Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: море Лаптевых

Dangerous gas-saturated objects in the world ocean: the Laptev Sea

V. BOGOYAVLENSKY,
Oil and Gas Research Institute of RAS, Gubkin Russian State University
of Oil and Gas,
G. KAZANIN,
JSC Marine Arctic
Geological Expedition (MAGE),
A. KISHАNKOV,
Oil and Gas Research Institute of RAS, Gubkin Russian State University
of Oil and Gas

Приведены основные признаки выявления на материалах сейсморазведки аномальных объектов в верхней части разреза (ВЧР), обусловленных наличием залежей газа в свободном и гидратном состояниях. Впервые на большом объеме (более 3500 км) данных сейсмопрофилей МОГТ ОАО «МАГЭ» в море Лаптевых выявлены и проанализированы потенциальные залежи газа в ВЧР. Доказан высокий уровень газонасыщенности среднемиоцен-четвертичных терригенных отложений, представляющих опасность для проведения буровых работ и значительный интерес для обеспечения локальных потребностей на материковой суше и островах Арктики.

The article cites the main features of anomalous objects in the upper part of the seismic section, due to the presence of gas deposits in the free and hydrated states. For the first time on a large volume (more than 3500 km) of CDP seismic data of JSC «MAGE» in the Laptev Sea were identified and analyzed potential shallow gas deposits. The high level of gas saturation of the Middle Miocene-Quaternary terrigenous clastic sedimets, which are dangerous for conducting drilling operations and significant resources for providing local needs in the continental land and islands of the Arctic, is proved.

В последние десятилетия во всем мире большое внимание уделяется вопросам изучения локальных неоднородностей верхней части разреза (ВЧР – глубины до 500 – 900 м) на акваториях Мирового океана и на суше, часто связанных с газонасыщенностью [1 – 23]. Залежи газа в ВЧР представляют высокую опасность при проведении буровых работ, особенно в условиях ограниченного пространства морских платформ. Выбросы газа из ВЧР при бурении скважин создали многие сотни аварийных и катастрофических ситуаций во всех нефтегазодобывающих странах мира, включая Россию и СНГ, в которых погибли десятки буровых установок и судов нередко с членами экипажа [1 – 3]. По данным MMS (Minerals Management Service), в 1980 – 2006 гг. в мире произошло более 500 выбросов газа и смесей углеводородов, включая 165 в США. В Арктической зоне России в 2014 – 2017 гг. выявлено около 10 гигантских кратеров выброса газа и около 300 озер, на дне которых обнаружены сотни и тысячи кратеров [1 – 2, 6].
Появление новых технологий и технических средств бурения снижает риски, но не гарантирует полную безопасность. Поэтому поисково-разведочные работы на морских месторождениях всегда сопровождаются комплексными исследованиями ВЧР.
Изучение газонасыщенности ВЧР (включая залежи газа в свободном или гидратном состояниях) и дегазации недр в виде сипов (seep – просачивание) представляет интерес при поиске традиционных залежей УВ ниже ВЧР. Кроме того, оно представляет особый интерес в связи с глобальным потеплением климата, так как эмиссия газа в атмосферу оказывает существенное влияние на усиление «парникового эффекта» [1, 2, 6].
Газ в залежах ВЧР может иметь биогенный (in situ) и глубинный (катагенетический) генезис. Препятствием выходу газа в гидро- и атмосферы в придонных отложениях обычно служат глинистые флюидоупоры (покрышки). В Арктике, включая мелководный шельф, дополнительным региональным флюидоупором служат практически непроницаемые многолетнемерзлые породы (ММП). Движущийся в субвертикальном направлении газ, встречая флюидоупоры в ВЧР, начинает распространяться в пластах – резервуарах в субгоризонтальном направлении, нередко формируя крупные по размерам залежи, называемые газовыми карманами (gas pockets, shallow gas) [1 – 3, 6]. При этом газ, контактируя с пластовыми водами, при благоприятных термобарических условиях может формировать также залежи газовых гидратов, которые практически непроницаемы, как и ММП.
Мигрирующий в субгоризонтальном направлении газ, встречая ослабленные зоны – каналы дегазации (разломы, талики), прорывается на поверхность земли или в водную толщу, формируя сипы. В результате акустических исследований в Мировом океане выделяются многочисленные выходы газа, имеющие вид «газовых факелов» (gas flares). Каналы вертикальной миграции через ВЧР, получившие название газовые трубы (gas chimneys, gas pipes), можно наблюдать на временных разрезах МОГТ. Часто на самом дне верхняя часть этих каналов выглядит в виде углублений – покмарок (pockmarks), нередко с брустверами выброшенной породы [19]. А сами залежи газа в ВЧР обычно выделяются в виде локальных аномальных зон на временных разрезах стандартной сейсморазведки МОГТ и особенно хорошо при проведении высокоразрешающей сейсморазведки.
Мировой и отечественный опыт Сейсмическим аномалиям, указывающим на газопроявления в ВЧР, и вопросам дегазации недр посвящено большое количество исследований в различных акваториях Мирового океана: Северное море [24], атлантическое побережье Испании [17], Баренцево море [1, 8, 10 – 13], Черное море [23], Охотское море [2, 3, 6, 14], Японское море [21], шельф Южной Кореи [20], Южно- Китайское море [18] и др.
В течение 20 лет в США Бюро по управлению энергетикой океана BOEM (Bureau of Ocean Energy Management) проводятся исследования сипов газа и нефти в глубоководной части Мексиканского залива. При анализе данных сейсморазведки на площади 230 тыс. км2 выявлено около 35 тыс. аномалий сейсмических записей отраженных волн, обусловленных наличием неоднородностей в ВЧР, в первую очередь карманами газа. Таким образом, в среднем встречается одна аномалия на 6,6 км2.

