опробования указывает, с одной стороны, на сингенетический характер его образования в донных отложениях, значения изотопного состава 513С-СО2 в интервале -19,7. -24,8 %о, с другой — на эпигенетический (см. табл. 2). Данное положение связано с формированием в осадках полигенезисного состава СО2.
Присутствие оксида углерода в донных осадках объясняется не только недоокислением ОВ кислородом в условиях развития многолетнемерзлых пород, но и его миграцией из подстилающих магматических образований, твердых битумов и угольных залежей в пределах зон сквозных таликов и тектонических нарушений [6, 7, 25].
Гелий относится к радиогенному типу миграционных газов, образовавшихся за счет радиоактивного распада на большой глубине и поступивших в донные отложения района исследований по разломам и апофизам Новосибирской и Ломоносово-Менделе-евской разломных зон (см. рис. 1). Концентрации Не и Н2 связаны прямой корреляционной связью (Я2 = = 0,65), что свидетельствует о высокой вероятности их совместного образования. Можно отметить, что газовые, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные залежи месторождений восточной части Сибирской платформы являются гелиеносными и содержат промышленные концентрации гелия и аномальные — водорода [7, 28].
Природа водорода в осадках — также миграционная. Водород является постоянным спутником природных газов магматических образований островного и континентального обрамления Восточно-Сибирского моря, а также одним из основных газов нефтегазоносных бассейнов востока России. Концентрации водорода в газовых, нефтегазовых и нефтяных залежах Ленского, Анадырского и Верхне-буреинского бассейнов достигает 27-30 % [7, 25, 29]. Известно [30], что водород образуется на глубоких горизонтах при разложении подземных вод под воздействием а-излучения. Радиолиз ОВ пород также влияет на процессы образования СО2, СН4, СО, Н2 и
жидких УВ. В количественном отношении радиоли-тическое образование Н2 — незначительное, и поступление его в верхние горизонты и донные отложения носит весьма ограниченный характер. Кроме того, несущественная его часть, вероятно, образовалась в донных отложениях района в процессе биохимических реакций [6, 7, 29]. Таким образом, в газах донных отложений района исследований доминирует водород, образование которого связано с процессами катагенеза ОВ и магматической деятельностью.
Установлено, что распределение сероводорода в донных отложениях носит «гнездовой» характер, а происхождение связано, по-видимому, с биохимическими и химическими реакциями в донных отложениях [6, 7]. Наряду с этим можно отметить, что аномальные содержания Н^ известны в нефтегазоносном бассейне Грин-Ривер (17,8-30,1 %), Западно-Канадском (7,1-52 %), Волго-Уральском (4,95,5 %) и других бассейнах [16].
Генезис азота и аргона — атмосферный и глубинный. Содержания Ы2 и Аг до 80-90 % известны в газах месторождений нефтегазоносных бассейнов Скалистых гор США, Волго-Уральского бассейна (до 70-90 %) и др. [6, 16].
Газогеохимическое районирование. Характеристика изменчивости распределения средних значений газонасыщенности донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур района исследований приведена в табл. 3.
В процессе исследований установлено, что максимальной метанонасыщенностью донных отложений восточной части района исследований характеризуются площади развития предполагаемых углегазоносных формаций, минимальной — газо-конденсатных залежей, промежуточной — твердых битумов, нефтегазовых и нефтяных залежей СевероЧукотского бассейна (рис. 4).
