Комплексные геолого-гидрогеохимические исследования в качестве прямых поисков морских месторождений нефти и газа с участием специалистов ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга» на шельфах морей России и стран СНГ проводились с 1969 до 2007 г. на Черном, Азовском, Каспийском, Белом, Баренцевом и Балтийском морях. Начиная с 2008 г. регулярные исследования проводятся на Баренцевом и Карском морях, а также эпизодические рекогносцировочные - в морях Лаптевых и Чукотском. Все работы, как правило, проводились до производства глубокого поисково-разведочного бурения на конкретных локальных структурах с их оценкой на наличие или отсутствие скоплений нефти, газа и газоконденсата в разрезе осадочного чехла. Впоследствии это подтверждалось результатами глубокого бурения. При региональных работах в пределах отдельных нефтегазоносных бассейнов расширялся также фонд перспективных аномальных объектов в зонах сочленения крупных прогибов и валообразных поднятий, особенно на моноклиналях. С последними обычно связаны ловушки неантиклинального типа - литологические, тектонически и стратиграфически экранированные, рифогенные. К сожалению, выявление таких структур пока не представляет поискового интереса для нефтегазодобывающих компаний.

Основы методики геолого-гидрогеохимических исследований многократно апробировались. Они базируются на выявлении мигрирующих из скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла эпигенетичных аномалий жидких и газообразных углеводородов в позднечетвертичных донных осадках и в воде из придонно-пограничного слоя водной толщи, вплоть до поверхностного микрослоя. Необходимо также сопутствующее изучение гидрофизической изменчивости структуры всей водной толщи, связанной с влиянием флюидных субмаринных разгрузок нефтяных и газообразных компонентов, отражающих наличие залежей в разрезе осадочного чехла, в реальном режиме времени. Выявление таких «сквозных» аномалий от донных осадков до поверхности акватории позволяет судить и о высокой реальной нефтяной или газовой продуктивности залежей в конкретной локальной структуре. Морфология выявленных перспективных аномалий углеводородов обычно представлена кольцевыми и полукольцевыми фрагментами, согласующимися с контуром структуры по предельно замкнутому опорному сейсмогеологическому горизонту, а также аномалиями, полностью закрывающими их сводовую часть. Особое место занимают кольцевые аномалии в донных осадках, связанные с так называемым структурным фактором, когда они формируются на бесперспективных пустых структурах, отражая лишь интегральную десорбцию углеводородных компонентов из всего разреза осадочного чехла, обусловленную сжатием разреза при антиклинальном перегибе и развитием кливажной трещиноватости на крыльях локальной структуры. Разбраковка таких аномалий на перспективные и бесперспективные проводится с применением широкого комплекса геолого-гидрогеохимических методов, используемых в настоящей методике.

В перечень изучаемых гидрогеохимических компонентов входят только те, которые непосредственно присутствуют в залежах нефти и газа, т.е. являются прямыми миграционными индикаторами их скоплений. Это газообразные углеводороды от метана до пентана включительно с дифференциацией на «сухие» и «жирные» газы, двуокись углерода, а также групповой состав жидких углеводородов - хлороформенных битумоидов с количественным определением масел, нейтральных и окисленных смол, асфальтенов, а также их суммы, и парафинов. Используются также набортные определения суммарного флуоресцентного сканирования донных осадков воды на наличие в них признаков нефтяных углеводородов. В стационарной лаборатории во всех пробах проводится масс-спектрометрические определения С₁₀-С₄₀ и выборочные определения изотопного состава углерода метана и водорода в газовой фазе, а также особенности состава углеводородных маркеров рассеянного органического вещества (РОВ) донных осадков.

В методическом плане морские экспедиционные исследования обычно состоят из двух этапов. Первый этап - регионально-рекогносцировочный - проводится в пределах нефтегазоносных бассейнов по профилям сейсморазведки 2D синхронно или по ранее проведенным профилям. Работы на каждом сейсмическом профиле начинаются с проведения опережающих пробоотборов гидроакустического профилирования и многолучевого эхолотирования для изучения рельефа и выявления участков на дне и в придонной водной массе с признаками субмаринных разгрузок минерализованных вод и газов. Их целевое назначение - уточнение регулярного шага расположения станций комплексного геолого-гидрогеохимического пробоотбора с охватом высокоамплитудных акустических аномалий, «покмарок» и «газовых факелов». Комплексный пробоотбор донных осадков, воды из придонно-пограничного слоя и поверхностного микрослоя сопровождается CTD-зондированием водной толщи с метановым датчиком, что обеспечивает выявление изменчивости в структуре водной толщи по гидрофизическим показателям, обусловленным субмаринными флюидными разгрузками из скоплений углеводородов в разрезе осадочного чехла. Пробоотбор донных осадков осуществляется современными техническими средствами (бокскорер, грейфер, гидростатическая, гравитационная и вибропоршневая трубки), совмещенными с батометрами из инертного материала для отбора проб воды из придонно-пограничного слоя водной толщи. Непосредственно на борту судна проводится соответствующая пробоподготовка, включающая дегазацию и хлороформенную экстракцию жидких углеводородов (УВЖ) из проб донных осадков и воды, а также суммарное флуоресцентное сканирование донных осадков и воды.

