В пределах Южно-Коншонского бассейна открыто 22 газовых и нефтяных месторождения, таких как: Кыу Лонг, Южный Коншон, Ты Чинь-Вунгмау, Дай Хунг, Лан Тау, Лан До, Качо, Ронг Бай, Ронг Зой, Миа, Зыа и др., приуроченных к трещиноватым и эродированным породам фундамента (кристаллические сланцы, риолиты, филлиты, кварциты и магматические образования дораннекайнозойского возраста), а также к терригенным отложениям олигоцена, миоцена и базальным отложениям нижнего плиоцена. Большая часть месторождений приурочена к миоценовым песчаникам свит Дуа, Тонг, Манкау, Южный Коншон. Крупнейшее газовое месторождение имеет запасы 85 млрд м³.

В структурно-тектоническом плане район исследований располагается в зоне сочленения концевых участков трех осадочных бассейнов - Фукханьского, Кыулонгского и Южно-Коншонского, контролирующих зоны или системы сближенных разрывных нарушений северо-восточного и субмеридионального направлений, являющихся частью суперлинеаментов длительного развития и глубокого заложения (рис. 1).

Основные нефтегазоносные и перспективные нефтегазоносные осадочные бассейны шельфа Вьетнама с указанием мощности осадочного чехла в пределах 3–10 км приведены на рис. 1 [Вовк и др., 2008].

Субмеридиональная система разломов носит название Нгоклинь и контролирует Фукханьский и Южно-Коншонский осадочные бассейны, из которых первый пока бурением не изучен, а во втором выявлены месторождения нефти и газа. На карте кайнозойских бассейнов, приведенных в «Атласе геологии и геофизики Китайского моря» [Atlas..., 1994], эти бассейны в несколько уменьшенной конфигурации показаны под названиями Qui Nhoh Basin и West Wan’an Basin. Северо-восточная система разрывных нарушений Туихоа ограничивает на юге бассейн Фукхань, срезает северную часть бассейна Южный Коншон и полностью контролирует бассейн Кыулонг с нефтяными месторождениями. В упомянутом выше атласе бассейн имеет название Меконг.

До эоценового времени в пределах изученной площади на эрозионном срезе континента залегали отложения мезозоя и кайнозоя, представляющие в настоящее время фундамент приведенных выше бассейнов. В дальнейшем осадочные бассейны формировались в соответствии с планетарной активизацией процессов рифтогенеза. Основные тектонические события в позднем палеогене и неогене, вплоть до настоящего времени, протекали в неотектоническую и современную эпохи и сформировали общую структуру изученного района и его современный рельеф.

В процессе формирования исследуемого бассейна происходило накопление мощных толщ олигоцена, миоцена и плиоцен-голоцена, представленных преимущественно терригенными песчано-глинистыми отложениями (в низах разреза встречаются углистые пачки, а в нижнем миоцене – изверженные породы: туфы, андезиты, базальты) с общей мощностью осадочного чехла до 10 км и более.

В центральных частях бассейна в разрезе олигоцен-нижнемиоценовой части преобладают морские глинистые отложения с высоким содержанием рассеянного органического вещества (РОВ) (до 6%, в среднем 0,5–2,5%). РОВ относится в основном к III и II типам.

Основные нефтегазоматеринские отложения олигоцена и нижнего миоцена прошли зону главной фазы нефтеобразования и миграции. В то же время толща нижнемиоценовых глин играет роль региональной выдержанной покрышки. Однако в связи со значительной тектонической нарушенностью, обусловленной тем, что в процессе рифтогенеза происходило скалывание блоков фундамента по листрическим разломам и последующая их активация во время проявлений регионального сжатия, миграция УВ происходила в отложения среднего и верхнего миоцена, региональной покрышкой для которых являются глинистые отложения плиоцен-голоцена.

В связи со сложностью тектонического строения крупные локальные поднятия простого платформенного строения отсутствуют, большинство приразломных локальных структур и карбонатных тел ограничены нарушениями и имеют площадь до 150–300 км². По кровле выветрелых и трещиноватых пород фундамента площади и амплитуды поднятий максимальные, а вверх по разрезу поднятия выполаживаются, размеры их уменьшаются.

Определенный интерес представляют данные о нефтегазоносности пород фундамента [Вовк и др., 2008], представленных доломитами, известняками, доломитизированными известняками и глинистыми известняками. При испытании скважин из них были получены притоки воды, газа и нефти. При этом, что особенно важно, в газах практически повсеместно содержались концентрации СО₂ в пределах от 27 до 98%.