Максимальные значения УВ-насыщенности осадков установлены на площадях развития предполагаемых угольных залежей Колючинского грабен-рифта и нефтегазовых залежей Северо-Чукот-
Рис. 4. Изменчивость распределения газонасыщенности донных отложений Северо-Чукотского осадочного бассейна по профилю 5АР Fig. 4. Variability of gas saturation distribution in seafloor sediments of the North Chukotsky sedimentary basin along 5AP Line
0,05 -0,04 -> 0,03
s
и
8 0,02 -0,01 -0
10
Колючинский
Северо-Чукотский осадочный бассейн
1-Г
440 450 460 470 480 490 500 510 520 530 540 550 560 Номер станции
0,04
0,03
0,02
0,01
0,005 0,004
- 0,00зД
"s
с
-- 0,002 ш х
0,001 0
0,004
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,003
0,002
0,001
1—I—I—I—1—I—1—Г
440 450 460 470 480 490 500 510 520 530 540 550 560 Номер станции
Предполагаемые газоматеринские источники: 1 — угленосные формации, 4 — твердые битумы (антраксолиты), 5 — газокон-денсатные, 6 — нефтегазовые, 8 — нефтяные скопления и залежи
Anticipated gas source formations: 1 — coal-bearing formations, 4 — solid bitumen (anthraxolite), 5 — gas and condensate, 6 — oil and gas, 8 — oil accumulations and pools
1
ского бассейна, минимальные — газоконденсатных и угольных залежей Северо-Чукотского бассейна, промежуточные — твердых битумов и нефтяных залежей. Несоответствие концентраций УВ-газов на участках развития прогнозных угольных залежей Колючин-ского грабен-рифта и Северо-Чукотского осадочного бассейна обусловлено, вероятно, разными стадиями их катагенеза — М^-АК и ПК^МКз [6, 7, 25, 29].
Максимальной газонасыщенностью СО2 и СО характеризуются донные отложения южного крыла Се-веро-Чукотского бассейна и его центральной части, минимальной — северного крыла и Колючинского грабен-рифта. Промежуточные показатели доминируют на остальной площади. Аналогичные закономерности газогеохимического районирования установлены для Н2 и Не (см. рис. 4).
Максимальной метанонасыщенностью донных отложений в западной части района исследований отличаются площади развития предполагаемых твердых битумов, конденсатно-газовых, нефтегазовых залежей Северной структурной террасы и Новосибирского бассейна, минимальной — газонефтяных
и нефтяных залежей Ломоносово-Менделеевской флексуро-разломной зоны, северного крыла поднятия Де-Лонга, южного крыла Предвосточносибир-ского бассейна и магматических образований Новосибирского бассейна. Промежуточные значения метанонасыщенности установлены в пределах распространения предполагаемых конденсатно-газо-вых залежей поднятия Де-Лонга и нефтяных залежей центральной части Предвосточносибирского осадочного бассейна (рис. 5).
Минимальная УВ-насыщенность донных отложений типична для сложнодислоцированной центральной части западного сектора района исследований (зоны сквозных структур дробления [10]) в пределах участков распространения предполагаемых твердых битумов, конденсатно-газовых залежей восточного крыла поднятия Де-Лонга и магматических образований в пределах Новосибирского разлома. Максимальные значения УВ-насыщенности осадков установлены на площадях развития прогнозных нефтяных, нефтегазовых и газонефтяных скоплений и залежей Северной структурной террасы, Пред-
Рис. 5. Распределение концентраций метана (A) и суммы УВ-газов (B) в донных отложениях западной части района исследований Fig. 5. Distribution of methane (A) and HC gases (B) concentrations in seafloor formations of the western part of the study area
восточносибирского и Новосибирского осадочных бассейнов. В донных осадках крыльев зон сквозных структур дробления и континентального склона наблюдаются промежуточные показатели (см. рис. 5).
Особенностью газогеохимического районирования и изменчивости распределения углекислого газа в осадках является формирование аномальных концентраций СО2 в пределах сводовой части поднятия Де-Лонга (до 10,1 см3/кг) и северо-западного крыла Новосибирского бассейна (до 17,4 см3/кг) на фоне промежуточных значений на северном крыле поднятия Де-Лонга, в центральной части Северной структурной террасы, минимальных — в структурах сквозного дробления, Ломоносово-Менделеевской флексурно-разломной зоны и Предвосточносибир-ского осадочного бассейна (рис. 6).