Изучение газонасыщенности ВЧР (включая залежи газа в свободном или гидратном состояниях) и дегазации недр в виде сипов (seep – просачивание) представляет интерес при поиске традиционных залежей УВ ниже ВЧР. Кроме того, оно представляет особый интерес в связи с глобальным потеплением климата, так как эмиссия газа в атмосферу оказывает существенное влияние на усиление «парникового эффекта».

Во многих случаях газовые карманы содержат сотни миллионов и даже миллиарды кубометров газа. На шельфе Нидерландов, по данным сейсморазведки, выявлено около 150 залежей газа в ВЧР (во многих метан биогенного происхождения) [15]. В 2007 – 2011 гг. в его северной части началась газодобыча на первых трех месторождениях в ВЧР и подготовлены к разработке еще пять. В период 2007 – 2014 гг. на них добыто более 8 млрд м3 газа.
В 2005 г. в Северном море в Норвежском канале при бурении поисковой скважины 35/2 – 1 (61,89° с.ш., 3,33° в.д.) на глубине воды 384 м компанией Norsk Hydro (ныне Statoil) было открыто месторождение газа Peon, представленного на 99,54 % метаном преимущественно биогенного генезиса [22]. Особенностью этого месторождения является то, что залежь содержится в песчаниках плейстоцена на глубине всего 164 м от дна (548 м от поверхности моря), а покрышка – глины плейстоцена. При этом ее размеры достигают 18х6,5 км, площадь – более 100 км2, высота – до 31 м, а проницаемость коллектора – до 4 Д. В 2009 г. с ППБУ «Transocean Winner» была пробурена разведочная скважина 35/2 – 2, при испытании которой был получен мощный приток газа дебитом 1 млн м3/сут (штуцер 42 мм). По данным NPD, извлекаемые запасы оценены в диапазоне 15 – 30 млрд м3.
Изучение приповерхностных залежей свободного газа и газовых гидратов в арктических морях является одним из направлений работы ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (МАГЭ) [8, 10 – 12]. Компания основана в Мурманске в 1972 г. и занимает особое место в истории исследования Арктического шельфа России. МАГЭ положила начало систематическому изучению акваторий Арктики и внесла большой вклад в открытие Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции. В 1996 г. ведущие ученые и специалисты, включая академика И.С. Грамберга и профессора Я.П. Маловицкого, были удостоены Государственной премии за научное обоснование и открытие крупной базы нефтегазовой промышленности на шельфе Западной Арктики.
В настоящее время МАГЭ проводит работы по изучению строения различных регионов Арктики и Мирового океана и активно использует инновационные технологии зарубежной и отечественной морской геофизики, включая подледную сейсморазведку, многокомпонентные сейсмические исследования в транзитных зонах, а также высокоразрешающую сейсморазведку при инженерно-геологических исследованиях [10 – 12].