Представления о перспективах нефтегазоносности изученного района базируются на результатах ранее проведенных исследований и обобщениях геолого-геофизических материалов [Арышев, 2008], а также данных региональной сейсморазведки 2D 2009 года, отражающей строение осадочного чехла с сейсмостратиграфической привязкой семи опорных сейсмических горизонтов: ОГ Н20 (N₁³), ОГ Н30 (N₁²), ОГ Н76 (N₁²), ОГ Н80 (N₁¹), ОГ Н100 (N₁¹), ОГ Н180 (₽₃) и ОГ Н200 (Мz). Их привязка к данным глубокой поисково-разведочной скважины DH-1, пробуренной на морском месторождении Дай Хунг, которое располагается на юго-западном продолжении локальных структур изученного района в Южно-Коншонском осадочном бассейне, позволяет восстановить историю геологического развития района. Относительно мощная толща нефтематеринских отложений олигоцена и нижнего миоцена с коллекторами из песчано-глинистых пород и покрышками из нижнемиоценовых глин испытала в связи с продолжающейся активизацией этапов рифтогенеза значительную тектоническую нагрузку в виде сжатий и растяжений литосферных блоков. При этом сформировались многочисленные зоны трещиноватости и разломы, способствующие мобилизации и миграции углеводородов с локализацией их в приразломных локальных поднятиях, чему способствовали и спорадические проявления более позднего диапиризма.

Судя по имеющимся сейсмическим профилям, осадочный чехол имеет каркасно-блоковое строение с ловушками различного типа, благоприятными для локализации нефти и газа. Выявление этих ловушек может быть проведено только после изучения геолого-геохимической информации на основе совместного анализа материалов сейсморазведки 2D и результатов газогеохимической съемки, что и нашло отражение в данной статье.

В статье представлены результаты газогеохимических исследований на континентальном шельфе Вьетнама в пределах северо-восточной части Южно-Коншонского бассейна на концессионных блоках СОК «Вьетгазпром» (см. рис. 1). Исследования выполнялись в два этапа. На первом этапе проводились региональные геохимические исследования по сейсморазведочным профилям 2D с целью выделения площадных аномалий, характеризующихся различным соотношением метана, суммы «тяжелых» углеводородных газов и неуглеводородных газов, выявление их пространственной приуроченности к определенным тектоническим структурам, а также оценки их перспективности в отношении нефтегазоносного потенциала. На втором этапе в границах локальных структур, выявленных сейсморазведочными работами 2D с учетом геохимических исследований первого этапа, проводились детальные (по сети 2 × 2 км) комплексные гидрогеохимические исследования донных осадков и придонно-пограничного слоя водной толщи с изучением компонентного состава углеводородной и неуглеводородной газовой фазы, а также группового состава жидких нефтеподобных хлороформенных битумоидов.

В период проведения экспедиционных исследований первого и второго этапов было выполнено 2000 станций геохимического опробования донных осадков и воды из придонно-пограничного слоя водной толщи.

Поскольку в пределах лицензионных блоков 129–132 отсутствуют выявленные месторождения углеводородов, были проведены комплексные гидрогеохимические исследования по одному профилю в пределах морского месторождения углеводородов Дай Хунг, расположенного на сопредельной территории. Основной задачей работ на данном профиле было выявление масштабов интенсивности современных субмаринных разгрузок углеводородных компонентов, мигрирующих из залежей в донные осадки и придонно-пограничный слой водной толщи, что является необходимым для сопоставления с результатами детализационных комплексных гидрогеохимических исследований на изученных перспективных структурах.

Методика

Как на первом, так и на втором этапе газогеохимические исследования включали проведение экспедиционных работ, аналитические исследования в стационарной лаборатории и совместный анализ аналитических и сейсморазведочных данных.

Экспедиционные геохимические исследования проводились на НИС «Искатель» в 2009 г. и на НИС «Эмма» в 2010 г. Комплексные гидрогеохимические исследования проводились с применением регулярной сети станций пробоотбора из донных осадков и из придонно-пограничного слоя водной толщи, расположенных в местах пересечения сейсмических профилей. Донное опробование выполнялось 3-метровой колонковой гравитационной прямоточной трубкой, совмещенной с 10-литровым батометром (рис. 2), что позволило одновременно отбирать воду из придонно-пограничного слоя водной толщи. После извлечения керна донных осадков из керноприемника проводилась его документация с описанием керна и фотосъемкой, а также отбором проб на аналитические исследования. В интервале керна 1,5 м отбирались пробы донных осадков на дегазацию, а также пробы на определение жидких углеводородов и С_орг, которые упаковывались в полиэтиленовые пакеты и замораживались при температуре –20°С в морозильной камере. Из батометра отбирались пробы воды на дегазацию и экстракцию жидких углеводородов (УВЖ). Непосредственно в судовой лаборатории проводились следующие виды аналитических исследований: дегазация проб осадков и воды, экстракция УВЖ из проб воды, изготовление и просмотр мазковых препаратов, лиофильная сушка и истирание проб донных осадков.