Распределение оксида углерода в донных осадках, по сравнению с восточной частью района исследований (см. рис. 4), в значительной мере отличается от углекислого газа (см. рис. 6). Значения максимальных концентраций СО в донных отложениях южного крыла Северной террасы и Предвосточносибирского бассейна свидетельствуют о наличии других основных газоматеринских источников его поступления в осадки, за исключением Новосибирского бассейна, где они, по-видимому, характеризуются общими источниками образования.
В процессе проведения газогеохимического районирования установлено, что максимальной водоро-донасыщенностью характеризуются глубоководные осадки котловины Подводников, а также донные отложения горстов структурных зон сквозного дробления. Аналогичное распределение типично для аномальных концентраций гелия, за исключением глубоководных осадков (см. рис. 6).
Изучение газов донных отложений в южной части хребта Менделеева проведено на отдельной станции 715 (см. рис. 1). В составе газовой фазы осадков установлены метан (0,0012 см3/кг) и его гомологи (в сумме — 0,0005 см3/кг), углекислый газ (1,56 см3/кг), водород (0,0405 см3/кг) и гелий (0,0072 см3/кг). Исходя из показателей = 17,24 г/моль, Квл = 10,5 %, Кпр = = 50,3 и 513С-СН4 = 49,1 %о, в донных осадках доминируют УВ-газы предполагаемых конденсатно-газовых залежей.
Нефтегазоперспективность района исследований
Исходя из данных газогеохимических работ, к наиболее высокоперспективным нефтеносным
прогнозным территориям западного сектора района исследований (рис. 7) относятся площади юго-восточной части Предвосточносибирского осадочного бассейна (прогиба Вилькицкого), Ломоносово-Мен-делеевской структурно-тектонической зоны и севе-
Рис. 6. Распределение концентраций двуоксида (A) и оксида (B) углерода, водорода (C) и гелия (D)
в донных отложениях западного сектора района исследований Fig. 6. Distribution of carbon dioxide (A) and monixide (B), hydrogen (C) and helium (D) concentrations in seafloor formations of the western sector of the study area
1w b
l-.v b
• • b с
■" с ■■ b
""J- с
г: b с
• • в
•••'■с
!-• в
••-• с
Усл. обозначения см. на рис. 1 For Legend see Fig. 1
b
с
с
с
с
с
с
с
с
b
с
с
с
с
с
с
с
с
с
с
с
с
b
b
с
с
с
b
b
b
Рис. 7. Схематическая карта распределения УВ-газов прогнозных нефтяных и газонефтяных залежей западной части района
исследований по данным газогеохимических показателей МУВ (A) и Квл (B) Fig. 7. Schematic map of HC gases distribution in the predicted oil and gas and oil pools of the western part of the study area in accordance with the gas-geochemical indicators МУВ (A) and Квл (B)
Площади распространения предполагаемых залежей (1, 2): 1 — нефтяных, 2 — газонефтяных. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Areas of the assumed pools occurrence (1, 2): 1 — oil, 2 — gas and oil. For other Legend items see Fig. 1
ро-западного крыла Новосибирского бассейна (одноименного прогиба).
К аналогичным территориям восточной части района исследований относятся южное крыло и центральная часть Северо-Чукотского бассейна (рис. 8), станции 480, 530-560.
Формирование высокоперспективных прогнозных нефтегазовых залежей района исследований установлено в пределах Новосибирского и Пред-восточносибирского бассейнов (станции 27, 34, 35), восточного крыла поднятия Де-Лонга (станция 31), Северной структурной террасы (станция 24), а также Северо-Чукотского бассейна (станции 480, 530, 560) (см. рис. 8).
Распределение перспективных прогнозных залежей газа, конденсата и битумов в пределах донных станций района исследований представлено в табл. 1.