В ИПНГ РАН ведутся планомерные исследования архивных данных региональных и локальных сейсмических разрезов МОГТ 2D – 3D, полученных в различных регионах Мирового океана и суши. В Охотском море в результате комплексного анализа региональных и локальных сейсмических разрезов МОГТ ОАО «ДМНГ» шельфа Охотского моря в ВЧР обнаружено более 200 газовых карманов и выделены три зоны вероятного распространения газовых гидратов (во впадине ТИНРО – впервые) [3]. На основе статистического анализа показано, что чаще всего встречаются небольшие залежи газа размером до 1 км (42,2 %) и менее 2 км (80,3 %). Средний размер залежей составляет 1370 м. Почти две трети залежей газа (64,3 %) расположены на глубинах до 400 м от дна, а средняя глубина составила 345 м. В пересчете на общую длину сейсмопрофилей газовые карманы встречаются в среднем примерно через 20 км, а в площадном отношении это будет один карман примерно на 40 км2 (с учетом среднего размера карманов).


В данной работе приведены результаты исследований региональных сейсмических материалов МОГТ ОАО «МАГЭ» по морю Лаптевых – с целью выявления неоднородностей в ВЧР, связанных с возможным присутствием залежей газа в свободном и гидратном состояниях.
Краткий геологический очерк о Лаптевоморском регионе Море Лаптевых расположено в центральной части шельфа Российской Арктики и, по нашим расчетам, имеет площадь около 673 тыс. км2. Море большей частью мелководное – около 70 % его площади имеет глубины до 100  м. В северной части на континентальном склоне (периферия котловин Нансена и Амундсена) его глубина резко нарастает и достигает 3385 м в котловине Нансена.
Степень изученности моря Лаптевых сейсморазведкой МОГТ представлена на рис. 1. Наибольшей плотностью размещения сейсмопрофилей характеризуется его юго-западная часть. На прилегающей суше вблизи Хатангского залива более полувека назад было открыто несколько небольших месторождений нефти, включая Нордвикское (рис. 1, а). К востоку от этих месторождений вблизи от берега пробурены скважины: Гуримисские, Восточная, Усть-Оленекская (рис. 1, б, в, г) и др.
На шельфе морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и в российской части Чукотского моря нефтегазопоисковые скважины не бурились. В связи с этим открытий месторождений углеводородов нет, за исключением объявленного ПАО «НК «Роснефть» в 2017 г. открытия месторождения нефти, сделанного в Хатангском заливе при бурении с побережья полуострова Хара-Тумус субгоризонтальной скважины Центрально-Ольгинская-1 (рис. 1, д). Кроме того, в 2004 г. в ходе международной экспедиции IODP (Integrated Ocean Drilling Program, с 2013 г. International Ocean Discovery Program) ACEX – 302 (Arctic Coring Expedition) в глубоководной части Северного Ледовитого океана на хребте Ломоносова примерно в 100 км от Северного полюса были пробурены неглубокие (до 428 м) скважины, вскрывшие мезо-кайнозойский комплекс. Несмотря на крайне ограниченный объем поискового бурения по Лаптевоморскому региону, многими исследователями акватория рассматривается как перспективная, содержащая значительные ресурсы нефти и газа.
Лаптевоморский бассейн имеет сложное геологическое строение, что объясняется его уникальным расположением на сочленении разнородных тектонических структур: древней Сибирской платформы, мезозойской Верхояно-Колымской складчатой системы и молодого Евразийского океанического бассейна [7]. Перекрывающий фундамент осадочный чехол состоит из верхнемеловых и кайнозойских отложений, его мощность в наиболее погруженных частях фундамента достигает 14 км. Весь осадочный чехол осложнен многочисленными разрывными нарушениями, наблюдающимися на многих сейсмических разрезах. Они образуют Лаптевоморскую рифтовую систему, которая начала формироваться при растяжении коры в позднемеловое время [16]. В олигоцене – раннем миоцене в регионе преобладали обстановки сжатия, в результате чего в осадочном чехле произошли складчато-надвиговые деформации. В позднемиоцен-плейстоценовое время произошел второй период активизации растяжения коры. Обилие разрывных нарушений является фактором, благоприятствующим субвертикальной миграции УВ и образованию множества потенциальных структурных и тектонически экранированных ловушек для УВ, в том числе в ВЧР.

В данной работе приведены результаты исследований региональных сейсмических материалов МОГТ ОАО «МАГЭ» по морю Лаптевых – с целью выявления неоднородностей в ВЧР, связанных с возможным присутствием залежей газа в свободном и гидратном состояниях.