Дегазация проб донных осадков и морской воды осуществлялась с помощью установки дегазации донных грунтов СУОК-ДГ. В установке применяется динамический принцип извлечения газов с помощью сверхзвукового эжектора, основанный на распылении воды, содержащей извлекаемые газы, до субмикронного уровня с одновременным созданием высокого разрежения в зоне распыления. Такой способ обеспечивает равномерную по эффективности дегазацию всех компонентов природных газов как из воды, так и из донных осадков и дает возможность избежать избирательного эффекта преимущественного извлечения легких газов с высокими коэффициентами диффузии по отношению к тяжелым газам с низкими коэффициентами. Извлечению газов из осадка предшествует размыв пробы и перевод газов в предварительно дегазированную водную среду. В ходе дальнейшей дегазации извлекаются как поровые газы из размытых частиц осадка, так и газ, перешедший из осадка в воду. Объем газа, получаемого из 300–350 г донного осадка, достигает 5–25 мл в зависимости от газонасыщенности. При дегазации морской воды пробу объемом 7 литров заливают непосредственно в разделительную емкость с последующим проведением дегазации.

Экстракция из придонно-пограничного слоя водной толщи. В реакционную емкость отбирается 500 мл морской воды. При помощи пипетки в пробу вводится 11 мл хлороформа (при этом пипетка в воду не опускается), после чего емкость герметично закрывается с помощью плотно прилегающей крышки либо с использованием фторопласта. В дальнейшем содержимое интенсивно перемешивается в течение 5–10 минут. Пробы отстаиваются не менее 3–4 часов до полного разделения фаз, при этом экстракт собирается в нижней части емкости. Пробы могут отстаиваться в пределах суток после слива воды из реакционных емкостей, далее они могут стоять еще 1–2 суток, а закрытые бюксы с хлороформенным экстрактом могут стоять несколько суток. После вода сливается, а хлороформенный экстракт (5 мл) переводится в бюксы при помощи пипетки. При переводе хлороформенного экстракта в бюксы важно, чтобы вместе с экстрактом в бюкс не попала вода. Подготовленные экстракты в бюксах с опущенными в них хроматографическими полосками ставятся в штатив и помещаются на испарение в вытяжной шкаф. При этом для соблюдения необходимых гигротермических условий (наличие воздуха, но без ветра, и тепла, но без прямых солнечных лучей) штатив накрывается картонным коробом с отверстиями. Испарение происходит в течение полусуток. Полученные хроматограммы собираются и кладутся под пресс на несколько часов, после чего они готовы для дальнейшего анализа.

Лиофильная сушка и истирание проб. Анализ «тяжелых» углеводородов (УВ) (С₆–С₂₄), группового состава жидких углеводородов, биомаркеров и С_орг требует особой пробоподготовки в силу высокой летучести компонентов УВЖ, а также микробиологических процессов окисления С_орг. Поэтому на первом этапе после отбора проб проводилась предварительная заморозка образцов в морозильной камере при температуре –20 °С. Далее выполнялось лиофильное высушивание (дегидрация) замороженных образцов при использовании лиофилизатора Coolsafe 110. Лиофильно высушенные образцы затем измельчались на лабораторной мельнице Retsch. Измельченная проба просеивалась через лабораторное сито «Вибротехник» с размером ячейки 0,25 мм. Фракция крупнее 0,25 мм подвергалась вторичному измельчению.

В стационарной лаборатории аналитические исследования включали: определение компонентного состава газообразных углеводородов (ГУВ), определение неуглеводородных газов, изотопный состав углерода в метане, измерения содержаний в осадках «тяжелых» УВ от С₆ до С₂₄, содержаний бескарбонатного органического углерода С_орг, биомаркеров и определение группового состава УВЖ в экстрактах осадка и воды.

Определение компонентного состава ГУВ (метана и его гомологов) в газовой фазе из продегазированных проб донных осадков и придонной воды проводилось методом газовой хроматографии на хроматографе с пламенно-ионизационным детектором SHIMADZU 2014. Для построения многоуровневой градуировки в ходе аналитических исследований использовалась поверочная газовая смесь состава: C₂H₆+C₃H₈+i-C₄H₁₀+C₄H₁₀+C₂H₄+C₅H₁₂+CH₄+i-C₄H₈+n-C₄H₈+i-C₅H₁₂+C₅H₁₀ (ГОСТ 8.578-2002), изготовленная ООО «Мониторинг» (Санкт-Петербург).

Определение состава неуглеводородных газов (He, H₂, CO₂, O₂, N₂) в газовой фазе из дегазированных проб донных осадков выполнялось методом газовой хроматографии на хроматографе SHIMADZU 2014 с детектором по теплопроводности. Для калибровки хроматографического метода использовалась поверочная газовая смесь состава: He+H₂+CO₂+O₂+N₂ (ГОСТ 8.769-2002).

Компонентно-хроматографический анализ группового состава жидких углеводородов хлороформенных битумоидов (ХБ) проводился в соответствии с авторским свидетельством Л.П. Пономарёвой и др. (№ 1211222 «Способ количественного определения группового состава нефтяных углеводородов в морских донных осадках». Роспатент, 1986) с разделением на фракции масел, смол нейтральных и окисленных в аналогичных системах растворителей с последующим их отделением. Содержание парафинов определялось весовым методом с предварительной обработкой экстракта петролейным эфиром с пределами выкипания 40–70 °С.