Следует отметить, что Северо-Чукотский, Пред-восточносибирский бассейны и разделяющие их
геоструктуры расположены в Восточно-Арктической перспективной нефтегазоносной провинции, начальные ресурсы нефти которой оцениваются в 6 млрд т, попутного газа — 18 млрд м3, свободного газа — 4,7 трлн м3 и конденсата — 17 млн т [27].
Заключение
В составе природных газов донных отложений района исследований установлены метан, УВ-газы, углекислый газ, оксид углерода, водород, гелий, сероводород, аргон и азот различного происхождения. Исходя из значений газогеохимических показателей, в изученных отложениях доминируют эпигенетические газы восьми предполагаемых газоматеринских источников. Сингенетические газы в осадках имеют подчиненное значение и ограниченный характер образования.
Формирование газовой фазы осадков в целом подчиняется правилам аддитивности — последовательного накопления газов различного генезиса с
Рис. 8. Распределение газогеохимических показателей УВ-газов донных отложений восточной части района исследований по профилю 5АР
Fig. 8. Distribution of gas-geochemical indicators of HC gases from the seafloor formations in the eastern part of the study area, 5АР Line
пр
175 =
150 — 125
75 50
25
0 25
24 * 23
§ 22
S 21 ^ 20
sl19 ^ 18
17
16
440
450
1
460
470
480
490
500
510
520
530
540
550
Номер станции
1 — нижний интервал газогеохимических показателей прогнозных нефтегазовых залежей. Остальные усл. обозначения см. на рис. 4
1 — lower interval of gas-geochemical indicators in the predicted oil and gas pools. For other Legend items see Fig. 4
%
50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0
560
доминированием газовой составляющей и газогеохимических показателей более газонасыщенного газоматеринского источника.
Установлено, что газонасыщенность и газогеохимическое районирование донных отложений зависят от комплекса основных газоконтролирующих факторов — геологического строения, складчатой и разрывной тектоники, битуминозности и нефтега-
зоносности, угленосности и органической насыщенности, литологического состава, геокриологических, гидродинамических и других условий образования, накопления газов или их дегазации.
Исходя из результатов газогеохимических работ, можно сделать вывод, что осадочные бассейны и геоструктуры района исследований имеют высокие перспективы нефтегазоносности.
Авторы выражают благодарность руководству ФГУНПП «Севморгео», А.С. Астахову, Р.Б. Шакирову и Ю.П. Василенко (ТОИДВОРАН) за поддержку в проведении морских экспедиционных газогеохимических исследований, В.В. Калинчуку (ТОИ ДВО РАН) за помощь в отборе проб донных осадков.
Литература
1. Пискарев А.Л. Арктический бассейн (геология и морфология). - СПб. : ВНИИОкеангеология, 2016. - 291 с.
2. O'Regan M., Backman J., BarrientosN., Cronin T.M., GemeryL., KirchnerN., MayerL.A., NilssonJ., NoormetsR., PearceC.,SemiletovI.P., StranneC., Jakobsson M. The De Long Trough: a newly discovered glacial trough on the East Siberian continental margin // Climate of the Past. - 2017. -№ 13. - С. 1269-1284. DOI: 10.5194/cp-13-1269-2017.
3. Гусев Е.А., Рекант П.В., Большиянов Д.Ю., Лукашенко Р.В., Попко А.О. Псевдогляциальные структуры подводных гор поднятия Менделеева и континентальной окраины Восточно-Сибирского моря // Проблемы Арктики и Антарктики. - 2013. - Т. 98. - № 4. - С. 43-55.
4. Шакиров Р.Б., Сорочинская А.В., Обжиров А.И., Зарубина Н.В. Газогеохимические особенности осадков Восточно-Сибирского моря // Вестник ДВО РАН. - 2010. - № 6. - С. 101-108.
5. 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.
6. Гресов А.И., Обжиров А.И., Яцук А.В., Мазуров А.К., Рубан А.С. Газоносность донных осадков и геохимические признаки нефтегазоносное™ шельфа Восточно-Сибирского моря // Тихоокеанская геология. - 2017. - Т. 36. - № 4. - С. 77-84.