К ВЧР относится самый молодой среднемиоцен-четвертичный сейсмостратиграфический комплекс. Отложения средне-верхнемиоценового возраста были вскрыты скважинами, пробуренными при выполнении проекта IODP ACEX – 302 на хребте Ломоносова. По данным бурения они представлены алевритистой глиной с линзами песка. Породы плиоцена обнажены на островах: Фаддеевский, Новая Сибирь, Земля Бунге, Большой Ляховский. Они сложены алевритами и разнозернистыми песками. Четвертичная система состоит из песков, алевритов, глин. По данным фондовых материалов ОАО «МАГЭ», плейстоценовые отложения представлены морскими, озерными, озерно-аллювиальными, аллювиально-пролювиальными генетическими типами, голоцен сложен аллювиальными, морскими, аллювиально-морскими, озерными, ледниковыми и эоловыми отложениями.

Анализ данных сейсморазведки МОГТ
Для выполнения исследований неоднородностей в ВЧР были использованы временные разрезы МОГТ по 20 сейсмопрофилям общей длиной более 3,5 тыс. пог. км, отработанным ОАО «МАГЭ» в 2004 – 2009 гг. в юго-западной части акватории моря Лаптевых между полуостровом Таймыр и Новосибирскими островами на участке 443х275 км (рис. 1). Работы выполнялись научно-исследовательскими судами (НИС) «Профессор Куренцов» («ПК» – 2005 – 2009 гг.) и «Геолог Дмитрий Наливкин» («ГДН» – 2009 г.), оснащенными сейсмокосами отечественного (Х Zone Bottom Fish) и зарубежного (Sercel Seal) производства. Одинаковыми характеристиками для всех геофизических съемок являются интервал между центрами групп сейсмоприемников (12,5 м) и  частота дискретизации записей (2 мс). Остальные параметры съемок представлены в табл.

Анализ временных разрезов и выделение в ВЧР объектов с аномальными сейсмическими характеристиками проводились в программном комплексе IHS Kingdom. При формировании нового раздела базы данных геоинформационной системы «Арктика и Мировой океан» (ГИС «АМО» [1 – 3, 6]) каждый аномальный объект в ВЧР характеризовался глубиной залегания и размером по горизонтали. Также в зависимости от характерных особенностей каждой аномалии сейсмической записи задавалась цифровая кодировка, включающая порядковые номера шести основных признаков анализируемых объектов:
1. Резкое локальное повышение амплитуды отражений («яркое пятно»);
2. Инверсия фаз отражений (смена полярности);
3. Прогибание осей синфазности под аномалией, обусловленное уменьшением значений скорости распространения упругих волн в газонасыщенных отложениях;
4. Аномальное поглощение высоких частот упругих колебаний;
5. Наличие зоны акустической тени – ухудшение прослеживания сейсмических горизонтов под предполагаемой залежью газа;
6. Наличие плоских осей синфазности, соответствующих отраженным волнам от газоводяного контакта (ГВК).
Однозначность проявления указанных признаков газонасыщенности на временных разрезах МОГТ зависит от различных характеристик залежей газа, особенно их геометрических размеров, количества (по вертикали) и объемов содержащегося газа.
В качестве одного из примеров приведен фрагмент временного разреза 200501 длиной 4,7 км, на котором, начиная с 20 – 50 м ниже дна, выделяется аномальный объект протяженностью 1,6 км, имеющий признаки 12345 (рис. 2). При этом однозначными являются признаки 1, 2, 4, 5 (яркое пятно, инверсия фаз, снижение частоты и зона тени), а признак 3 (прогиб осей синфазности) выражен слабо.
На рис. 3 приведен фрагмент временного разреза МОГТ по профилю LS0924 длиной 55 км. На нем четко виден ряд разломов, прорывающих осадочный чехол до значительных глубин (в некоторых случаях до самого фундамента). В окрестностях разломов образуются зоны развития трещиноватости с повышенной проницаемостью, являющиеся возможными каналами миграции глубинного категенетического газа (газовые трубы). На данном профиле в ВЧР выделяются более 20 аномальных объектов, предположительно связанных с газовыми карманами. В частности, на времени 0,55 с (глубина от дна 430 м) выделяется аномалия протяженностью 3,3 км с признаками 1345 (рис. 3, б – 1), а на временах 0,6 – 0,85 с – три аномалии (рис. 3, б – 2). При этом у второго объекта на времени 0,7 с видна аномалия протяженностью 2,9 км с признаками 13456 (рис. 3, б – 2) и отмечается плоская ось синфазности, вероятно, соответствующая отражениям от ГВК. Также на разрезе LS0924 на времени до 0,3 с (глубина от дна около 150 м) отмечен ряд объектов с признаками 12 (рис. 3, б – 3), на времени 0,85 с выделена неоднородность длиной 3,3 км с признаками 1456 (рис. 3, б – 4).