На втором этапе проводятся отдельные профильные работы в пределах выявленных локальных структур вкрест или вдоль их простирания или детальные площадные по регулярной сети синхронно с сейсморазведкой 2D и с использованием «легких» геофизических методов, указанных на первом этапе, для выявления структурных неоднородностей в верхней части осадочного чехла и в разрезе позднечетвертичных донных осадков.

В камеральный период строятся комплексные геолого-гидрогеохимические профили, последовательно совмещающие глубинные опорные сейсмогеологические разрезы осадочного чехла, гидроакустические или сейсмоакустические разрезы его верхней части, эхограммы многолучевого эхолота с рельефом дна, литологические разрезы позднечетвертичных и современных донных отложений, залегающих на поверхности дна, со структурой водной толщи, кривые или гистограммы распределения компонентов жидких углеводородов и газовой фазы в донных осадках и водной толще. Сопоставление таких комплексных профилей и структурно-геохимических карт по опорным сейсмогеологическим горизонтам наглядно обеспечивает интерпретацию всех полученных результатов с выводами о наличии скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла, определение их контуров и привязку к конкретным опорным сейсмогеологическим горизонтам.

Конкретные морские экспедиционные исследования в 2008–2014 гг. c применением описанной выше методики на Арктическом шельфе проводились по сейсмическим профилям 2D непосредственно на рифогенных структурах Кольско-Канинской моноклинали в Баренцевом море, затем на Карском море в пределах транзитной зоны западного приямальского шельфа и в Байдарацкой губе, а также на подготовленной к глубокому поисково-разведочному бурению Университетской структуре на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1.

В 2008–2009 гг. по контракту с ОАО «Северморнефтегаз» проведены комплексные геолого-гидрогеохимические исследования на трех концессионных участках с рифогенными образованиями на Кольско-Канинской моноклинали. На одном из них (рис. 1) были выявлены интенсивные миграционные аномалии жидких углеводородов в донных осадках с 75%-ной долей масел, что характерно для нефти в аналогичной разбуренной структуре на плато Финмарк на шельфе Норвегии [Бурлин, Ступакова, 2000]. Здесь же присутствуют аномалии «жирных» нефтяных газообразных углеводородов. Высокая интенсивность субмаринных разгрузок отразилась в изменчивости структуры водной толщи, где в придонной водной массе присутствуют более теплые воды и отмечается наличие температурных инверсий (см. рис. 1), что свидетельствует о продуктивности предполагаемой здесь нефтяной залежи, субмаринные флюидные разгрузки из которой протекают в реальном режиме времени.

Необходимо особо остановиться на общих перспективах Кольско-Канинской моноклинали и аналогичной моноклинали в южной части Карского моря, характеризующихся в истории своего развития многоактными трансгрессивными и регрессивными циклами и безусловным наличием неантиклинальных ловушек - типа литологически и стратиграфически экранированных в палеозойских отложениях осадочного чехла с вероятными крупными скоплениями нефти и газа. Это обуславливает необходимость проведения здесь хотя бы регионально-рекогносцировочных комплексных геолого-гидрогеохимических исследований по нескольким из проведенных ранее сейсмическим профилям.

В 2012–2013 гг. проводились региональные профильные исследования с использованием описываемой методики синхронно с сейсморазведкой 2D на западном приямальском шельфе в транзитной зоне, включая Байдарацкую губу, что позволило впервые на Арктическом шельфе составить схематическую структурно-геохимическую карту (рис. 2). «Прямые» миграционные аномалии жидких и газообразных углеводородов в ее пределах привязаны как к антиклинальным перегибам известных локальных структур, так и к выявленным новым с вероятными скоплениями углеводородов в их недрах и с определением их типов (нефть, газ, конденсат). Из ранее известных структур это Скуратовская, Нармейская, Морская, Харасавей-море, Крузенштерновское-море, Шкиперская, Шараповская и Южморгеология. Из новых объектов это Белоостровская-море, ВНИИОкеангеология и две безымянные (см. рис. 2).