7. Гресов А.И., Яцук А.В. Геологические условия формирования газонасыщенности донных отложений осадочных бассейнов юго-восточного сектора Восточно-Сибирского моря // Геология и геофизика. - 2021. - Т. 62. - № 2. - С. 197-215. DOI: 10.15372/GÍG2020104.
8. Гресов А.И., Сергиенко В.И., Яцук А.В., Зарубина Н.В., Калинчук В.В. Газогеохимические показатели донных отложений северной части Восточно-Сибирского моря и котловины Подводников Северного Ледовитого океана // Доклады Академии наук. - 2020. - Т. 492. -№ 1. - С. 113-117. DOI: 10.31857/S2686739720050072.
9. Хаин В.Е., Полякова И.Д., Филатова Н.И. Тектоника и нефтегазоносность восточной Арктики // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. -№ 4. - С. 443-460.
10. Государственная геологическая карта. Серия Лаптево-Сибироморская, Океанская. Масштаб 1 : 1 000 000. Лист Т-57-60 — остров Генриетты. Объяснительная записка. Масштаб 1 : 1 000 000. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2015. - 84 с.
11. Ким Б.И., Евдокимова Н.К., Супруненко О.И., Яшин Д.С. Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических морей России и перспективы их нефтегазоносности // Геология нефти и газа. - 2007. - № 2. - С. 49-58.
12. Казанин Г.С., Барабанова Ю.Б., Кириллова-Покровская Т.А., Черников С.Ф., Павлов С.П., Иванов Г.И. Континентальная окраина Восточно-Сибирского моря: геологическое строение и перспективы нефтегазоносности // Разведка и охрана недр. - 2017. - № 10. - С. 51-55.
13. Государственная геологическая карта России и прилегающих акваторий. Масштаб 1 : 2 500 000. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2016.
14. Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород при геологоразведочных работах. — Ростов-на-Дону : ВНИИГРИуголь, 1985. - 96 с.
15. 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.
16. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. - М. : Недра, 1969. - 334 с.
17. Гресов А.И. Геохимическая классификация углеводородных газов угленефтегазоносных бассейнов Востока России // Тихоокеанская геология. - 2011. - Т. 30. - № 2. - С. 87-103.
18. 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.
19. Sherwood K.W., CraigJ.D., CookL.W. et al. Undiscovered oil and gas resources / Alaska Federal Offshore. As of January 1995. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service, Alaska OCS Monograph, MMS 98-0054; 1998. - 531 с.
20. Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А., Баринова Е.М., Ихсанов Б.И. Тектоника осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря // Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя : мат-лы XXIII Тектонического совещания. - М. : ГИН РАН, 2010. - Т. 2. - С. 23-29.
21. Поселов В.А., Буценко В.В., Жолондз С.М., Жолондз А.С., Киреев А.А. Сейсмостратиграфия осадочного бассейна котловины Подводников и Северо-Чукотского прогиба // Доклады Академии наук. - 2017. - Т. 474. - № 5. - С. 621-624. DOI: 10.7868/S0869565217050206.
22. Клубов Б.А. Природные битумы Севера. - М. : Недра, 1983. - 205 с.
23. Флюидогеодинамика и нефтегазоносность северо-восточной окраины Азии. Масштаб 1 : 2 500 000 / Под ред. Ю.А. Косыгина. - Хабаровск : Дальаэрогеодезия ГУГК, 1989. - 102 с.
24. Геология и полезные ископаемые шельфов России. Арктические моря / Под ред. И.С. Грамберга, В.Л. Иванова, Ю.Е. Погребицкого. -СПб. : ВСЕГЕИ, 2004. - Т. 5. - Кн. 1. - 468 с.
25. ГресовА.И. Метаноресурсная база угольных бассейнов Дальнего Востока и перспективы ее промышленного освоения. Т. II. Углемета-новые бассейны Якутии и Северо-Востока России. - Владивосток : Дальнаука, 2012. - 468 с.