Впервые выполненная интерпретация большого объема архивных материалов сейсморазведки МОГТ по ВЧР акватории моря Лаптевых показала высокий уровень газонасыщенности среднемиоцен– четвертичных терригенных отложений, представляющих опасность для проведения буровых работ.

На фрагменте временного разреза LS0923 на времени 0,7 с (около 600 м от дна) выделяется аномалия сейсмической записи с признаками 1456 (рис. 4, а). На рис.  4, б приведены результаты сопоставлений нормированных по максимальному значению амплитудно-частотных спектров (АЧС), рассчитанных в двух окнах: в зоне аномалии во временном интервале 0,68 – 1,3 с (красный цвет) и в зоне левее аномалии в том же временном интервале (черный цвет). При сравнении этих двух АЧС можно отметить, что при прохождении сейсмических волн через аномальный объект – предполагаемый карман газа высокочастотные составляющие спектра теряются. На приведенном примере в зоне аномалии максимум АЧС смещается в сторону низких частот – с 25 до 16 Гц (рис. 4, б).
Всего в результате анализа имевшихся временных разрезов МОГТ общей длиной 3549 км, выделено 102 аномальных объекта, расположение которых на исследованных сейсмопрофилях показано на рис. 5. Среднее расстояние между аномальными объектами составило около 35 км, что в 1,75 раза больше, чем в Охотском море (около 20 км) [2, 3, 6]. Из 102 аномальных объектов 75 (73,5 %) характеризуются количеством признаков газонасыщения от 2 до 5, и только 28 объектов (27,5 %) имеют 3 и более признаков.
На рис. 6 приведены диаграммы статистического распределения прогнозируемых газовых карманов в ВЧР по горизонтальным размерам и глубинам верхних залежей. По горизонтали размеры анализируемых аномалий изменяются от 200 до 7200 м. Наиболее часто встречаются объекты размером 500 – 1000 м (24,5 %) и 1500 – 2000 м (22,5 %). 86,3 % выделенных аномалий имеют размеры менее 3 км, 96 % – меньше 5 км. Одна предполагаемая залежь (1 %) имеет размеры более 7 км (удивительное совпадение с Охотским морем [3]). Средний размер объектов составляет 1686 м.

Проведенные исследования наглядно иллюстрируют, что в ВЧР шельфа России содержатся многие тысячи залежей газа в свободном и гидратном состояниях. Их разработка может представлять значительный интерес, по крайней мере, для обеспечения локальных потребностей, особенно на материковой суше и островах Арктики.

При анализе глубин распространения аномальных объектов для каждого из них определялась глубина кровли верхней предполагаемой залежи газа, так как уверенно выделить нижележащие залежи в большинстве случаев сложно из-за низких частот сейсмозаписей (низкой разрешенности) (рис. 4, б). Большинство верхних залежей (78,4 %) расположено на глубинах до 200 м, а в интервале до 100 м – 53,9 %. Средняя глубина объектов по всем рассмотренным профилям составляет 170 м.
Кроме аномалий, указывающих на газовые карманы, на временных разрезах LS0914, LS0923, LS0924, LS0927 (рис. 5), начиная с бровки континентального шельфа, выделяется субпараллельный дну отражающий горизонт (рис. 7), который, вероятно, соответствует подошве зоны стабильности газовых гидратов – BSR (Bottom Simulating Reflector) [1 – 3, 9, 19]. В точках пересечения указанных четырех профилей выделяемый горизонт BSR находится на одних и тех же временах (глубинах). Ниже горизонта BSR прогнозируется газонасыщенный слой (газ в свободном состоянии), приводящий к инверсии отраженных волн от его кровли. Выше горизонта BSR залегает сейсмокомплекс со слабыми амплитудами отражений, что говорит об относительной однородности его акустических свойств, возникающей при насыщении газогидратами. Ниже BSR наблюдаются более интенсивные отраженные волны, которые соответствуют горизонтам с существенными различиями акустических импедансов. Не очень четкое прослеживание BSR на рис. 7, видимо, связано с резкой расчлененностью поверхности дна и локальными зонами отсутствия залежей газа в свободном или гидратном состояниях.