Поисковый интерес представляет выявленное крупное поднятие ВНИИОкеанология, примыкающее к береговой линии и морфологически сопоставимое с Крузенштерновским поднятием на сопредельной суше. На рис. 3 приведен детализационный комплексный геолого-гидрогеохимический профиль с интенсивными аномалиями газообразных и жидких углеводородов, связанных с опорными сейсмогеологическими горизонтами в меловых и юрских отложениях. Высокая доля масел в сумме жидких углеводородов, достигающая 70–90%, может свидетельствовать о скоплении в разрезе осадочного чехла проявлений нефти, газа и газоконденсата.

В Байдарацкой губе проявились два крупных аномальных объекта (см. рис. 2) с интенсивными аномалиями жидких углеводородов с высокой долей масел и парафинов в придонно-пограничном слое водной толщи, коррелирующиеся на региональном сейсмическом профиле с двумя крупными антиклинальными перегибами и биогермами в палеозое, а также в юрских отложениях. Здесь необходимо особо отметить масштабное «загрязнение» парафинами придонной водной массы. Ранее подобные масштабы загрязнения наблюдались только в Апшеронском заливе на Каспийском море.

В пределах выявленных локальных структур на приямальском шельфе необходимо проведение площадных поисковых сейсморазведочных 2D-работ, синхронных с геолого-гидрогеохимическими исследованиями с шагом профилей по сети 5 × 5 км и с шагом комплексного пробоотбора в 2 и 5 км с общей целью подготовки объектов для лицензирования. Первоочередными следует считать работы в Байдарацкой губе, как наиболее привлекательные по существующей здесь инфраструктуре и благоприятной общей гидрологической обстановке в пределах акватории губы.

Особое место занимают исследования на Университетской структуре в 2013 г. (рис. 4). Здесь было проведено два комплексных геолого-гидрогеохимических профиля с регулярным пробоотбором вкрест ее простирания через проектные точки заложения двух глубоких поисково-разведочных скважин (см. рис. 4). К сожалению, мы не имели временных сейсмических разрезов, и выбор станций пробоотбора определялся по общему контуру структуры по предельно замкнутым изогипсам, отождествляемым с баженовской свитой и меловыми отложениями. Выявленные здесь интенсивные миграционные аномалии газообразных углеводородов и жидких хлороформенных битумоидов с высокой долей масел при наличии парафинов в придонной воде и проявлений термогенных изопреноидов (пристана и фитана) в донных осадках позволили нам прогнозировать наличие в структуре залежей «легкой» нефти в юрских отложениях и газа - в меловых. Проведенное в 2014 г. глубокое бурение на первой проектной скважине, вскрывшей залежи газа в меловых отложениях в объеме 338 млрд куб. м и более 100 млн тонн «легкой» нефти в юрских отложениях (по информации И.И. Сечина, «Известия» от 29.09.2014), полностью подтвердило результаты нашего прогноза. Новое месторождение носит теперь название «Победа».

Опыт многолетних комплексных геолого-гидрогеохимических исследований в пределах морских нефтегазоносных бассейнов, а также приведенные выше результаты работ показывают необходимость обязательного комплексирования сейсморазведочных и геолого-гидрогеохимических исследований на всех стадиях нефтегазопоисковых работ до производства глубокого поисково-разведочного бурения. В целом это позволит определить предполагаемый контур нефтяных и газовых залежей с их привязкой к конкретным опорным сейсмогеологическим горизонтам и определением возможных типов залежей.

Список литературы

Бурлин Ю.К., Ступакова А.В. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность // Разработка месторождений Арктического шельфа. Тронхейм, Норвегия, 2000. С. 15–35.

Ссылка на статью:

Ткаченко Г.Г., Ванштейн Б.Г. Основы эффективной методики нефтегазопоисковых геолого-гидрогеохимических исследований на Арктическом шельфе России // 70 лет в Арктике, Антарктике и Мировом океане. Сборник научных трудов (под ред. В.Д. Каминского, Г.П. Аветисова, В.Л. Иванова). СПб.: ВНИИОкеангеология, 2018. С. 477-482.