26. Гресов А.И., Яцук А.В. Геохимические признаки нефтегазоносности Восточно-Сибирского моря // Геология нефти и газа. - 2020. -№ 4. - С. 83-96. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-4-83-96.
27. Конторович А.Э., Эпов М.И., Бурштейн Л.М., Каминский В.Д., Курчиков А.Р., Малышев Н.А., Прищепа О.М., Сафронов А.Ф., Ступа-коваА.В., Супруненко О.И. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы их освоения // Геология и геофизика. - 2010. - Т. 51. - № 1. - С. 7-17.
28. Алексеев А.Ф., Бодунов Е.И., Лебедев В.С., Захарова С.С., Томская Е.С., Безменова П.Н., Трущелева Г.С., Лебедев В.С. Изотопно-геохимическая характеристика нефтей и газов восточной части Сибирской платформы. Органическая геохимия нефтей, газов и органического вещества докембрия / Под ред. А.А. Алексеева. - М. : Наука, 1981. - С. 164-175.
29. Гресов А.И., Обжиров А.И., Яцук А.В. К вопросу водородоносности углегазоносных бассейнов Дальнего Востока // Вестник КРАУНЦ. Науки о Земле. - 2010. - № 1. - С. 231-244.
30. Соколов В.А. Геохимия природных газов. - М. : Недра, 1971. - 336 с.
References
1. PiskarevA.L. Arkticheskii bassein (geologiya i morfologiya) [Arctic basin (geology and morphology)]. St. Petersburg: VNIIOkeangeologiya; 2016. 291 p. In Russ.
2. O'Regan M., Backman J., Barrientos N., Cronin T.M., Gemery L., Kirchner N., Mayer L.A., Nilsson J., Noormets R., Pearce C., Semiletov I.P., Stranne C., Jakobsson M. The De Long Trough: a newly discovered glacial trough on the East Siberian continental margin. Climate of the Past. 2017;(13):1269-1284. DOI: 10.5194/cp-13-1269-2017.
3. Gusev E.A., Rekant P.V., Bol'shiyanov D.Yu., Lukashenko R.V., Popko A.O. Psevdoglyatsial'nye struktury podvodnykh gor podnyatiya Mendeleeva i kontinental'noi okrainy Vostochno-Sibirskogo moray [Pseudoglacial structures of Mendeleev Rise seamounts and East Siberian continental margin]. ProblemyArktikiiAntarktiki. 2013;98(4):43-55. In Russ.
4. Shakirov R.B., Sorochinskaya A.V., Obzhirov A.I., Zarubina N.V. Gazogeokhimicheskie osobennosti osadkov Vostochno-Sibirskogo moray [Gas-geochemical features of sediments of the East Siberian Sea]. VestnikDVO RAN. 2010;(6):101-108. In Russ.
5. Gresov A.I., Shakhova N.E., Sergienko V.I., Semiletov I.P., Yatsuk A.V. Isotope and Geochemical Parameters of Hydrocarbon Gases in Bottom Sediments of the Shelf of the East Siberian Sea. Doklady Earth Sciences. 2016;469(6):711-713. DOI: 10.1134/S1028334X16080225. In Russ.
6. 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. In Russ.
7. GresovA.I., YatsukA.V. Geological implications for gas saturation of bottom sediments in sedimentary basins in the southeastern sector of the East Siberian Sea. Russian geology and geophysics. 2021;62(2):157-172. DOI: 10.2113/RGG20194075.
8. GresovA.I., Sergienko V.I., YatsukA.V., ZarubinaN.V., Kalinchuk V.V. Gas-Geochemical Parameters of Bottom Sediments in the Northern Part of the East Siberian Sea and Podvodnikov Basin of the Arctic Ocean. Doklady Earth Sciences. 2020;492(1):113-117. DOI: 10.1134/S1028334X20050074. In Russ.
9. Khain V.E., Polyakova I.D., Filatova N.I. Tectonics and petroleum potential of the East Arctic province. Russian geology and geophysics. 2009;50(4):443-460. In Russ.
10. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta. Seriya Laptevo-Sibiromorskaya, Okeanskaya. Masshtab 1 : 1 000 000. List T-57-60 — ostrov Genrietty. Ob"yasnitel'naya zapiska [State geological map. Series Laptevo-Siberian Sea, Oceanic. Scale 1: 1 000 000. Sheet T-57-60 - Henrietta's island. Explanatory note]. Saint Petersburg: VSEGEI; 2015. 84 p. In Russ.
11. Kim B.I., Evdokimova N.K., Suprunenko O.I., Yashin D.S. Neftegeologicheskoe raionirovanie shel'fa vostochno-arkticheskikh morei Rossii i perspektivy ikh neftegazonosnosti [Oil-geological zoning of the shelf of the Eastern Arctic seas of Russia and the prospects of their oil and gas potential]. Geologiyaneftii gaza. 2007;(2):49-58. In Russ.
12. Kazanin G.S., Barabanova Yu.B., Kirillova-Pokrovskaya T.A., ChernikovS.F., PavlovS.P., IvanovG.I. Kontinental'naya okraina Vostochno-Sibirskogo morya: geologicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti [Continental margin of the East Siberian Sea: geological structure and oil and gas potential]. Razvedkaiokhrana nedr. 2017;(10):51-55. In Russ.
13. 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.
14. 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.
15. 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.
16. Nesterov I.I. Kriterii prognozov neftegazonosnosti [Criteria for oil and gas forecasts]. Moscow: Nedra; 1969. 334 p. In Russ.
17. Gresov A.I. Geochemical classification of hydrocarbon gases of the coal basins of East Russia. Russian Journal of Pacific Geology. 2011;5(2):164-179. DOI: 10.1134/s1819714011020047. In Russ.
18. Kazanin G.S., Verba M.L., Ivanov G.I., Kirillova-Pokrovskaya T.A., Smirnov O.E. Tektonicheskaya karta Vostochno-Sibirskogo morya: rol' paleozoiskogo kompleksa osadochnogo chekhla (po seismicheskim dannym MAGE) [Tectonic map of the East Siberian Sea: the role of the Paleozoic complex of the sedimentary cover (according to seismic data from MAGE)]. Razvedka i okhrana nedr. 2017;(10):61-67. In Russ.
19. SherwoodK.W., CraigJ.D., CookL.W. etal. 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 98-0054; 1998. 531 p.
20. Malyshev N.A., Obmetko V.V., Borodulin A.A., Barinova E.M., Ikhsanov B.I. Tektonika osadochnykh basseinov rossiiskogo shel'fa Chukotskogo morya [Tectonics of sedimentary basins of the Russian shelf of the Chukchi Sea]. In: Tektonika i geodinamika skladchatykh poyasov i platform fanerozoya: materialy XXIII Tektonicheskogo soveshchaniya. Moscow: GIN RAN; 2010. Vol. 2. pp. 23-29. In Russ.
21. Poselov V.A., Butsenko V.V., ZholondzS.M., ZholondzA.S., KireevA.A. Seismic stratigraphy of sedimentary cover in the Podvodnikov Basin and North Chukchi trough. Doklady Earth Sciences. 2017;474(5):688-691. DOI: 10.1134/s1028334x17060137.
22. Klubov B.A. Prirodnye bitumy Severa [Natural bitumen of the North]. Moscow: Nedra; 1983. 205 p. In Russ.
23. Flyuidogeodinamika i neftegazonosnost' severo-vostochnoi okrainy Azii. Masshtab 1 : 2 500 000 [Fluid geodynamics and oil and gas potential of the North-Eastern of Asia Scale 1: 2 500 000]. In: Yu.A. Kosygin, ed. Khabarovsk: Dal'aehrogeodeziya GUGK; 1989. 102 p. In Russ.