Выводы
1.Впервые выполненная интерпретация большого объема архивных материалов сейсморазведки МОГТ (более 3500 км) по ВЧР акватории моря Лаптевых показала высокий уровень газонасыщенности среднемиоцен-четвертичных терригенных отложений, представляющих опасность для проведения буровых работ.
2.Результаты изучения аномальных объектов в ВЧР моря Лаптевых, в дополнение к полученным ранее результатам работ в Охотском море [2, 3, 6], свидетельствуют:
–о возможности извлечения важной дополнительной геолого-геофизической информации о неоднородностях в строении ВЧР из архивных материалов сейсморазведки МОГТ;
–о необходимости активизации комплексных исследований с развитием создаваемой в ИПНГ РАН ГИС «АМО» для повышения безопасности поиска, разведки и разработки месторождений на акваториях и суше.
3.Статистика распределения аномальных объектов в морях Лаптевых и Охотском по протяженности схожа. Относительно небольшие объекты размером до 2 км встречаются чаще других (74,5 и 80,3 %). Однако по глубине обнаружения верхних аномальных объектов до 200 м в море Лаптевых расположено 78,4 % объектов, а в Охотском море только 23,4 %. Это, видимо, связано с большей активностью новейших тектонических процессов в море Лаптевых и наличием разломов, практически доходящих до морского дна.
4.Проведенные исследования наглядно иллюстрируют, что в ВЧР шельфа России содержатся многие тысячи залежей газа в свободном и гидратном состояниях. Их разработка может представлять значительный интерес, по крайней мере, для обеспечения локальных потребностей, особенно на материковой суше и островах Арктики [4, 5].

Литература

1. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов: Монография. М.: ВЭО, Том 182, 2014. С. 11–175.
2. Богоявленский В.И. Выбросы газа и нефти на суше и акваториях Арктики и Мирового океана // Бурение и нефть. 2015. № 6. С. 4–9.
3. Богоявленский В.И., Керимов В.Ю., Ольховская О.О. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Охотское море // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 43–47.
4. Богоявленский В.И., Тупысев М.К., Титовский А.Л., Пушкарев В.А. Рациональное природопользование в районах распространения газовых залежей в верхней части разреза // Вести газовой науки, ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2016. № 2 (26). С. 160–164.
5. Патент 2579089 РФ. Способ подготовки месторождения углеводородов к освоению / В.И. Богоявленский, В.М. Максимов, М.К. Тупысев; опубл. 27.03.2016, приоритет от 17.12.2014.
6. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Природные и техногенные угрозы при поиске, разведке и разработке месторождений углеводородов в Арктике // Минеральные ресурсы. 2018. № 2. С. 60–70.
7. Дараган-Сущова Л.А., Петров О.В., Дараган-Сущов Ю.И., Рукавишникова Д.Д. Новый взгляд на геологическое строение осадочного чехла моря Лаптевых // Региональная геология и металлогения. 2010. № 41. С. 5–16.
8. Захаренко В.С., Казанин Г.С., Павлов С.П. Предпосылки и условия формирования газогидратов на Штокмановской площади Баренцева моря // Вестник МГТУ. 2014. Т. 17. № 2.
9. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992. 237 c.
10. Казанин А.Г., Казанин Г.С., Иванов Г.И., Саркисян М.В. Инновационные инженерно-геологические технологии на Арктическом шельфе России // NefteGaz.RU. 2017. № 1. С. 120–124.
11. Казанин Г.С., Иванов Г.И., Казанин А.Г. Инновационный вектор исследований – основа стабильного развития ОАО «МАГЭ» // Инновационный вектор развития ОАО «МАГЭ». СПб, 2017. С. 7–25.
12. Казанин Г.С., Шкарубо С.И., Заяц И.В., Павлов С.П. Новые данные о геологическом строении и нефтегазоосности Российского шельфа // Инновационный вектор развития ОАО «МАГЭ». СПб, 2017. С. 63–73.
13. Обжиров А.И. Газогидраты и потоки метана в Охотском море // Морские информационно-управляющие системы. 2013. № 1 (2). С. 56–65.
14. Andreassen K., Nilssen E.G., Ødegaard C.M. Analysis of shallow gas and fluid migration within the Plio – Pleistocene sedimentary succession of the SW Barents Sea continental margin using 3D seismic data // Geo – Marine Letters. 2007. Vol. 27. No.  2–4. Pp. 155–171.
15. Boogaard M., Hoetz G. Seismic characterisation of shallow gas in the Netherlands. Abstract FORCE Seminar Stavanger 8 – 9 April 2015. 3 p.
16. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A.M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview // Geological society, London, petroleum geology conference series. – Geological Society of London, 2010. Vol. 7. No. 1. Pp. 591–619.
17. Ferrín A. et al. Shallow gas features in the Galician Rías Baixas (NW Spain) // Geo – Marine Letters. 2003. Vol. 23. No. 3–4. Pp. 207–214.
18. Huang B. et al. Spatial distribution and geochemistry of the nearshore gas seepages and their implications to natural gas migration in the Yinggehai Basin, offshore South China Sea // Marine and Petroleum Geology. 2009. Vol. 26. No. 6. Pp. 928–935.
19. Judd A.G., Hovland M. The evidence of shallow gas in marine sediments // Continental Shelf Research. 1992. Vol. 12. No. 10. Pp. 1081–1095.
20. Kim D. C. et al. Distribution and acoustic characteristics of shallow gas in the Korea Strait shelf mud off SE Korea // Marine Georesources and Geotechnology. 2004. Vol. 22. No. 1–2. Pp. 21–31.
21. Lee S.H., Chough S.K. Distribution and origin of shallow gas in deep – sea sediments of the Ulleung Basin, East Sea (Sea of Japan) // Geo – Marine Letters. 2002. Vol. 22. No. 4. Pp. 204–209.
22. Mikalsen H. Reservoir structure and geological setting of the shallow PEON gas reservoir. EOM – 3901 Master’s Thesis in Energy, UiT, The Arctic University of Norway, 2014. 99 p.
23. Naudts L., Greinert J., Artemov Yu. et al. Geological and morphological setting of 2778 methane seeps in the Dnepr paleo – delta, northwestern Black Sea //Marine Geology. 2006. Vol. 227. No.  3–4. Pp. 177–199.
24. Schroot B.M. Seismic Anomalies Indicating Leakage: examples from the Southern North Sea // AAPG Search and Discovery Article. 2003. Vol. 90013. 2003. Pp. 11–14.