Определение состава «тяжелых» углеводородов С₆–С₂₄ в экстрактах, полученных из лиофильно высушенных проб донных осадков, проводилось методом газовой хроматографии на газовом хроматографе SHIMADZU 2010, оснащенном автосамплером АОС-10i.

Определение бескарбонатного органического углерода проводилось с помощью автоматического экспресс-анализатора углерода Shimadzu TOC-Vcsn. Данный метод предполагает сжигание лиофильно высушенного осадка в атмосфере кислорода при температуре 900°С с последующим фотометрическим определением образовавшегося СО₂. Диапазон измеряемых концентраций углерода составляет 0,1–30 мгС, что соответствует диапазону вариаций содержания С_орг в донных осадках акватории Мирового океана.

Определение молекулярных биомаркеров в донных осадках. Аналитическая процедура изучения органической составляющей осадков (РОВ) включала экстракцию битумоидов, определение их группового состава, хроматографическое фракционирование с выделением суммы метано-нафтеновой и ароматической фракций УВ, ГХ-МС-анализ н-алканов, циклических и полиароматических (ПАУ) углеводородов. ГХ-МС-анализ углеводородных фракций проводился на комплексе Hewlett Packard 6850/5973 с квадрупольным масс-детектором и программным комплексом обработки аналитической информации MSD.

Изотопный анализ углерода углеводородных газов проводился на изотопном масс-спектрометре в конфигурации GC-C-IRMS в лаборатории геохимии углерода Института геохимии и аналитической химии им. В.И. Вернадского РАН (Москва).

Методика обработки и интерпретации аналитических данных. Базовой основой для интерпретации аналитических данных являлся комплект геохимических карт масштаба 1:500 000 при региональных исследованиях (первый этап) и масштаба 1:200 000 при детализационных исследованиях (второй этап), что предусматривает необходимость предварительной статистической обработки геохимических данных, в частности для выбора геохимического фона и оценки природной изменчивости геохимических параметров. При этом наиболее информативным параметром при построении геохимических карт является газонасыщеность донных осадков, рассчитанная для каждого компонента газовой фазы. Необходимость данного пересчета обусловлена двумя преимуществами. Во-первых, получением содержаний конкретного компонента в конкретной массе породы, что позволяет получить истинную картину газонасыщенности изученного разреза донных осадков. Во-вторых, обеспечивает контроль количественной оценки общих содержаний компонентного состава газовой фазы, которая в общем случае не должна превышать 100%. Поэтому дополнительно при построении карт эпигенетичных аномальных концентраций метана и суммы тяжелых углеводородных газов, кислорода, азота и углекислого газа, а также при построении комплексных геолого-геохимических разрезов учитывались концентрации газообразных углеводородов и неуглеводородных газов, пересчитанные в n × 10^-n смⁿ/кг. Данный пересчет позволяет учитывать как значения концентраций конкретного компонента газовой фазы, полученного на хроматограмме, так и общий объем газовой фазы, выделенный при дегазации проб донных осадков, и вес дегазируемой пробы. Расчет проводился по формуле:

V_г = (V₁ × V₂ × 10)/Q,

где V_г - объем газа, см³/кг; V₁ - общий объем дегазированной газовой фазы; V₂ - объем конкретного компонента газовой фазы - С₁ и т.д. до С5; Q - вес пробы в граммах.

Как показывает многолетний опыт наших исследований на различных акваториях морей и океанских шельфах, сопряженных с материковыми склонами и их подножиями, в том числе на нефтегазоносных и нефтегазоперспективных площадях, повсеместно отмечались прямые корреляционные связи между аномальными концентрациями газообразных углеводородов и некоторых неуглеводородных газов с глубинными структурными элементами, проявленными на временных сейсмических разрезах. В первую очередь это зоны потери корреляции сейсмической записи в зонах разломов, на крыльях или в сводовых частях антиклинальных перегибов, в зонах выклинивания отдельных толщ и при угловых стратиграфических несогласиях, а также в зонах фациальной изменчивости отдельных литологических разностей. Наличие таких аномалий в пределах комплексного геолого-геохимического разреза позволяет отделить фоновые концентрации от минимально аномальных и аномально-экстремальных значений. В последних ведущая роль принадлежит эпигенетичной составляющей, а доля сингенетичной газовой фазы остается в пределах фоновых концентраций. Наличие эпигенетичных аномалий рассматривается как прямой индикатор проявлений нефтеподобных и газообразных углеводородов в разрезе осадочного чехла или связанных с конкретными структурными элементами.

Анализ аналитических данных в пределах конкретных структур, выделенных по результатам сейсморазведки 2D, позволил определить аномальные концентрации геохимических параметров, которые в морфологическом плане могут образовывать различные типы аномалий, отражающие контур скоплений углеводородов или залежей, к которым относятся кольцевые и площадные аномалии. Для отдельных структур характерны линейные аномалии, приуроченные к разлому, пересекающему сейсмический контур структуры, что также указывает на наличие скоплений углеводородов в ее недрах при отсутствии других аномалий.

При интерпретации аналитических данных вдоль отдельных сейсмических профилей строились комплексные литолого-геохимические разрезы (рис. 3), на которых представлены результаты полевого описания колонок донных осадков позднечетвертичных и современных отложений, залегающих непосредственно на поверхности дна, а также графики распределения углеводородных и неуглеводородных газов, что и обеспечивало комплексный геолого-геохимический характер интерпретации.

Результаты и обсуждение

Комплексный гидрогеохимический профиль на месторождении Дай Хунг. Плановое положение профиля показано на рис. 4. Всего было выполнено 10 станций пробоотбора с шагом 1 км с отбором проб донных осадков и воды из придонно-пограничного слоя водной толщи. Станции пробоотбора располагались вкрест генерального северо-восточного направления структуры месторождения.

Глубины моря в пределах участка пробоотбора варьируются от 107 до 114 м. Сводовая часть поднятия, к которому приурочено месторождение Дай Хунг, проявлена в рельефе дна в виде положительной растущей морфоструктуры, о чем свидетельствуют залегающие на поверхности дна литифицированные ракушники. В колонках донных осадков были встречены ракушники, глинистые пески, светло-голубовато-серые до темно-серых алевритистые глины сухарного типа, а также голубая глина. Пробы для газового и люминесцентного анализа отбирались только из восстановленных субаэральных глин.

В характере распределения компонентов в газовой фазе отразилась контролирующая роль зон разломов. Так, на станциях W-1, W-2, W-3 и W-9, приуроченных к зонам разломов (см. рис. 4), наблюдаются ураганные концентрации метана, составляющие 1244,1, 1724,2, 944,1 и 1789,8 × 10^-4 см³/кг соответственно, а минимальная аномальная концентрация, характерная для станции W-7, составила 540,8 × 10^-4 см³/кг (рис. 5).

Столь высокие концентрации газообразных углеводородов на мелководье объясняются отсутствием в разрезе позднечетвертичных донных осадков мощной илистой покрышки, которая препятствует выходу ураганных концентраций газообразных углеводородов. Наличие мощной илистой покрышки в глубоководной части находит отражение в характере распределения содержаний газообразных углеводородов, где на общем геохимическом фоне появляются контрастные аномальные концентрации в пределах локальных глубоководных структур с единичными проявлениями ураганных концентраций По сумме гомологов метана (С₂–С₅) ураганные концентрации, соответственно, составили 1055,1, 1556,8, 988,8 и 1517,9 × 10^-4 см³/кг, а на станции W-3 обращают на себя внимание более высокие концентрации суммы гомологов метана, чем концентрации самого метана, что является, по-видимому, характерным для нефтяных шельфовых месторождений Вьетнама.

В распределении содержаний двуокиси углерода (СО₂) и азота (N₂) в донных осадках наблюдается их корреляция друг с другом, в то время как содержание кислорода отличается собственным характером распределения.

В содержании жидких углеводородов ХБ в донных осадках отмечается некоторое повышение их концентраций над зонами разломов.

Наибольший интерес представляют распределения газообразных и жидких углеводородов на комплексном гидрогеохимическом профиле (см. рис. 5) в пробах воды из придонно-пограничного слоя водной толщи. Концентрации газообразных углеводородов на всем его протяжении стабильно высокие. В целом по метану они превышают 100 нл/л и варьируются в пределах от 118,6 до 243,1 нл/л, что характерно для глубоководной зоны. Две станции с максимальными содержаниями (162,6 нл/л на станции W-1 и 243,1 нл/л на станции W-8) локализованы в сводовой части месторождения. По сумме гомологов метана С₂–С₅ характер кривой практически повторяет кривую распределения метана при содержаниях от 22,0 до 56,9 нл/л. Экстремальные концентрации во всех случаях контролируются зонами разломов или прямо связаны с участком точечной субмаринной разгрузки из нефтяной залежи.

Более четкая картина наблюдается в распределении жидких углеводородов ХБ. Суммарные аномальные концентрации группового состава приурочены к станциям W-1 и W-9, пространственно согласуясь с зонами разломов, и, по-видимому, отражают один из контуров нефтяной залежи. При этом они отчетливо тяготеют к отраженной в морфологии рельефа дна локальной структуре.

Региональные геохимические исследования по сейсморазведочным профилям 2D. Основной задачей этих исследований являлось создание «каркасной сети» района работ, выделение участков для постановки детализационных работ и оценка степени их перспективности в отношении нефтегазового потенциала. С этих позиций наибольший интерес представляет распределение газообразных углеводородных и неуглеводородных газов.

Газообразные углеводороды. Распределения эпигенетичных аномалий метана и суммы тяжелых углеводородных газов (ТУВГ) приведены на рис. 6 и 7. По соотношению метана и суммы ТУВГ выделяются однокомпонентные аномалии, представленные или существенно метаном, или суммой ТУВГ, и двухкомпонентные аномалии, где метан и суммы ТУВГ являются коррелянтами.