24. Geologiya i poleznye iskopaemye shel'fov Rossii. Arkticheskie moray [Geology and mineral resources of Russia. Arctic and Far East Sеаs]. In: I.S. Gramberg, V.L. Ivanov, Yu.E. Pogrebitskii, eds. St. Petersburg: VSEGEI; 2004. Vol. 5. Book 1. 468 p. In Russ.
25. GresovA.I. Metanoresursnaya baza ugol'nykh basseinov Dal'nego Vostoka i perspektivy ee promyshlennogo osvoeniya. T. II. Uglemetanovye basseiny Yakutii i Severo-Vostoka Rossii [Methane resources of coal basins in the Far East Russia and their perspective industrial development perspectives. V. II. Coal methane basins of Sakha Republic (Ikutia) and Nord-East]. Vladivostok: Dal'nauka; 2012. 468 p. In Russ.
26. 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.
27. Kontorovich A.Eh., Ehpov M.I., Burshtein L.M., Kaminskii V.D., Kurchikov A.R., Malyshev N.A., Prishchepa O.M., Safronov A.F., Stupakova A.V., Suprunenko O.I. Geology and hydrocarbon resources of the continental shelf in Russian arctic seas and the prospects of their development. Russian geology and geophysics. 2010;51(1):7-17.
28. Alekseev A.F., Bodunov E.I., Lebedev V.S., Zakharova S.S., Tomskaya E.S., Bezmenova P.N., Trushcheleva G.S., Lebedev V.S. Izotopno-geokhimicheskaya kharakteristika neftei i gazov vostochnoi chasti Sibirskoi platformy. Organicheskaya geokhimiya neftei, gazov i organicheskogo veshchestva dokembriya [Isotope-geochemical characteristics of oils and gases in the eastern part of the Siberian platform]. In: A.A. Alekseev, ed. Moscow: Nauka; 1981. pp. 164-175. In Russ.
29. Gresov A.I., Obzhirov A.I., YatsukA.V. K voprosu vodorodonosnosti uglegazonosnykh basseinov Dal'nego Vostoka [On the issue of hydrogen content in coal and gas basins of the Far East]. VestnikKRAUNTS. Naukio Zemle. 2010;(1):231-244. In Russ.
30. Sokolov V.A. Geokhimiya prirodnykh gazov [Geochemistry of natural gases]. Moscow: Nedra; 1971. 336 p. In Russ.
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, 43
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, 43
e-mail: yatsuk@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0003-3975-5438
Сырбу Надежда Сергеевна
Кандидат геолого-минералогических наук,
заведующий лабораторией
ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт
имени В.И. Ильичева ДВО РАН,
690041 Владивосток, ул. Балтийская, 43
e-mail: syrbu@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0002-14416133
Окулов Алексей Константинович
Научный сотрудник
ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт имени В.И. Ильичева ДВО РАН, 690041, Владивосток, ул. Балтийская, 43 e-mail: okulov_ak@poi.dvo.ru
Information about authors Alexander I. Gresov
Doctor of Geological and Mineralogical Sciences,
Leading researcher
V.I.ITichev Pacific
Oceanological Institute,
43, Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia
e-mail: gresov@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0002-2133-411X
Andrey V. Yatsuk
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences,
Senior Researcher
V.I.ITichev Pacific
Oceanological Institute,
43, Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia
e-mail: yatsuk@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0003-3975-5438
Nadezhda S. Syrbu
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences,
Head of Laboratory
VUTichev Pacific
Oceanological Institute,
43, Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia
e-mail: syrbu@poi.dvo.ru
ORCID ID: 0000-0002-14416133
Alexey K. Okulov
Researcher
VUTichev Pacific
Oceanological Institute,
43, Baltiiskaya, Vladivostok, 690041, Russia
e-mail: okulov_ak@poi.dvo.ru