References

1. Bogoyavlenskiy V.I. Arktika i Mirovoy okean: sovremennoye sostoyaniye, perspektivy i problemy osvoyeniya resursov uglevodorodov [The Arctic and the World Ocean: Current Status, Prospects and Problems of Hydrocarbon Resources Development]. Monografiya [Monograph]. Moscow, VEO Publ., vol. 182, 2014, pp.  11–175.
2. Bogoyavlenskiy V.I. Vybrosy gaza i nefti na sushe i akvatoriyakh Arktiki i Mirovogo okeana [Emissions of gas and oil on land and offshore of the Arctic and World Ocean]. Bureniye i neft’ [Drilling and oil], 2015, no. 6, pp. 4–9.
3. Bogoyavlenskiy V.I., Kerimov V.Yu., Ol’khovskaya O.O. Opasnyye gazonasyshchennyye ob’yekty na akvatoriyakh Mirovogo okeana. Okhotskoye more [Dangerous gas-saturated objects in the World Ocean. Sea of Okhotsk]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 2016, no. 6, pp. 43–47.
4. Bogoyavlenskiy V.I., Tupysev M.K., Titovskiy A.L., Pushkarev V.A. Ratsional’noye prirodopol’zovaniye v rayonakh rasprostraneniya gazovykh zalezhey v verkhney chasti razreza [Rational nature management in the areas of distribution of gas deposits in the upper part of the section]. Vesti gazovoy nauki [Vesti gazovoy nauki], «Gazprom VNIIGAZ» LLC, 2016, no. 2 (26), pp. 160–164.
5. V.I. Bogoyavlenskiy, V.M. Maksimov, M.K. Tupysev Sposob podgotovki mestorozhdeniya uglevodorodov k osvoyeniyu [Method of preparing a hydrocarbon deposit for exploration]. Patent RF, no. 2579089; opubl. 27.03.2016, prioritet ot 17.12.2014.
6. Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V. Prirodnyye i tekhnogennyye ugrozy pri poiske, razvedke i razrabotke mestorozhdeniy uglevodorodov v Arktike [Natural and technogenic threats in prospecting, exploration and development of hydrocarbon fields in the Arctic]. Mineral’nyye resursy [Mineral resources], 2018, no. 2, pp. 60–70.
7. Daragan-Sushchova L.A., Petrov O.V., Daragan-Sushchov Yu.I., Rukavishnikova D.D. Novyy vzglyad na geologicheskoye stroyeniye osadochnogo chekhla morya Laptevykh [A new look at the geological structure of the sedimentary cover of the Laptev Sea]. Regional’naya geologiya i metallogeniya [Regional geology and metallogeny], 2010, no. 41, pp. 5–16.
8. Zakharenko V.S., Kazanin G.S., Pavlov S.P. Predposylki i usloviya formirovaniya gazogidratov na Shtokmanovskoy ploshchadi Barentseva morya [Prerequisites and conditions for the formation of gas hydrates in the Shtokmanovskaya area of the Barents Sea]. Vestnik MGTU [Vestnik MSTU], 2014, Vol. 17, no. 2.
9. Istomin V.A., Yakushev V.S. Gazovyye gidraty v prirodnykh usloviyakh [Gas hydrates in natural conditions]. Moscow, Nedra Publ., 1992. 237 p.
10. Kazanin A.G., Kazanin G.S., Ivanov G.I., Sarkisyan M.V. Innovatsionnyye inzhenerno-geologicheskiye tekhnologii na arkticheskom shel’fe Rossii [Innovative engineering-geological technologies on the Arctic shelf of Russia]. NefteGaz.RU [NefteGaz.RU], 2017, no. 1, pp. 120–124.
11. Kazanin G.S., Ivanov G.I., Kazanin A.G. Innovatsionnyy vektor issledovaniy – osnova stabil’nogo razvitiya OAO «MAGE» [Innovative vector of research is the basis of stable development of «MAGE» JSC]. Innovatsionnyy vektor razvitiya OAO «MAGE» [Innovative vector of development of «MAGE» JSC], Saint-Petersburg, 2017, pp. 7–25.