В морфологическом плане в распределении эпигенетичных концентраций метана и суммы ТУВГ выделяются два типа аномалий. Первый тип аномалий имеет более или менее изометричную и овальную конфигурации, которые могут быть связаны со скоплениями углеводородов в разрезе осадочного чехла в локальных структурах различного типа. Второй тип аномалий - в виде морфологически линейно вытянутой протяженной и цепочковидной форм, как правило, связаны с разрывными нарушениями.

В общем характере распределения выделенных типов аномалий наблюдается четкая контролирующая роль разломов северо-восточного направления, а также субмеридиональной ориентировки. В меньшей мере проявляется контролирующая роль разломов северо-западного направления. При этом распределение аномальных концентраций газообразных углеводородов подчеркивает общий структурно-тектонический характер глубинного строения исследуемой площади в виде характерной каркасно-блоковый структуры. Наиболее контрастно это проявлено на карте эпигенетичных аномальных концентраций суммы ТУВГ (см. рис. 7).

Неуглеводородные газы. В характере распределения аномальных концентраций неуглеводородных газов также отражается контролирующая роль генерального северо-восточного и субмеридионального направления разрывной тектоники (рис. 8–10). В их распределении также наблюдается два типа аномалий: первый тип - площадные аномалии сложной конфигурации, отражающие их приуроченность к узлам сопряжения разломов упомянутых выше систем; второй - линейный, подчеркивающий отражение какого-либо конкретного разлома. Крупный аномальный участок по СО₂, проявленный только в пределах юго-западной части акватории (см. рис. 8), имеет северо-восточную ориентировку, в большей или меньшей мере согласующуюся с аномальными концентрациями азота и кислорода.

Наиболее протяженный участок с отдельными аномалиями кислорода и азота наблюдается в северо-западной и северо-восточной частях акватории (см. рис. 9, 10) у подножия материкового склона. В морфологическом плане все эти аномалии контролируются разломами субмеридиональной или северо-восточной ориентировки (см. рис. 9, 10), где аномальные концентрации кислорода и азота достигают наиболее высоких значений. Здесь в распределении аномальных концентраций СО₂ наблюдаются только единичные одно-, двух- и трехточечные аномалии (см. рис. 8).

В пределах юго-западной части акватории наблюдается аномальный участок, где кислород, азот и углекислый газ являются коррелянтами (см. рис. 8–10). Однако значения аномальных концентраций кислорода и азота здесь значительно более низкие по сравнению с таковыми у подножия материкового склона.

С учетом выделенных типов аномалий и их приуроченности к конкретным структурам были выделены семь детализационных участков для проведения дальнейших поисково-разведочных комплексных геолого-геохимических исследований, из которых шесть перспективны на нефть и газ, а один - на газ и газогидраты.

Детальные комплексные гидрогеохимические исследования в пределах локальных структур. По результатам сейсморазведочных работ 2D и комплексных геолого-газогеохимических исследований первого этапа было выделено семь первоочередных наиболее перспективных структур для детализационных исследований. В пределах этих локальных структур были проведены детализационные газогеохимические исследования по сейсморазведочным профилям 2D второго этапа по сети 2 × 2 км. Как отмечалось ранее, станции пробоотбора донных осадков и воды из придонно-пограничного слоя водной толщи располагались в точке пересечения сейсморазведочных профилей 2D.

Основной задачей детализационных газогеохимических исследований являлось выявление геохимических аномалий углеводородных и неуглеводородных газов в донных осадках и воде из придонно-пограничного слоя водной толщи, а также группового состава жидких углеводородов ХБ в донных осадках и придонно-пограничном слое водной толщи, связанных со скоплениями и, возможно, с залежами углеводородов в пределах перспективных локальных структур.

Анализ структурно-геохимических карт донных отложений показал, что все изученные структуры или их отдельные элементы (крылья, периклинали) характеризуются наличием аномалий по всем компонентам. При этом точечные аномалии образуют различные по своим контурам формы - от изометричных до неправильных, линейно вытянутых, фрагментарно полукольцевых или кольцевых. Последние, как правило, локализованы вдоль периферии обобщенных сейсмических контуров.

Миграционные аномалии углеводородных компонентов в придонно-пограничном слое водной толщи наиболее интенсивны и локализуются либо внутри обобщенного сейсмического контура структур, либо оконтуривают их, образуя в морфологическом плане полукольцевые или кольцевые аномалии, также непосредственно тяготеющие к их контурам.

Наибольший интерес с точки зрения перспективности на возможность наличия залежей углеводородов в разрезе осадочного чехла представляет структура I, которая располагается в юго-западной части акватории на глубинах от 1000 до 2000 м. Обобщенный контур выделяется по опорным сейсмическим горизонтам Н20 (N₁³), Н30 (N₁²), Н80 (N₁¹), Н180 (₽₃) и Н200 (Мz).

На карте эпигенетичных концентраций метана в донных осадках (рис. 11а) минимальная аномальная концентрация метана составляет 30 × 10⁴ см³/кг, изогаза которой оконтуривает общую интенсивную аномалию с экстремальными значениями 50–100 × 10⁴ см³/кг и более. При этом в целом одна часть аномалии полностью контролируется контуром по Н20 (N₁³), а другая - выходит за пределы в северо-западной и особенно в юго-западной части.

В конфигурации изогаз метана в пределах структуры I наблюдается полукольцевое обрамление ее юго-западной периклинали, а далее к северо-востоку подчеркивается линейный характер структуры с отдельными контрастными аномалиями, приуроченными к ее крыльям. Следует подчеркнуть, что к структурной перемычке по Н180 (₽₃) и Н200 (Mz) между структурами I и II приурочена аномалия с экстремальными значениями более 200 × 10^-4 см³/кг, что свидетельствует о благоприятных поисковых перспективах в ее пределах (см. рис. 11а).

На карте эпигенетичных аномалий суммы гомологов метана C₂–C₅ в донных осадках (рис. 11б) минимальные аномальные концентрации составляют 5 × 10^-4 см³/кг. При этом оконтуренная интенсивная аномалия располагается либо внутри, либо на крыльях описываемой структуры. При использовании минимальной аномальной концентрации в 2 × 10^-4 см³/кг, как это было принято при региональных геохимических исследованиях, контур аномалии в юго-западной части выходит за пределы обобщенного контура структуры. В пределах структуры I характер распределения изогаз в концентрациях 10–20 × 10^-4 см³/кг и более в целом является фрагментарно кольцевым, тяготеющим к крыльям, а в ее юго-западной части смещается к своду.

На карте эпигенетичных аномальных концентраций двуокиси углерода (CO₂) донных осадков (рис. 11в) общий характер распределения изогаз в целом коррелируется с аномальными концентрациями метана и суммой его гомологов, что может быть связано с зараженностью залежи CO₂, которое характерно для многих нефтяных и газовых месторождений шельфа Вьетнама [Арешев, 2003; Вовк и др., 2008]. Минимально аномальная концентрация здесь составляет 1,0 × 10^-4 см³/кг.

В пределах структуры I аномалии концентраций CO₂ характеризуются более высокой интенсивностью в распределении изогаз 2,0 и 4,0 × 10^-4 см³/кг, а в эпицентре аномалии достигают значений более 8,0 × 10^-4 см³/кг. Последняя располагается только в своде расширяющейся юго-западной части обобщенного контура этой линейной структуры по НЗО (N₁²) и, вероятно, связана с наличием здесь залежи углеводородов в отложениях среднего миоцена. В остальной части структуры I аномальные концентрации локализуются либо на ее крыльях, либо образуют две изолированные аномалии в своде ее центральной и северо-восточной частях, которые могут быть связаны с локальными залежами УВ на других стратиграфических уровнях осадочного чехла.

На карте аномальных концентраций жидких углеводородов ХБ в донных осадках (рис. 11г) аномальные концентрации отражены в соответствующих изолипах градациями 0,02, 0,04 и 0,1 вес.%. В пределах структуры изолипы аномальных концентраций ХБ локализуются во внутреннем обобщенном сейсмическом контуре вдоль ее северного крыла, а на западной периклинали аномалия не замыкается. На восточной периклинали аномальные концентрации замыкают структуру, вероятно ограничивая контур существующего в пределах структуры крупного скопления углеводородов. На южном крыле структуры аномальные концентрации менее контрастны, что может быть обусловлено недостаточным количеством станций пробоотбора за пределами ее контура. В южной части восточной периклинали структуры выявлена более контрастная и интенсивная аномалия. Следует отметить, что эта же аномалия оконтуривает всю восточную периклиналь структуры, что в целом может соответствовать контуру еще одной залежи в разрезе ее осадочного чехла.

Карта миграционных аномальных концентраций метана CH₄ в придонно-пограничном слое водной толщи (рис. 12а) свидетельствует об интенсивности современных миграционных процессов из скоплений углеводородов в осадочном чехле в водную толщу. Общая минимальная аномальная концентрация метана для структуры составляет 80 нл/л. Характер распределения изогаз в общих чертах коррелируется с аномальными концентрациями метана из донных осадков. Несколько более высокие концентрации, превышающие 100 нл/л, локализуются в пределах контура структуры по сейсмическим горизонтам Н180 (₽₃) и Н200 (Mz).

На карте миграционных аномалий суммы гомологов метана C₂–C₅ в придонно-пограничном слое водной толщи (рис. 12б) минимальная аномальная концентрация составляет 30 нл/л. Полукольцевые фрагменты в конфигурации изогаз создаются аномалиями с содержаниями, несколько превышающими 50 нл/л, а в единичных случаях выявлены отдельные станции с концентрациями 100 и 200 нл/л. В общих чертах характер распределения изогаз по воде коррелируется с данными по донным осадкам. В пределах структуры I более или менее замкнутый кольцевой рисунок создает аномалии в 30 и 50 нл/л внутри юго-западной расширенной части ее контура, а далее в северо-восточном направлении аномалии тяготеют к ее северной периклинали. К сожалению, за пределами южного крыла структуры станций пробоотбора нет, что тем не менее не исключает вывода о наличии залежей, связанных с отдельными стратиграфическими уровнями осадочного чехла.

На карте миграционных аномальных концентраций жидких углеводородов ХБ в придонно-пограничном слое водной толщи (рис. 12в) минимальная аномальная концентрация составляет 5 мг/л, а остальные линии равных концентраций в изогазах проведены через 10, 20 и 40 мг/л.

Структура I практически полностью обрамлена кольцевой аномалией, состоящей из «цепочки» аномалий жидких углеводородов ХБ в 10 мг/л, локализующихся в пределах юго-западной половины структуры. Вдоль ее южного крыла аномальные концентрации возрастают до 20 и несколько более до 40 мг/л. Такое обрамление данной структуры может соответствовать контуру скоплений углеводородов в залежах типа газовой, газоконденсатной или нефтяной. Это предположение подтверждается субмаринными разгрузками углеводородных компонентов в реальном режиме времени - в период проведения экспедиционных работ.

Заключение. В газовой фазе позднечетвертичных донных осадков в пределах изученного опробованием интервала присутствуют углеводородные и неуглеводородные компоненты, в которых выделяются фоновые и аномальные концентрации, отвечающие их сингенетичной и эпигенетичной природе соответственно. Эпигенетичные аномальные концентрации метана и суммы «тяжелых» углеводородных газов, а также сопутствующие им неуглеводородные газы (в первую очередь СО₂) отражают их миграционный характер и связь с вероятными скоплениями углеводородов в разрезе осадочного чехла.

В региональном плане площадное распределение эпигенетичных аномалий газообразных углеводородов четко отражает каркасно-блоковую структуру глубинного строения исследуемого района, что находит свое отражение и в рельефе дна, развивающегося на основе принципа унаследовательности.

Выделяется два типа эпигенетичных аномалий в распределении концентраций метана и суммы «тяжелых» углеводородных газов в зависимости от их морфологии. Аномалии первого типа имеют более или менее изометричную (близкую к овальной) форму и, соответственно, носят площадной характер. Эти аномалии связаны со скоплениями углеводородов в разрезе осадочного чехла в локальных структурах различного типа и являются поисковым признаком на обнаружение продуктивных залежей углеводородов. Аномалии второго типа имеют линейную форму (непрерывную и/или прерывистую) и связаны с разрывными нарушениями. Данные аномалии могут быть связаны как с залежами углеводородов в осадочной толще, так и с глубинными (мантийными) эманациями.

В распределении площадных и линейных аномалий наблюдается четкая контролирующая роль тектонических нарушений северо-восточного и субмеридионального направлений. В меньшей мере проявляется контролирующая роль разломов северо-западного направления. Наиболее контрастно это проявлено на карте эпигенетичных аномальных концентраций суммы «тяжелых» углеводородных газов.

Профильные исследования на месторождении Дай Хунг показали высокую эффективность применяемых методов при оценке перспектив потенциальной нефтегазоносности в пределах локальных структур.

Анализ структурно-геохимических карт донных отложений показал, что все изученные структуры или их отдельные элементы (крылья, периклинали) характеризуются наличием аномалий по всем компонентам. При этом точечные аномалии образуют различные по своим контурам формы: от изометричных до неправильной формы, линейно вытянутые, фрагментарно полукольцевые или кольцевые. Последние, как правило, локализованы вдоль периферии обобщенных сейсмических контуров.

Миграционные аномалии углеводородных компонентов в придонно-пограничном слое водной толщи наиболее интенсивны и локализуются либо внутри обобщенного сейсмического контура структур, либо оконтуривают их, образуя в морфологическом плане полукольцевые или кольцевые аномалии, также непосредственно тяготеющие к их контурам.

Авторы статьи считают своим долгом выразить благодарность за плодотворное сотрудничество представителям СОК «Вьетгазпром» - директору по геологоразведочным работам С.П. Михайленко и геологу С.В. Кольцову.

Список литературы

Арешев Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии. М.: Аванти, 2003. 288 с.

Вовк В.С., Гулев В.Л., Дзюбло А.Д. и др. Нефтегазоносность фундамента шельфа северного и центрального Вьетнама // Геология нефти и газа. 2008. Вып. 2. С. 33–40.

Аtlas of Geology and Geophysics of China Seas and Adjacent Regions Science Press Bejing. New York, 1994. 94 р.

Ссылка на статью:

Ткаченко Г.Г., Ванштейн Б.Г., Рыськова Е.О., Семенов П.Б., Ермакова Л.А., Илатовская П.В. Комплексные геолого-газогеохимические исследования на континентальном шельфе Социалистической Республики Вьетнам // 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. 492-506.