12. Kazanin G.S., Shkarubo S.I., Zayats I.V., Pavlov S.P. Novyye dannyye o geologicheskom stroyenii i neftegazoosnosti Rossiyskogo shel’fa [New data on the geological structure and oil and gas content of the Russian shelf]. Innovatsionnyy vektor razvitiya OAO «MAGE» [Innovative vector of development of «MAGE» JSC], Saint-Petersburg, 2017, pp. 63–73.
13. Obzhirov A.I. Gazogidraty i potoki metana v Okhotskom more [Gas hydrates and methane streams in the Sea of Okhotsk]. Morskiye informatsionno–upravlyayushchiye sistemy [Marine information management systems], 2013, no. 1(2), pp. 56–65.
14. Andreassen K., Nilssen E.G., degaard C.M. Analysis of shallow gas and fluid migration within the Plio – Pleistocene sedimentary succession of the SW Barents Sea continental margin using 3D seismic data. Geo – Marine Letters. 2007. vol. 27, no. 2–4, pp. 155–171.
15. Boogaard M., Hoetz G. Seismic characterisation of shallow gas in the Netherlands. Abstract FORCE Seminar Stavanger 8–9 April 2015. 3 p.
16. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A.M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview. Geological society, London, petroleum geology conference series. – Geological Society of London, 2010. vol. 7, no. 1, pp. 591–619.
17. Ferrín A. et al. Shallow gas features in the Galician Rías Baixas (NW Spain). Geo – Marine Letters. 2003. Vol. 23, no. 3–4, pp. 207–214.
18. Huang B. et al. Spatial distribution and geochemistry of the nearshore gas seepages and their implications to natural gas migration in the Yinggehai Basin, offshore South China Sea. Marine and Petroleum Geology. 2009, vol. 26, no. 6, pp. 928–935.
19. Judd A.G., Hovland M. The evidence of shallow gas in marine sediments. Continental Shelf Research. 1992, Vol. 12, no. 10, pp. 1081–1095.
20. Kim D. C. et al. Distribution and acoustic characteristics of shallow gas in the Korea Strait shelf mud off SE Korea. Marine Georesources and Geotechnology. 2004, vol. 22, no. 1–2, pp. 21–31.
21. Lee S.H., Chough S.K. Distribution and origin of shallow gas in deep – sea sediments of the Ulleung Basin, East Sea (Sea of Japan). Geo–Marine Letters. 2002, vol. 22, no. 4, pp. 204–209.
22. Mikalsen H. Reservoir structure and geological setting of the shallow PEON gas reservoir. EOM – 3901 Master’s Thesis in Energy, UiT, The Arctic University of Norway, 2014. 99 p.
23. Naudts L., Greinert J., Artemov Yu. et al. Geological and morphological setting of 2778 methane seeps in the Dnepr paleo – delta, northwestern Black Sea. Marine Geology. 2006, vol. 227, no. 3–4, pp. 177–199.
24. Schroot B.M. Seismic Anomalies Indicating Leakage: examples from the Southern North Sea. AAPG Search and Discovery Article. 2003, vol. 90013, 2003, pp. 11–14.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Богоявленский В.И.

    Богоявленский В.И.

    член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Казанин Г.

    Казанин Г.

    ОАО МАГЭ

    Кишанков А.В.

    Кишанков А.В.

    инженер ИПНГ РАН, магистрант РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

    Просмотров статьи: 536

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru